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

	12. РАСЧЕТ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ1
	Сортамент насосно-компрессорных труб, предназначенных для ос­воения, испытания и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, под­вешиваемых в арматуре устья скважины, приведен в табл. 12.1. Размеры и масса НКТ гладких, с высаженными наружу концами и гладких высокогерметичных НКМ приведены в табл. 12.2 и 12.3. Раз­меры безмуфтовых труб с высаженными наружу концами НКБ приве­дены в табл. 12.4. Трубы и муфты изготовляются из стали одной и той же группы прочности (табл. 12.5). Колонна НКТ может быть одноступенчатой, состоящей из труб од­ного диаметра, и многоступенчатой, состоящей из труб нескольких диаметров. Каждая ступень может включать несколько секций. Диаметр муфты и длину колонны НКТ определяют из условий экс­плуатации. Оптимальный внутренний диаметр колонны НКТ определяется из выражения [10].
	(12.1)
	Px~Py
	где р — плотность ГЖС, кг/м3; L — глубина спуска колонны НКТ (подъ­емных труб), м; р\ — для фонтанных скважин принимается как давле­ние на забое />заб> Па, для газлифтных скважин как пусковое давление рп, Па; ру — давление на устье, Па; Qx — дебит жидкости, добываемой из скважины, м3/сут. После вычисления по формуле (12.1) выбираются по стандарту трубы ближайшего большего диаметра. В случае ступенчатой конст­рукции НКТ первая секция должна составляться из труб ближайшего к расчетному диаметра, а последующие секции — из труб большего диа­метра.
	1 По Р. А. Ганджумяну. 386

	Таблица 12.1 Сортамент труб
	Условный диаметр тру­бы, мм Толщина стенки, мм Тип трубы Гладкая С высажен­ными наружу концами В Гладкая вы­сокогерме­тичная НКМ Безмуфтовая с высаженными наружу конца­ми НКБ 27 33 47 48 60 73 89 102 114 3,0 3,5 3,5 4,0 5,0 5,5 7,0 6,5 8,0 6,5 7,0 ДКЕ ДКЕ ДКЕ ДКЕ ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕ ДКЕ ДКЕ ДКЕ ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР
	Таблица 12.2 Размеры (мм) и масса (кг) гладких труб и муфт к ним
	Условный диаметр трубы Труба Муфта Наруж­ный диа­метр D Толщина стенки 8 Внутрен­ний диа­метр d Масса 1 м Наруж­ный диа­метр DM Длина Масса
	Гладкие трубы
	33 42 48 60 73 89 102 114	33,4 3,5 26,4 2,6 42,2 84 42,2 3,5 35,2 3,3 52,2 90 48,3 4,0 40,3 4,4 55,9 96 60,3 5,0 50,3 6,8 73,0 ПО 73,0 5,5 62,0 9,2 88,9 132 7,0 59,0 11,4 88,9 6,5 75,9 13,2 108,0 146 101,6 6,5 83,6 15,2 120,6 150 114,3 7,0 100,3 18,5 132,1 156	0,4 0,6 0,5 1,3 2,4 3,6 4,5 5,1
	Гладкие высокогерметичные трубы НКМ
	60 73 89 102 114	60,3 5,0 50,3 6,8 73,0 135 73,0 5,5 62,0 9,2 88,9 135 7,0 59,0 11,4 88,9 6,5 75,9 13,2 108,0 155 8,0 72,9 16,0 101,6 88,6 155 114,3 6,5 100,3 15,2 120,6 205	1,8 2,5 4,1 5,1 7,4
	387

	7,0					18,5			132,1
	Таблица 12.3 Размеры (мм) и масса (кг) труб типа В с высаженными наружу концами и муфт к ним
	Труба										Муфта
	27 33 42 48 60 73 89 102 114	26,7 33,4 42,2 48,3 60,3 73,0 88,9 101,6 114,3	3,0 3,5 3,5 4,0 5,0 5,5 7,0 6,5 8,0 6,5 7,0	20,7 26,4 35,2 40,3 50,3 62,0 59,0 75,9 72,9 88,6 100,3	33,4 37,3 46,0 53,2 65,9 78,6 95,2 108,0 120,6	40 45 51 57 89 95 102 102 108	1,8 2,6 3,3 4,4 6,8 9,2 11,4 13,2 16,0 15,2 18,5	0,1 0,1 0,2 0,4 0,7 0,9 1,3 1,4 1,6		42,2 48,3 55,9 63,5 77,8 93,2 114,3 127,0 141,3	84 90 96 100 126 134 146 154 160	0,4 0,5 0,7 0,8 1,5 2,8 4,2 5,0 6,3
	Примечание. На внутренней полости трубы на расстоянии (/„mm + 25) мм от торца допускается технологическая конусность не более 1:50.
	Таблица 12.4 Размеры (мм) и масса (кг) безмуфтовых труб с высаженными наружу концами типа НКБ
											3 1	ч
											II 5 о
	60 73 89	60,3 73,0 88,9	5,0 5,5 7,0 6,5 8,0	50,3 62,0 59,0 75,9 72,9	71 84 86 102 104	53,5 65,5 63,0 79,5 77,0	48,3 60,0 57,0 73,9 70,9		95 100 100		6,8 9,2 11,4 13,2 16,0	1,8 2,2 2,6 3,2 3,7
	388

