Профиль и конструкция скважины

Профиль и конструкция скважины

2.1. Проектирование профиля и конструкции скважины

При разбуривании месторождений применяется в основном кустовое бурение, что позволяет значительно экономить на строительстве буровых площадок, монтаже и транспортировке оборудования. Поэтому разработка месторождений практически возможна только наклонно-направленными скважинами.

Проектирование профиля наклонно направленной скважины заключается, во-первых, в выборе типа профиля, во-вторых, в определении интенсивности искривления на отдельных участках ствола, и, в-третьих, в расчете профиля, включающем расчет длин, глубин по вертикали и отходов по горизонтали для каждого интервала ствола и скважины в целом.

Выбор того или иного профиля скважины имеет большое значение для дальнейшего проектирования, так как в значительной степени обуславливает выбор способа бурения, тип долота, гидравлическую программу бурения, а также параметры режима бурения. Профиль выбирается так, чтобы при минимальных затратах средств и времени на проходку скважины было обеспечено её попадание в заданную точку продуктивного пласта при допустимом отклонении. При этом также учитываются технические возможности предприятия.

Наклонные скважины бурятся, как правило, по трех - и четырех интервальному профилю. Для скважин со смещением забоя по вертикали более 300 м принимают четырех интервальные профили.

Для обеспечения успешной проводки скважины радиусы ствола скважины должны обеспечить:

- возможность спуска приборов;

- нормальное прохождение КБТ и обсадных колонн;

- нормальную эксплуатацию обсадных колонн и глубинного насосного оборудования.

На интервалах работы погружных насосов интенсивность искривления ствола не должна превышать 3⁰ на 100 метров длины ствола, в остальных случаях на интервалах допускается интенсивность искривления до 10⁰ на 50 метров, но не более 2⁰ на 10 метров.

С учетом вышеизложенного, а также исходя из технического задания, расчет профиля производится для следующих условий:

- профиль скважины четырех интервальный;

- отход скважины (смещение забоя) 850м;

- глубина скважины по вертикали, Н_О 2650м;

- длина первого вертикального участка, Н_В 100м.

- зенитный угол в конце второго интервала, Q₂, град 20, 25

Расчет профиля скважины

1) Определяем радиус второго участка R₂

R₂ = (57, 3/i), (1)

где i – интенсивность искривления.

Исходя из опыта бурения на данном месторождении i = 0, 1⁰ на м, тогда R₂ = 57, 3/0, 15 = 382 м.

2) Находим радиус снижения угла на четвертом участке по формуле (1), при интенсивности искривления i = 0, 0084⁰ на м

R₄ = 57, 3/0, 0084= 6815 м.

3) Параметры второго интервала определяются по формулам:

l₂ = 0, 01745 * R₂ * Q₂ (2)

l₂= 0, 01745 * 382 * 20, 25 = 134, 98м.

Н₂ = R₂* sinQ₂(3)

Н₂ = 382 * sin20, 25 = 132, 22м.

S₂ = R₂ * (1 – cosQ₂) (4)

S₂ = 382 * (1 – cos20, 25) = 23, 61м.

R₂

R₄

S₂

S₄

S₃

Рисунок 2.1- Четырех интервальный профиль

Четырех интервальный тип профиля включает:

Н₁ - вертикальный участок;

Н₂ - участок набора зенитного угла;

Н₃ - участок стабилизации зенитного угла;

Н₄- участок уменьшения зенитного угла.

Параметры третьего, прямолинейного участка определяем по формуле:

l₃ = A – B (5)

A = [(h – H₁ – R₂ * sinQ₂)/cosQ₂] – |S – B| * sinQ₂(6)

B = R₂ * (1 - cosQ₂) + (h – H₁ – R₂ * sinQ₂) * tgQ₂ (7)

B = 382* (1 – cos20, 25) + (2650 – 100 – 382* sin20, 25) * tg20, 25= 915, 58

А = [(2650 – 100 – 382 * sin20, 25)/cos20, 25] - |850 – 915, 58|*sin20, 25 = 2554, 37

l₃ = 2554, 37 – 915, 58 = 1638, 79м.