	102 114	101,6 6,5 88,6 116 92,0 86,8 100 15,2 114,3 7,0 100,3 130 104,0 98,3 100 18,5			4,0 4,8
	Таблица 12.5 Механические характеристики материалов насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633-80
	Норма механических свойств для сталей групп прочности д К Е А Б Временное сопротивление, МПа 655 (66,8) 638 (65,0) 687 (70,0) 689 (70,3) (кгс/мм2), не менее Предел текучести, МПа (кгс/мм2): не менее 379 (38,7) 373 (38,0) 491 (50,0) 552 (56,2) не более 552 (56,2) - - 758 (77,3) Относительное удлинение, %, не 14,3 16,0 12,0 13,0 менее
	Продолжение табл. 12.5
	Норма механических свойств для сталей Показатели групп прочности Л М Р Временное сопротивление, МПа 758 (77,3) 823 (83,9) 1000(101,9) (кгс/мм2), не менее Предел текучести, МПа (кгс/мм2): не менее 654 (66,8) 724 (73,8) 930 (94,9) не более 862 (87,9) 921 (93,9) 1137(116,0) Относительное удлинение, %, не 12,3 11,3 9,5 менее
	Примечания. 1. Буквами А и Б обозначено исполнение труб. 2. Для труб из стали групп прочности Д исполнения Б максимальное значение предела текучести не ограни­чено. Пример 12.1. Определить диаметр колонны НКТ, свободно подвешенной без паке-ра, при следующих условиях: плотность жидкости, закачиваемой в скважину при освое­нии р = 820 кг/м3; длина колонны НКТ L = 3100 м; давление на забое />3аб = 25 МПа; дав­ление на устье (буфере) ру = 3,5 МПа; предполагаемый отбор (дебит) жидкости из сква­жины QK = 73 м'/сут. Решение. Оптимальный внутренний диаметр колонны НКТ определяется по формуле (12.1):
	d, = 188	0,82-10 -3100	73-9,8- 3100	= 56 мм.
	25 -10 - 3,5 -10 V 0,82 ■ 10J - 9,8 - 3100 - (25 - 3,5) -106
	По табл. 12.2 принимается ближайший больший стандартный внутренний диаметр труб 59 мм и соответственно трубы 73X7-D по ГОСТ 633-80.
	389

	Колонну НКТ рассчитывают на прочность при растяжении, на со­противляемость смятию избыточным наружным давлением, на сопро­тивляемость разрыву избыточным внутренним давлением. Предельные осевые растягивающие нагрузки Рстр (Н), при кото­рых в резьбовом соединении гладких труб напряжения достигают пре­дела текучести, определяют по формуле Яковлева -Шумилова. Пре­дельное растягивающее усилие Рт (Н), при котором в теле труб с вы­саженными наружу концами и безмуфтовых труб с высаженными на­ружу концами (НКБ) возникает напряжение, равное пределу текуче­сти, находят из выражения Рт = тФЬот.                                                                    (12.2) Значения предельных страгивающей и растягивающей нагрузок для НКТ приведены в табл. 12.6. Таблица 12.6 Предельные (соответствующие пределу текучести) нагрузки (кН) для насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633-80
	Условный диа- Толщина стен- Страгивающая нагрузка Р^ для гладких труб из стали группы прочности д К Е Л М 33 3,5 _ _ _ _ _ 42 3,5 — — — — — 48 4,0 113 148 160 192 222 60 5,0 196 250 285 337 388 73 5,5 278 365 402 476 540 7,0 370 486 535 636 730 89 6,5 415 546 620 710 820 8,0 - - - - - 102 6,5 440 580 640 755 870 114 7,0 545 717 833 932 1076
	Продолжение табл. 12.6
	Растягивающая нагрузка Рт для труб Условный диа- Толщина стен- с высаженными концами типа НКБ из стали группы метр, мм ки, мм прочности д К Е Л М 33 3,5 122 162 177 219 242 42 3,5 157 208 229 272 312 48 4,0 210 273 310 356 410 60 5,0 322 425 468 552 640 73 5,5 435 572 620 743 855 7,0 540 712 783 935 1065 89 6,5 622 818 900 1065 1227
	390

	8,0 754 995 1090 1298 1435 102 6,5 723 951 1040 1237 1430 114 7,0 880 1155 1270 1505 1745
	Продолжение табл. 12.6
	Условный диа- Толщина стен- Растягивающая нагрузка Рг для труб типа НКМ из стали группы прочности метр, мм ки, мм д К Е Л М 33 3,5 _ _ _ _ _ 42 3,5 - - - - - 48 4,0 - - - - - 60 5,0 265 348 382 452 522 73 5,5 363 476 524 610 716 7,0 468 617 680 804 925 89 6,5 549 710 780 921 1046 8,0 670 882 967 1142 1320 102 6,5 622 820 902 1065 1230 114 7,0 766 1070 1110 1310 1510
	Допустимая растягивающая нагрузка [Р]р, действующая на верх­нюю трубу каждой секции (ступени) должна составлять: для труб с гладкими концами и труб НКМ
	(12.3) для труб с высаженными наружу концами и труб НКБ [P]p<PT/ki,                                                          (12.4) где к\ — нормативный коэффициент запаса прочности (КЗП), для вер­тикальных скважин к\ = 1,3. В искривленных скважинах КЗП определяют по формуле (12.5)
	\-к,С0(1в-0,5У где к\ — нормативный КЗП, к\ = 1,3; Со — коэффициент, учитывающий прочные характеристики материала труб,
	C0=ED/(4-573oT);	(12.6)
	z'e — интенсивность искривления, градус/10 м; Е — модуль упругости, Е = 2,110пПа. Значения коэффициента запаса прочности к\ приведены в табл. 12.7.
	391