Н₃ = l₃* cosQ₂

Н₃ = 1638, 79 * cos20, 25= 1537, 5м.

S₃ = l₃* sinQ₂

S₃ = 1638, 79* sin20, 25 = 567, 21м.

Определяем зенитный угол на конечной глубине по следующей формуле:

Q₄ = Q₂ – arctg[C / (R₄²-C²)^{0, 5}], (8)

гдеС = [2 * R₄ * |S - B| * cosQ₂ – (S - B)²* cosQ₂]^{0, 5}(9)

C = [2 * 6815 * |850 – 915, 58| * cos20, 25 – (850 – 915, 58)² *cos²20, 25]^{0, 5} =913, 54

Q₄ = 20, 25 – arctg[913, 54 / (6815² – 913, 54²)^{0, 5}] = 12, 55 град.

Параметры четвертого интервала определяем по формулам:

l₄ = 0, 01745 * R₄ * (Q₂- Q₄) (10)

l₄ = 0, 01745 * 6815 * (20, 25 – 12, 55) = 916, 12 м.

S₄ = R₄ * (cosQ₄ – cosQ₂) (11)

S₄ = 6815 * (cos12, 55 – cos20, 25) = 258, 49 м.

Общую длину скважины можно определить по формуле:

L = H₁ + l₂+ l₃+ l₄(12)

L = 100 + 134, 98 + 1638, 79 + 916, 12= 2790 м.

Общий отход (смещение) составит:

S = S₂ + S₃ + S₄(13)

S = 23, 61 + 567, 21 + 258, 49 = 849, 31м

Все расчетные параметры заносятся в программу на проводку наклонно направленной скважины отображенной в табл. 2.1.

Таблица 2.1.

Программа на проводку наклонно-направленной скважины.

Интервал, м	Зенитный угол, град	Отклонение, м	Глубина по стволу, м
от	до	длина	нач.	конеч.	на интерв.	всего
			20, 25 20, 25	20, 25 20, 25 12, 55			234, 98 1873, 77

2.2. Выбор конструкции эксплуатационного забоя

Под конструкцией эксплуатационного забоя понимается конструкция низа эксплуатационной колонны в районе продуктивного пласта.

К главным факторам, определяющим не только конструкцию забоя, но и её конкретный вид, относятся: тип коллектора и степень его однородности, степень устойчивости пород призабойной зоны, наличие или отсутствие близко расположенных к продуктивному объекту напорных горизонтов, подошвенных вод или газовой шапки; проницаемость пород продуктивного пласта, а также проектного способа эксплуатации.

Устойчивость призабойной зоны можно рассчитать по формуле:

, (14)

где m - коэффициент Пуассона, (m = 0, 35);

g_гп - удельный вес горной породы, Н/м³, g_гп = (2, 4× 10⁴⁾;

Н - расстояние от устья до кровли продуктивного пласта, м, (Н=2570м);

Р_пд- пластовое давление, МПа;

Р_пл=Δ P_ср.взв.× H; (15)

Δ P_ср.взв = (Δ P₁× Δ H₁+ Δ P₂× Δ H₂+ Δ P₃× Δ H₃+ Δ P₄× Δ H₄+ Δ P₅× Δ H₅)/ H; (16)

Р_пл = 1832*0, 01 + 28*0, 01 + 8*0, 01 + 30*0, 01+50*0, 0102=25, 7 МПа.