	При испытании колонны на герметичность или установке гидравли­ческого пакера осевую растягивающую нагрузку Рр (Н) в верхней части произвольной колонны НКТ находят из выражения А.                                       (12.7) 1-1 Таблица 12.7 Коэффициенты запаса прочности для труб по ГОСТ 633-80 при эксплуатации наклонно направленных и искривленных скважин
	Условный диаметр, мм	Д	Группа прочности стали труб
			К		л	м
	Интенсивность искривления г'е = 1 °/10 м
	33 42 48 60 73 89 102 114 33 42 48 60 73 89 102 114 33 42 48 60 73 89 102 114	1,31 1,32 1,32 1,33 1,33 1,34 1,34 1,35 1,33 1,34 1,34 1,35 1,36 1,38 1,39 1,40 1,34 1,35 1,37 1,38 1,40 1,42 1,44 1,46	1,31 1,31 1,32 1,32 1,32 1,33 1,33 1,34	1,31 1,31 1,31 1,32 1,32 1,33 1,33 1,33	1,31 1,31 1,31 1,31 1,32 1,32 1,32 1,33	1,31 1,31 1,31 1,31 1,32 1,32 1,32 1,32 1,31 1,32 1,32 1,33 1,33 1,34 1,35 1,35 1,32 1,33 1,33 1,34 1,35 1,36 1,37 1,38 1,33 1,34 1,34 1,35 1,37 1,38 1,39 1,40	1,31 1,31 1,31 1,31 1,31 1,31 1,32 1,32 1,31 1,31 1,32 1,32 1,33 1,33 1,34 1,34 1,32 1,32 1,33 1,33 1,34 1,35 1,36 1,36 1,32 1,33 1,33 1,34 1,35 1,36 1,37 1,38
			Интенсивность искривления г'е = 2°/10 м
			1,32 1,33 1,33 1,34 1,35 1,36 1,37 1,38	1,32 1,32 1,33 1,33 1,34 1,35 1,36 1,37	1,32 1,32 1,32 1,33 1,34 1,34 1,35 1,36
			Интенсивность искривления U		= 3710 м
			1,33 1,34 1,35 1,36 1,38 1,39 1,40 1,42	1,33 1,34 1,34 1,36 1,37 1,38 1,39 1,40	1,32 1,33 1,34 1,35 1,35 1,36 1,38 1,39
	Интенсивность искривления г'е				= 4710 м
	33 1,36 1,34 1,34 42 1,37 1,36 1,35 48 1,39 1,36 1,36 60 1,41 1,38 1,37 73 1,44 1,40 1,39 89 1,46 1,43 1,41 102 1,49 1,44 1,43 114 1,53 1,46 1,44				1,33 1,34 1,35 1,36 1,37 1,39 1,40 1,42
	Интенсивность искривления г'е = 5710 м
	392

	33 1,37 1,35 1,35 1,34 1,34 1,33 42 1,39 1,37 1,36 1,35 1,35 1,34 48 1,41 1,38 1,37 1,36 1,35 1,34 60 1,44 1,40 1,39 1,38 1,37 1,35 73 1,48 1,43 1,41 1,39 1,38 1,36 89 1,52 1,46 1,44 1,41 1,40 1,38 102 1,55 1,48 1,46 1,43 1,42 1,39 114 1,59 1,51 1,48 1,45 1,43 1,40
	Таблица 12.8 Технические характеристики пакеров
	Параметры Механические пакеры Гидромеханические пакеры ПН-М ПН-ЯМ ПН-ЯГМ ПД-ЯГМ Наружный диаметр Рабочее давление, МПа (кгс/см2) Диаметр проходного отвер­стия d, мм Условный диаметр эксплуа­тационной колонны труб, мм Диаметр присоединительной резьбы пакера, мм 94; 112; 118; 122; 132; 136; 140; 145 40; 60; 76 114; 140; 146; 168; 178 60; 73; 89 112; 118; 136 21 (210) 62 146; 168 73 118; 122; 136; 140; 145 21 (210) 62; 76 140; 146; 168; 178 73; 89 112; 118; 122; 136; 140 21 (210) 62; 76; 89 140; 146; 168 73; 89; 102
	Продолжение табл. 12.8 Параметры Гидравлические пакеры ГПД-ЯГ ПД-ЯГ; 2ПД-ЯГ ЦПД-ЯГ Наружный диаметр 112; 118; 122; 136; 112; 118; 136; 145 136; 140; 145 140; 145 Рабочее давление, МПа 50 (500) 35 (350); 35 (350) (кгс/см2) 50 (500) Диаметр проходного отвер- 62; 76 50; 76; 61 80 стия d, мм Условный диаметр эксплуа- 146; 168; 178 146; 168; 178 168; 178 тационной колонны труб, мм Диаметр присоединитель- 73; 89 60; 73; 89 114 ной резьбы пакера, мм
	Примечания. 1. Гидравлические пакеры ПД-ЯГ-112 изготавливаются на рабочее давление 50 и 70 МПа. 2. Гидравлические пакеры 2ПД-ЯГ-112 с резьбой для труб диа­метром 89 мм изготавливаются с треугольной резьбой типа НКМ (для высокогерметич­ных труб). 3. Температура рабочей среды не более 393 К (120 °С).
	393

	Таблица 12.9 Технические характеристики якорей
	Показатели Тип якоря ЯГ ЯП Наружный диаметр якоря, мм Рабочее давление, МПа (кгс/см2) Диаметр проходного отверстия d, мм Температура рабочей среды, К (° С) Условный диаметр эксплуатационной колонны труб по ГОСТ 532-80, мм 118; 136 21 (210) 62; 76 <393 (120) 140; 146; 168 112; 118; 122; 136; 140; 145 50 (500) 62; 76 <373 (100) 140; 146; 168; 178
	Примечание. Диаметр присоединительной резьбы пакера 73 и 89 мм. Таблица 12.10
	Нагрузки, необходимые при распакеровке механического и гидромеханического пакеров Внутренний Наружный Внутренний Наружный диаметр об- диаметр паке- Нагрузка, диаметр об- диаметр паке- Нагрузка, садной колон- ра (резины), кН садной ко- ра (резины), кН ны, мм мм лонны, мм мм 94 87 13 132 115 47 97 87 22 146 136 35 112 98 38 152 136 51 118 108 26 162 145 54 121 108 33 165 145 68
	Примечание. Усилие натяжения для освобождения всех пакеров не должно превы­шать 125 кН.
	При извлечении пакера
	(12.8)
	i-i
	В формулах (12.7) и (12.8) i — порядковый номер секции; п — число секций; q{ — масса 1 м трубы г-й секции, м; SB — площадь проходного канала трубы, м2;рИВ — внутреннее избыточное давление, Па; АР — осе­вая растягивающая нагрузка при извлечении пакера, Н. Значение р„ в определяется техническими характеристиками пакера (табл. 12.8) и якоря (табл. 12.9), а максимальное значение АР должно составлять 125 кН (табл. 12.10, примечание). Осевая сжимающая нагрузка при установке механического или гидромеханического пакеров Лж = Л>аз,                                                             (12.9) где Ррщ — разгрузка части веса труб на пакер, Н. Значение Рраз определяется технической характеристикой пакера (см. табл. 12.10).
	394

	Осевую нагрузку на колонну с пакером под влиянием давлений, собственного веса труб и температуры жидкости в скважине в процес­се эксплуатации рассчитывают по формулам:
	1-1
	ж ,_.2 т2ч i --(П 2~d 2)psgh-
	(12.11) где Ро - дополнительная растягивающая (сжимающая) нагрузка, Н; - давление рабочее на пакере, Па; ц = 0,3 - коэффициент Пуассона;
	Рн, Рв — плотность жидкости снаружи и внутри колонны НКТ после ее спуска в скважину, кг/м3; /пак — глубина установки пакера от устья скважины, м; Р, — осевая нагрузка от температурных изменений, Н, Pt= aESAt; а — коэффициент линейного расширения, для стали а = 12-10"6; At — средняя температура жидкости в скважине, °С (при нагреве принима­ется со знаком "+"; при охлаждении — со знаком "—");
	h, h~ температура в скважине соответственно на устье и на глубине 4ак до начала эксплуатации, °С; t$, U — температура в скважине соот­ветственно на устье и на глубине /пак во время эксплуатации, °С. При эксплуатации скважин на колонну НКТ действуют дополни­тельные нагрузки, вызванные внутренним и наружным давлениями. Схемы конструкции двух- и однорядных лифтовых колонн с пакером и без пакера показаны на рис. 12.1 ирис. 12.2 [10] соответственно. Наружное избыточное давление (Па) определяют из выражения P».»z =Ро + (Рн - pB)zg,                                            (12.12) где ро — давление на устье при освоении, Па; рн = Ро ~ плотность жид­кости, закачиваемой в скважину при освоении, кг/м3.
	395

	На однорядную колонну НКТ без пакера в процессе эксплуатации действует наружное избыточное давление (Па), вычисляемое по фор­муле
	КРзаб Рбуф ) j + Рбуф	(12.13)
	где /»заб - забойное давление, Па; рж = рв - рн - плотность жидкости в скважине, кг/м3;рбуф - буферное устьевое давление, Па. При расчете колонны НКТ, на которую действует внутреннее из­быточное или наружное избыточное давление, верхнюю трубу каждой секции проверяют на прочность.
	396

		в
		БУФ
		» Рп
		РпА	- Рзав —	Рпл	- Рзав-	"пл	zl Рзав-_
	Рис. 12.1. Конструкции двухрядных лифтовых колонн (подъемников) с пакером (а) и без бакера (б), а также кольцевая (в) и цен­тральная (г) системы: 1,2 — номера рядов
	397

	а Ро	в
		Рп.к	Рч
		з	^ а
	Пусковой клапан N			Пусковой (рабочий) мал а и
	-Рзав~			Рпл
	Рис. 12.2. Конструкция однорядных лифтовых колонн без пакера (а), с пакером (б), а также кольцевая (в) и центральная (г) систе­мы
	398