P_з – давление столба жидкости на забой скважины, МПа;

P_з=p× g× h, (17)

где g-ускорение свободного падения, м/с²;

p-плотность пластового флюида, кг/м³;

h-минимальная высота столба пластового флюида при эксплуатации м;

h=2650-920м=1730м, где 2650-проектная глубина, 920-расстояние до уровня жидкости в колонне при окончании эксплуатации.

g=9, 8 м/с²,

p=831кг/м³

P_з=831 9, 8 1730 10^-6=14, 08 МПа;

σ _сж– предел прочности горных пород при одноосном сжатии, МПа;

σ _сж=30МПа, для песчаника

σ _расч =2*[0, 35/1-0, 35*(10^-6*2, 4× 10⁴*2570-25, 7)+(25, 7-14, 08)] =56, 9МПа

При бурении данной скважины выбирается следующий способ вскрытия продуктивного пласта: продуктивный пласт перебуривается на 30м, спускаетсяобсадная колонна до забоя и цементируется. Для сообщения обсадной колонны с продуктивным пластом она перфорируется. (см. рис. 2.)

1 – обсадная колонна; 2 – цементный камень; 3 – продуктивный пласт;

4 – перфорационные каналы.

Рисунок 2.2 - Схемa конструкции эксплуатационного забоя скважины

2.3. Обоснование конструкции скважины

Выбор конструкции скважины является одним из наиболее ответственных в комплексе вопросов, решаемых при проектировании строительства нефтяных и газовых скважин. Конструкция скважины выбирается исходя из требований охраны недр и окружающей среды, с учетом следующих основных факторов: предполагаемого дебита, наличия в разрезе неустойчивых или легко размываемых, а также многолетнемерзлых горных пород, распределение давлений по стволу скважины, профиля проектируемой скважины, необходимости установки противовыбросового оборудования.

Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска. Обоснование производится по графику совмещённых давлений. Расчёт коэффициента аномальности Ка и коэффициента гидроразрыва Кгр.

Под конструкцией эксплуатационного забоя понимается сочетание элементов крепления скважины в интервале продуктивного объекта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение флюидосодержащих горизонтов, проведение технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционные работы, а также длительную эксплуатацию скважины с рациональным дебитом. Основные факторы, определяющие конструкцию забоя, - способность эксплуатации объекта, тип коллектора, механические свойства пород продуктивного пласта и условия его залегания.

где – пластовое давление, МПа,

– плотность воды, ;

Н_i – текущая глубина скважины, м;

gradР_ПЛ – градиент пластового давления,

Коэффициент гидроразрыва рассчитывается по формуле:

где -давление гидроразрыва, МПа,

Результаты расчетов приведены в таблице 2.2

Таблица 2.2

Результаты расчёта коэффициентов К_а, К_гр

Интервал; м.	Рпл; Мпа	Ргр; Мпа	Ка	Кгр
от	до	от	до	от	до
						0, 97	1, 95
			9, 6		19, 2	0, 97	1, 95
		9, 6	17, 2	19, 2	30, 96	0, 97	1, 76
		17, 2	26, 7	30, 96	42, 4	0, 98	1, 56

Значения относительной плотности рассчитываются:

k_з - коэффициент запаса (значения приведены в таблице 2.3),

Таблица 2.3

Значения рекомендуемой минимальной репрессии на пласт в зависимости от глубины

Интервал глубин, м	< 1200	1200–2500	> 2500
Значение DР, кгс/см²	1, 5	2, 5	3, 5
Коэф. запаса	1, 1-1, 15	1, 05-1, 1	1, 04-1, 07

Значения минимальной репрессии на пласт рассчитываются по формуле:

U500= =1, 2(кгс/см²)

U960= 1, 9(кгс/см²)

U1720= 1, 1 (кгс/см²)

U2650= =1, 1(кгс/см²)

^(г/см3)

Для того чтобы наглядно определить распределение давлений по стволу скважины, а также выявить интервалы несовместимые по условиям бурения, график совмещенных давлений (рисунок 2.3)

Рисунок 2.3- Совмещенный график давлений

Из совмещенного графика давлений видно, что интервалы несовместимых условий отсутствуют, следовательно, нет необходимости в спуске промежуточных (технических) колонн.

Бурильная колона

5.1 Выбор компоновки и расчет бурильной колонны

Проектирование бурильной колонны.

Определение типа и диаметра основной ступени УБТ.