	Внутреннее избыточное давление рт (Па), при котором наибольшее напряжение в трубах достигает предела текучести, определяют по формуле Барлоу^кр = 25<тт/й?„. Внутреннее избыточное давление не должно превышать допускае­мого значения
	(12.14) где кг — нормативный КЗП. Наружное избыточное давление р^ (Па), при котором наибольшие напряжения в трубе достигают предела текучести, определяют по формуле Г.М. Саркисова. Значения рт и р^, рассчитанные по формулам, приведены в табл. 12.11. Избыточное наружное давление не должно превышать допускаемо­го значения: Таблица 12.11 Давления, при которых напряжение в теле труб по ГОСТ 633-80 достигают преде­ла текучести, МПа
	Условный диа- Толщина стен- Внутреннее давление рг труб из стали группы прочности д К Е Л М 33 3,5 69,4 91,0 102,5 121,4 134,5 42 3,5 54,3 71,5 80,5 95,3 105,5 48 4,0 54,3 71,5 80,5 95,3 105,5 60 5,0 54,3 71,5 80,5 95,3 105,5 73 5,5 49,2 64,8 72,8 86,2 95,6 7,0 62,6 82,4 92,7 109,8 121,6 89 6,5 47,6 62,7 70,5 83,5 92,6 8,0 58,5 77,0 86,6 102,6 113,6 102 6,5 41,6 54,8 61,7 73,0 81,0 114 7,0 40,0 52,5 59,0 70,0 77,8
	Продолжение табл. 12.11
	Наружное давление рщ, труб из стали Условный диа- ijf^TT^ ТкЯТкЯ Толщина стен- группы прочности M.KJLljif jVIjVI ки, мм д К Е Л М 33 3,5 54,2 66,5 72,6 84,8 96,7 42 3,5 39,7 50,7 55,2 63,8 72,0 48 4,0 41,1 52,7 57,5 66,5 75,1 60 5,0 39,0 50,0 54,6 63,1 71,4 73 5,5 36,2 46,5 50,5 58,0 65,2 7,0 51,0 66,0 72,3 84,1 95,8 89 6,5 36,6 46,5 50,6 58,0 65,0 8,0 48,7 63,1 69,0 80,4 91,0 102 6,5 29,6 37,6 40,5 45,9 50,8 114 7,0 28,9 36,2 38,8 43,9 48,3
	399

	(12.15) где къ= 1,15 -КЗП. При совместном действии растягивающей осевой нагрузки и на­ружного давления на свободно подвешенную колонну условие проч­ности трубы описывается выражением
	28 к,	(12.16)
	где Рр — растягивающая нагрузка, Н; р„„г — наружное избыточное дав­ление, Па; D — наружный диаметр трубы, мм; S — площадь поперечного сечения трубы, м ; к\ = 1,3. В процессе установки пакера (механического или гидромеханиче­ского) нижняя часть колонны НКТ находится в изогнутом состоянии. Условие прочности этого участка записывается в следующем виде:
	(12.17) где Рсж - осевая сжимающая нагрузка (разгрузка на пакер), Н; So -площадь опасного сечения труб (для гладких труб по основной плос­кости), м2;/— зазор между обсадной колонной и колонной НКТ, м; Wq — осевой момент сопротивления опасного сечения труб, м3. Значения Sq и Wq, как и другие геометрические характеристики НКТ, приведены в табл. 12.12. Критическая сжимающая нагрузка (Н), при которой колонна НКТ подвергается продольному изгибу, определяется по формуле
	PKp = 3,35\]EI(qg)2,                                             (12.18) где EI — жесткость трубы, Нм2 (см. табл. 12.11); q — масса 1 м труб в воздухе, кг/м. Нижняя часть колонны НКТ над пакером может принять изогнутую форму не только при установке пакера, но и в процессе эксплуатации скважины под действием осевых сжимающих нагрузок, связанных с влиянием давлений и температуры. Условие прочности при этом запи­сывается в следующем виде:
	400

	25
	(12.19) Таблица 12.12 Геометрические характеристики насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633—80
	Площадь, см							ЁЗ	Осевой момент сопротивления, см3
	I § 8								1 о
	зз 42 48 60 73 73 89 89 102 114	3,5 3,5 4,0 5,0 5,5 7,0 6,5 8,0 6,5 7,0	8,76 13,98 18,30 28,54 41,83 41,83 62,05 62,05 81,03 102,56	5,47 9,73 12,75 19,86 30,18 27,33 45,34 41,83 61,62 78,97	3,29 4,25 5,55 8,68 11,65 14,50 16,70 20,21 19,41 23,59	2,03 2,53 3,46 6,09 8,51 11,36 12,82 13,74 17,19	3,72 8,03 13,76 33,46 66,83 79,88 142,77 167,12 220,45 340,86	7655 16526 28318 68860 137536 164393 293820 343930 453690 701490	2,23 3,81 5,70 11,10 18,31 21,88 32,12 37,60 43,40 59,64	1,37 2,29 3,51 7,37 13,30 17,01 24,55 30,58 43,32
	где Ро - определяют по формуле (12.11), Н; значения So, Wo, SB, SH бе­рут из табл. 12.12. Для каждой секции колонны НКТ надо определять КЗП по сле­дующим формулам: для гладких труб и труб типа НКМ
	для труб с высаженными наружу концами и типа НКБ р(п),                                                        (12-21)
	где РР(„) - определяют по формуле (12.10). КЗП можно вычислить также по формуле:
	401