Условия бурения нормальные, поэтому при диаметре долота 215, 9 мм согласно табл. 1 пронимаем наружный диаметр ( ) основной ступени УБТ 178 мм со следующими характеристиками: диаметр внутренний ( ) равен 90 мм, вес 1п.м. трубы =145, 4 кг, длина трубы 12 м.

Проверочный расчет на жесткость обсадной колонны и УБТ

Так как УБТ и трубы обсадной колонны стальные, то соответствие по жесткости определим по формуле:

, (31)

где и - соответственно наружный диаметр и толщина стенки обсадной колонны, мм.

, или .

Условие соблюдается.

Наружный диаметр БТ ( ) секции принимается согласно рекомендуемым табл. 2 .

Для обеспечения плавного перехода по жесткости от УБТ и КБТ должно выполняться условие:

, (32)

где - диаметр последней ступени УБТ, мм.

или

Условие не соблюдается. Поэтому компоновка УБТ должна быть ступенчатой. Требование к УБТ второй ступени удовлетворяют УБТ-146× 74. Для них Выбираем согласно рекомендациям длину этой ступени

Расчет длины ступени УБТ и КНБК проводится по формуле:

, (33)

где - осевая нагрузка но долото, кгс;

- вес 1 м основной ступени УБТ, кгс/м;

- коэффициент нагрузки на долото, для турбинного бурения ;

- удельный вес материала УБТ, гс/см³;

- удельный вес бурового раствора, гс/см³;

- вес забойного двигателя, кгс;

- суммарный вес КНБК за исключением забойного двигателя и УБТ, кгс;

- длина i-й переходной ступени УБТ, м;

- вес 1 м переходной ступени УБТ, кгс/м.

Длина основной ступени принимается 12× 10=120 м.

Вес КНБК в скважине:

, (34)

Общая длина КНБК

Расчет на прочность первой секции КБТ

Расчет запаса прочности при статическом нагружении первой секции.

Для стали группы прочности Д , нормативный запас прочности n =1, 4. Тогда по формуле (30) допустимое напряжение равно.

, (35)

где - предел текучести материала, кгс/мм².

Действующее эквивалентное напряжение в верхнем сечении этой секции равно напряжению растяжения, так как скважина вертикальная, а способ бурения турбинный.

Растягивающая нагрузка определяется по формуле (32), вес первой секции бурильной колонны (Q ) по формуле (31):

Q , (36)

где - число ступеней КБТ до рассматриваемого сечения;

- длина i-й секции, м;

- удельный вес бурового раствора, гс/см²;

- удельный вес материала, гс/см² (табл.7) ;

- приведенный вес 1 метра трубы i-й секции, кгс/м.

Q = .

+ , (37)

где - коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сопротивление движению бурового раствора;

_-порядковый номер от УБТ секции КБТ;

Q - весi-й секции КБТ;

- вес КНБК, кгс;

- перепад давления в забойном двигателе и долоте, кгс/мм², ;

- площадь поперечного сечения канала трубы m-й секции, мм², .

, (38)

где - площадь поперечного сечения тела трубы, мм², F=4560 мм²;

, (39)

Расчет наибольшей глубины спуска первой секции КБТ в клиновом захвате.

По табл. 13 для замков ЗУ-155 при и графитовой смазке крутящий момент свинчивания

Наибольшая глубина спуска первой секции КБТ в клиновом захвате ПКР-560 определяется по формуле:

, (40)

где - удельный вес материала трубы, гс/см³;

- удельный вес бурового раствора, гс/см³;

- вес одного метра трубы секции, кгс/м;

- нормативный запас прочности трубы в клиновом захвате, ;

Предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате определяется по формуле:

, (41)

где - предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате при коэффициенте охвата, равном единице, кгс;

С – коэффициент охвата, С=0, 9.

Допустимая глубина спуска в клиновом захвате для первой секции значительно больше ее длины, следовательно, вся она может быть спущена с использованием ПКР-560.

Необходимая длина второй секции равна:

, (42)

Принимаем длину второй секции КБТ:

Конструкция и компоновка бурильной колонны приведены в таблице 5.1

Таблица.5.1

Конструкция бурильной колонны.

Название секции	Шифр труб	Длина, м	Вес, кг
I секция УБТ II секция УБТ I секция КБТ II секция КБТ Итого:	УБТ – 178 – 90 УБТ – 146 – 74 ТБПВ – 127 10 ЛБТ – 147 11		16831, 748 50308, 748

Таблица 5.2

Компоновка низа бурильной колонны

Интервал	Элементы КНБК	Назначение
от	до	№	Типоразмер, шифр	ГОСТ, ОСТ, ТУ на изготовление
			III393, 7М-ГВ Калибратор 8 КС 295, 3МС ТСШ – 240 УБТ178-90	ГОСТ 20692-75 ТУ 26-02-839-79 ГОСТ 26673-85 ТУ 14-3-835-79	направление
			III295, 3МC-ГВ Калибратор 8 КС 295, 3МС ТСШ-240 УБТ 178-90 ЛБТ 147x11	ГОСТ 20692-75 ТУ 26-02-839-79 ГОСТ 26673-85 ТУ 14-3-835-79 ГОСТ 23786-79	вертикальный участок
			III295, 3 МС-ГВ Калибратор 8 КС 295, 3МС УМП ЛБТ 147x11	ГОСТ 20692-75 ТУ 26-02-839-79 ГОСТ 26673-85 ГОСТ 7360-82	участок набора параметров кривизны
			III295, 3МC-ГВ Калибратор 8 КС 295, 3МС ТСШ-240 УБТ 178-90 ЛБТ 147x11	ГОСТ 20692-75 ТУ 26-02-839-79 ГОСТ 26673-85 ТУ 14-3-835-79 ГОСТ 23786-79	стабилизация параметров кривизны
			III215, 9МC-ГВ Калибратор 9 К 215, 9 МС 3ТСШ1 – 195 УБТ – 178 x90 Телесистема «ЗИС – 4» УБТ – 146x74 ТБПВ 127x10 ЛБТ 147x11	ГОСТ 20692-75 ТУ-26-02-963-83 ГОСТ 26673-85 ТУ-39-076-74 ТУ-39-076-74 ГОСТ 23786-79 ГОСТ 23786-79	стабилизация параметров кривизны
Продолжение таблицы 5.2
			III215, 9МC-ГВ Калибратор 9 К 215, 9 Д2 – 195 УБТ – 178 x90 УБТ – 146x74 ТБПВ 127x10 ЛБТ 147x11	ГОСТ 20692-75 ТУ-26-02-963-83 ГОСТ 26673-85 ТУ-39-076-74 ТУ-39-076-74 ГОСТ 23786-79	снижение зенитного угла

Рисунок 6.1-Эпюры максимальных внутренних и наружных избыточных давлений

6.2 Конструирование обсадной колонны по длине

Из этих графиков видно, что наружные избыточные давления достигают максимума на забое скважины. Уровень наружных избыточных давлений, больше внутренних, к тому же, прочность на внутреннее давления выше прочности на смятие (наружные избыточные давления), поэтому, за начало расчета принимаем наружное избыточное давление и расчёт параметров ОК начинается снизу ОК.

Расчёт начинают с определения параметров нижней (1-ой секции).

Для труб с резьбами трапециидального профиля и нормальным диаметром муфт (ОТТМ, ОТТГ, ТБО и импортных труб с резьбой “Батресс”, “Экстрем лайн” и др.) при интенсивности искривления скважин до 5⁰ на 10 м для труб диаметром до 168 мм и до 3⁰на 10 м для труб диаметром выше 168 мм расчёт на страгивающие нагрузки проводят также как для вертикальных скважин без учёта изгиба.