	стрр)	(12.22)
	(=1
	Длину первой секции (м) свободно подвешенной колонны (рис. 12.2, а, в, г) рассчитывают по формуле ig,                                                      (12-23) где Рстр - страгивающая нагрузка для труб с гладкими концами или растягивающая нагрузка Рт для труб с высаженными наружу концами и труб типов НКМ и НКБ, Н; к\ — КЗП на растяжение; q\ — теоретиче­ская масса 1 м колонны НКТ, кг/м. Таблица 12.13 Предельные глубины спуска (м) одноступенчатой колонны насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633-80
	Условный Толщина стен- Трубы гладкие из стали группы прочности диаметр, мм ки, мм Д К Е Л М 33 3,5 _ _ _ _ _ 42 3,5 — — — — — 48 4,0 1986 2614 2874 3397 3920 60 5,0 2207 2904 3194 3775 4355 73 5,5 2308 3037 3341 3948 4555 73 7,0 2484 3266 3593 4246 4899 89 6,5 2381 3133 3446 4073 4700 89 8,0 — — — — — 102 6,5 2192 2885 3173 3750 4327 114 7,0 2237 2944 3238 3827 4416
	Продолжение табл. 12.13
	Условный диаметр, мм Толщина стен­ки, мм Трубы с высаженными концами из стали группы прочности д К Е Л М 33 3,5 3612 4751 5226 6177 7128 42 3,5 3593 4729 5200 6147 7092 48 4,0 3582 4714 5185 6128 7070 60 5,0 3564 4690 5159 6097 7035 73 5,5 3535 4651 5116 6046 6976 73 7,0 3573 4700 5171 6110 7051 89 6,5 3504 4610 5072 5994 6916 89 8,0 3539 4657 5122 6054 6985 102 6,5 3535 4651 5117 6047 6977
	402

	114	7,0	3537	4654	5119	6050	6981
	Предельные глубины спуска одноступенчатой колонны, составлен­ной из труб по ГОСТ 633—80 одной группы прочности при к\ = 1,3 приведены в табл. 12.13 и 12.14. Длины второй и последующих секций находят по формуле
	л-1
	стр(л)
	(12.24)
	где <Рстр(д) — страгивающая нагрузка для труб и-й секции, Н; /,- и q{ длина (м) и масса (кг/м) труб г-й секции. Можно также воспользоваться выражением Таблица 12.14 Предельные глубины спуска одноступенчатой колонны насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633-80, м
	Условный Толщина стен- Трубы типа НКМ из стали группы прочности диаметр, мм ки, мм д К Е Л М 60 5,0 2933 3860 4247 5018 5790 73 5,5 3001 3948 4343 5133 5923 73 7,0 3141 4132 4546 5372 6198 89 6,5 3076 4047 4451 5261 6070 89 8,0 — — — — — 102 6,5 3078 4050 4455 5265 6075 114 7,0 3094 4071 4478 5293 6107
	Продолжение табл. 12.14
	Условный Толщина стен- Трубы типа НКБ из стали группы прочности диаметр, мм ки, мм д К Е Л М 60 5,0 3589 4723 5195 6140 7085 73 5,5 3610 4750 5224 6174 7124 73 7,0 3615 4756 5232 6183 7135 89 6,5 3581 4712 5183 6126 7068 89 8,0 3589 4722 5194 6138 7083 102 6,5 3605 4743 5217 6166 7115 114 7,0 3611 4752 5227 6177 7127
	403

	р -Р 1 _ стрр) стрр-i) K
	Длину первой секции колонны, устанавливаемой с гидравлическим (гидромеханическим) пакером, или колонны, подвергаемой испыта­нию на герметичность, определяют из выражения р стрр) _ р к д 1Я=-*---------------■                                                                         (12-26) Длина второй и последующих секций (п > 2) составит
	',=—------------------------->                                          (12-27) где Рдоп — дополнительная нагрузка, действующая на колонну от избы­точного устьевого давления или от напряжения колонны при освобож­дении пакера, Н. В расчетах принимается большее из значений Ряоп, полученных по формулам •Рдоп = ЗвРтииа Рдрп = ЗвРп.в', Рдрп = АР,                            (12.28) где SB - площадь проходного канала труб, м2; pniK - рабочее давление пакера, Па; АР — усилие натяжения колонны при освобождении пакера, Н. Пример 12.2. Воспользовавшись условием и решением примера 12.1, рассчитать колонну НКТ, при следующих исходных данных: внутренний диаметр          обсадной колонны d, = 132 мм; интенсивность искривления ствола в интерва- ле 500—2080 м составляет г'е = 3°/10 м, пластовое давление рт = 29 МПа; давление на устье при освое­нии ру =10 МПа; плотность жидкости в скважине рж = = 1040 кт/м3. Решение. Длина первой секции для выбранных труб 73x7 и значению i%, = 370 кНпо формуле (12.23) при ге= 3710 м, к\ = 1,4 (см. табл. 12.7) 370-Ю3 /, =-------------------= 2305 м. 1,40 11,7 -9,8 При совместном действии растягивающей осевой нагрузки и наружного давления верхняя труба первой секции на глубине z = L — l\ = 3100 — 2305 = 795 м проверяется на наружное давление по формулам (12.12) и (12.13): Р„.„г= 1-Ю7 + (820 - 1040)795 = 9,8-106 Па;
	404