1-ая Секция

1) Определяется требуемая прочность трубы на смятие для 1-ой секции Р¹_см, которая удовлетворяет условию:

Р¹≥ n_СМ Р¹_НИ(53)

где: Р¹_НИ - величина наружного избыточного давления в начале 1-ой секции (назабое);

n_СМ- коэффициент запаса на смятие внешним избыточным давлением (1, 0 - 1, 3), выбираем n_СМ=1, 2, т.к. коллектор неустойчивый;

Р¹_СМ≥ 23, 8∙ 1, 2=28, 56

2) Находим толщину стенки δ ¹, которая обеспечивает найденную прочность на смятие или на критические давления (по таблице в Инструкции по расчёту обсадных колонн).

3) Так как по мере удаления от забоя Р¹_НИ снижается, то на какой-то глубине могут быть установлены трубы с меньшей толщиной стенки.

δ ¹=10, 6 мм. исполнения А группы прочности Д. (см. таблица 9.5, Калинин).

Находим значение Р²_НИ, которое обеспечивает прочность трубы со следующей меньшей толщиной стенки δ ²=8, 9 мм из условия:

Р²_НИ = Р²_СМ/ n_СМ(54)

где: Р²_СМ - прочность труб на смятие для следующей за δ ¹толщины δ ²< δ ¹.

Р²_СМ =26, 9 МПа (см. табл. 9.5 Калинин)

Р²_НИ =26, 9/1, 2=22, 4 МПа

4) По обобщённому графику наружных избыточных давлений находим глубину L¹, на которой действует Р²_НИ (предварительная глубина установки 1-ой секции).

L¹=2130 м., так как глубина установки первой секции выше кровли продуктивного пласта более 50 метров, то принимаем L¹=2520 м., с учётом кривизны профиля 2650 м.

5) Определяется длина 1-ой секции l¹

l¹ = L-L¹, (55)

где L - глубина скважины.

l¹ =2790-2650=140 м.

6) Рассчитывается вес 1-ой секции G¹

G¹ = 1¹ • q¹(56)

где q¹ - вес 1 м. труб 1-ой секции с толщиной стенки δ ¹ (находится в таблице основных характеристик выбранных обсадных труб).

q¹=0, 413 кН.

G¹ =140∙ 0, 413= 57, 82 кН.

7) Определяются фактические коэффициенты запаса прочности для

2-ой секции на глубине *L¹ при длине 1-ой секции *l¹

на внутреннее давление:

n_Р= Р²_Р/ Р²_ВИ (57)

где: Р²_Р - прочность труб 2-ой секции на внутреннее давление с толщиной стенки δ ² =8, 9 мм, Р²_Р=35, 1 МПа. (см. табл. 9.8 Калинин)

Р²_ВИ - внутреннее избыточное давление на глубине *L¹ (определяется пообобщённому графику избыточных внутренних давлений).

Р²_ВИ=13, 1 МПа

n_Р=35, 1/12, 6=2, 8

на страгивание в резьбовом соединении:

n_СТР= Q²_СТР/ *G¹(58)

где Q²_СТР- прочность на страгивающие нагрузки для труб 2-ой секции с

толщиной стенки δ ²=8, 9 мм, Q²_СТР=1078 кН (см. табл. 9.9 Калинин)

*G¹ - растягивающая нагрузка на 2 -ую секцию, равная откорректированному весу 1-ой секции.

n_СТР=1078/57, 82=18, 64

Рассчитанные коэффициенты должны быть больше допустимых коэффициентов запаса прочности. Для диаметров труб от 114 до 168 ммn_p=1, 15, n_СТР=1, 15.

8) При соблюдении условий прочности для второй секции параметры 1-ой секции принимаются окончательно
группа прочности " Д"
толщина стенок δ ¹=10, 6 мм
длина секции *l¹=140 м

глубина установки *L¹=2650 м

интервал установки L - *L¹=2650-2790 м

вес секции *G¹=57, 82 кН.

2-ая Секция

1) Группа прочности материала труб для 2-ой секции принимается такой же, как для 1-ой. Коэффициент запаса на сминающие нагрузки n_СМ = 1.

2) Толщина стенок труб для 2-ой секции принята равной δ ²=8, 9 мм при определении параметров 1-ой секции.