	7 95 Р„.„г=[25106-820(3100-795)]-[25106-3,5106)------ + 3,5-106] = 14,1-Ю6Па. По большему из рассчитанных значений/>„.„г определяем фактическое значение КЗП по формуле (12.15) 264,3 • 103            14,1 • 106 • 73 373 • 10* -----------—+ 1Д5-----------------=------—, 14,5 10                      2-7                 к[ где Рр = 9,811,7-2305 = 264,3-Ю3 Н; S = 14,5 см2 (см. табл. 12.12); к\ = 1,4, что больше допустимого. Длину второй секции определяем по формуле (12.24) и (12.25) и комплектуем эту секцию из труб 73х7-К по ГОСТ 633—80 (по возрастанию группы прочности). Согласно табл. 12.6 Р^2 = 486-Ю3 Н, Р^,, = 370-Ю3 Н; к\ = 1,38 (см. табл. 12.7). Следовательно, (486 - 370)-Ю3 /2 =----------------------= 734м. 1,38-9,8-11,7 Последнюю третью секцию комплектуем из труб 73х7-Е по ГОСТ 633—80: /3 = !-(/, +/2)=[3100-(2305 + 735)] = 61м. Однако в целях уменьшения числа секций в колонне целесообразно вторую секцию колонны НКТ комплектовать из труб с высаженными наружу концами 73x7 группы прочности Д. По табл. 12.6 и 12.7 Рт2 = 540-Ю3 Н и к\ = 1,40. (540 - 370) -Ю3 Тогда /2 =----------------------= 1044 м. 1,40-9,8-11,87 Длина второй секции h = 3100 - 2305 = 795 м. По формуле (12.15) проверим на прочность верхнюю трубу второй секции с учетом избыточного наружного давления/>„.„ = 107 МПа при Рр = (9,8-11,70-2305 + + 9,8-795-11,87) = 356,7-Ю3 Н: 356,7 -103             107-73 373-106 115
	14,5-10                 2-7             ^ Коэффициент к\ = 1,22, что меньше допустимого. Следовательно, вторую секцию колонны НКТ необходимо комплектовать из труб 73x7 группы прочности К. При проверке на прочность 356,7-Ю3            107-73 491 10* ------------- + 1Д5----------=------------. 14,5 -10                 2-7             к\ Устанавливаем, что к\ = 1,6, что больше допустимого значения. Конструкция колонны, полученная в результате расчета, приведена в табл. 12.15.
	405

	Таблица 12.15
	Номер секции Условное обозначе­ние труб по ГОСТ 633-80 Длина сек­ции, м Вес секции, кН (тс) Коэффициент запа­са прочности к\ 1 2 73Х7-Д В-73Х7-К 2305 795 264 (27) 92,5 (9,4) 1,40 1,60
	Пример 12.3. Рассчитать колонну НКТ с гидравлическим пакером, установленным на глубине /„ = 2900 м в вертикальной скважине Н = 2980 м для следующих условий: внутренний диаметр обсадной колонны Д> = 132 м; давление на забое />3аб = 24 МПа; давление на устье р^ = 2,5 МПа; пластовое давление />„л = = 28 МПа; перепад давления на пакере/>„ак = 21 МПа; предполагаемый дебит (отбор) жидкости из скважины Qx = 53 м3/сут; плотность жидкости: добываемой рв = 840 кг/м3, в скважине рж = 900 кг/м3, зака­чиваемой в скважину при освоении р„ = 840 кг/м3; температура жидкости в скважине в процессе эксплуатации: на устье t% = 35 °С, и = 90 °С; длина колонны НКТ L = 2930 м. Решение. На основании исходных данных оптимальный внутренний диаметр колонны НКТ определяется из выражения (12.1):
	0,84-10 -2930			53 ■ 9,8 ■ 2930
	d. = 188.		= 60мм.
			24-Ю6 -2,5-106 V 0,84 • 103 -9,8 - 2930-(24-10* -2,5-Ю6)
	Расчетному диаметру соответствуют трубы с наружным диаметром 73 мм. Выбира­ем трубы 73х5,5-Д по ГОСТ 633-80. По прочностным характеристикам труб, приведенным в табл. 12.6, определяем дли­ну первой секции колонны НКТ по формуле (12.26) при к\ = 1,3; Р^\ = = 278-Ю3 Н: 278-10*
	-10
	'.="	1,3	■ = 1227м.
	9,47 ■ 9,8
	Здесь Рдоп = гЫО'-ЗОЛв-КГ* = 63,4-Ю3 Н [см. формулу (12.28) и табл. 12.12]. Так как дополнительная максимальная нагрузка при извлечении пакера АР = 105 Н больше нагруз­ки от действия давления, то для расчета принимаем наибольшее значение Рща = АР = 105 Н. Длина первой секции 1\ меньше общей длины колонны L, поэтому необходимо вы­полнить расчет длины второй секции. Вторую секцию составляем из труб 73х5,5-К и рассчитываем по формуле (12.27) при к\ = 1,3; Рщ.2 = 365-Ю3 Н:
	365-10
	-1227 - 9,47 - 9,8 -10
	1,3		■ = 730 м.
	9,47 - 9,8
	Так как l\ + h< L, то необходимо выполнить расчет третьей секции, которую состав­ляем из труб 73х5,5-Е (Jfci = 1,3; Р^г = 402-Ю3 Н):
	406

	402 103                                              5 -------------- 9,47 • 9,8(1227 + 730) -10 I =------'■---------------------------------------------= 298м. 9,47 • 9,8 Так как l\ + h + h < L, то необходимо выполнить расчет четвертой секции, которую составляем из труб 73х5,5-Л {к\ = 1,3; /V = 476-103 Н): 476•103                                                       5 -------------- 9,47 • 9,8(1227 + 730 + 298) -10 /4 =-----—---------------------------------------------------= 613м. 9,47 • 9,8 Поскольку l\ + h + h + h = 2868 м < L, то последнюю, пятую, секцию необходимо составить из труб 73х5,5-М по ГОСТ 633-80 (Р^5 = 540103 Н); /5 = = (2930 - 2868) = 63м. С учетом прочностных характеристик труб (см. табл. 12.13) гладких и с высажен­ными концами, а также результатов полученных расчетов, можно уменьшить число секций в колонне НКТ. На практике при эксплуатации многосекционных колонн, со­стоящих из труб различных групп прочности, возможно смешивание таких труб в про­цессе ремонта скважин, при выполнении СПО и профилактике на трубных базах. Согласно приведенным расчетам последнюю, пятую, секцию колонны составляем из труб 73х5,5-М (i%,5 = 540-103 Н). Данная предельная нагрузка соответствует трубам В-73х5,5-К, у которых Рт = = 5 72-103 Н. Поэтому вместо четырех последних секций колонны (групп прочности К, Е, Л, М) можно составить одну секцию из труб В-73х5,5-К: 572 • 103                                    5 -------------- 9,47 • 9,8 • 1227 -10 1г =-----—-----------------------------------= 2393 м; 9,64 • 9,8 h + h= 1227 + 2393 = 3620 м>L. Поэтому длину второй секции принимаем h = L-h = 2930- 1227 = 1703 м. В процессе эксплуатации скважины с гидравлическим пакером колонну проверяют на устойчивость под воздействием температуры и давления. С этой целью определяется осевая нагрузка на трубы по формуле (12.10), предвари­тельно рассчитываются дополнительные нагрузки Р,, Ро при Р^ = 0: Р,= 12-1(Г6-2,1-10"-11,65-1(Г'-20 = 58716 Н = 58,72103Н, (35-15)+ (90-70) где At =---------------------------= 20 °С;
	407

	Ро =	314 -— 4	314 • 21 • 106 (1 - 2 • 0,3) - ^— (7,32			-0,82-104 -2930 +
	3,14-0,3 2 _4 6 3,14-0,3 2                  24-4 -----------6,2 -10 -2,5-10--------------(7,3 -0,82-6,2 -0,82)10 -10 -2900-
	-58,72-10 =-174 206Н = -174кН. Так как Р$ величина отрицательная, КЗП по формуле (12.11) не определяют. В этом случае над пакером действуют сжимающие нагрузки. Критическую сжимающую на­грузку определяем по формуле (12.18):
	Рщ = 3,35 ^137 540(9,47 - 9,8) = 3544Н. Поскольку Ро > Рщ, нижняя часть колонны над пакером изогнется. При этом условие прочности проверяем по формуле (12.19) при следующих значениях величин:
	& = 30,18-10"4м2; 5'в = 41,83-10"4м2; 50 = 8,5 Wo =13,3-10"* м3; р„ = 0,84-103 кг/м3; р„ = 0,84-104 кг/м3; 13,2-7,3                                 2 /= -------------= 2,95 см = 2,95 -10 м;
	Таблица 12.16 Конструкция колонны
	Номер секции (снизу вверх)		Условное обозна­чение труб по ГОСТ 633-80	Длина сек­ции, м	Вес секции, кН(тс)	Коэффициенты запа­са прочности
	Расчетная 73х5,5-Д 1227 116(11,8) 73х5,5-К 730 68 (6,9) 73х5,5-Е 298 27 (2,8 73х5,5-Л 613 57(5,8) 73х5,5-М 62 5,7 (0,6)					1,3 1,3 1,3 1,3 1,54 1,3 1,54	1,96
	Наиболее рациональная
	73х5,5-Д В-73х5,5-К			1227 1703	116(11,8) 161 (16,4)		1,98
	408

	[2,5-Ю6 +(0,82 -0,82) -2900-10*] 73 -174103 0,2-2,9510~2 ----------------------------------------------------+--------------+-------------------х 2 • 5,5                                8,51 • КГ* 13,3 • 10~6 х [-174 • 103 + (2,5 • 106 + 0,82 • ю" • 2900) • 30,18 • 10~4 - 0,82 • ю" • 2900 • 41,83 • 10~4 ] =
	373 106
	Отсюда к\ = 1,98, что больше допустимого значения. Конструкция колонны, полученная в результате расчета, и наиболее рациональная конструкции колонны приведены в табл. 12.16.
	409