Трубы с толщиной стенки δ ²могут быть установлены до глубины, на которой действующее наружное избыточное давление обеспечат трубы со следующей меньшей толщиной стенки δ ³< δ ².

3) Находится значение наружного избыточного давления Р²_НИиз условия:

Р³_НИ= Р³_СМ /n_СМ

где Р³_СМ- прочность труб на смятие для толщины труб δ ²=8, 0 мм,

Р³_СМ=22, 1 мм., (см. табл. 9.5 Калинин)

Р³_НИ=22, 1/1=22, 1 МПа.

4) На графике наружных избыточных давлений находим глубину L², на которой действует Р³_НИ (предварительная глубина установки 2-ой секции).

L²=2110 м., с учётом кривизны профиля 2230 м.

5) Определяется предварительная длина 2-ой секции l²

l² =*L¹-L² где: *L¹ - откорректированная глубина установки 1-ой секции.

l² =2650-2230=420 м

6) Рассчитывается предварительный вес 2-ой секции G²

G² = l²q²

где q² - вес 1 м труб с толщиной стенки δ ², q²=0, 353 кН

G² =420*0, 353=148, 26 кН

7) Корректируется прочность на смятие труб 3-ей секции с толщиной стенок δ ³в условиях двухосного нагружения

*Р³_СМ = Р³_СМ (1-0, 3 Σ G²/ Q³_Т ),

где: *Р³_СМ - прочность на смятие труб 3-ей секции при двухосном нагружении;

Р³_СМ - прочность на смятие труб 3-ей секции при радиальном нагружении

Σ G²- нагрузка растяжения на 3-ю секцию, равная сумме откорректированного веса 1-ой секции *G¹ и предварительного веса 2-ой секции;

Q³_Т - нагрузка растяжения на пределе текучести для труб 3-ей секции,

Q³_Т=1510 кН (см. табл. 9.7. Калинин).

*Р³_СМ =22, 1*(1-0, 3*206, 08/1510)=21, 2 МПа

8) Находится новое (откорректированное) значение наружного избыточного давления *Р³_НИ, которое обеспечится прочностью труб с толщиной стенки δ ³, нос учетом двухосного нагружения из условия:

*Р³_НИ= *Р³_СМ / n_СМ

*Р³_НИ=21, 2/1=21, 2 MПа

9) На обобщенном графике наружных избыточных давлений находится новая (откорректированная) глубина установки 2-ой секции *L², на которой действует *Р³_НИ.

*L²=1880 м. с учётом кривизны 2004 м.

10) Определяется откорректированная длина 2-ой секции.

*1² = *L¹ - *L² (67)

где *L¹ - откорректированная глубина установки 1-ой секции

*1² =2650-2004 =646 м.

11) Рассчитывается откорректированный вес 2-ой секции *G²

*G² = *l² • q² (59)

*G² =646 * 0, 353=228, 04 кН.

и откорректированная сумма весов 2-х секций Σ G²:

Σ G²= *G¹ + *G²(60)

Σ G²=57, 82+228, 04 =285, 86 кН

12) Определяются фактические коэффициенты запаса прочности для 3-ой секции на глубине *L² при откорректированных параметрах 2-х секций

на внутреннее давление:

n_Р= Р³_Р/ Р³_ВИ

где: Р³_Р - прочность труб 2-ой секции на внутреннее давление с толщиной стенки δ ³=8, 0 мм., Р³_Р=31, 6 МПа (см. табл. 9.8 Калинин);

Р³_ВИ - внутреннее избыточное давление на глубине *L² (определяется пообобщённому графику избыточных внутренних давлений).

n_Р= 31, 6/17, 3=1, 83

на страгивание в резьбовом соединении:

n_СТР= Q³_СТР/ Σ *G²

где Q³_СТР- прочность на страгивающие нагрузки для труб 2-ой секции с

толщиной стенок δ ³=8, 0 мм., Q³_СТР=931 кН (см. табл. 9.9 Калинин);

Σ *G² - растягивающая нагрузка на 3 -ую секцию от откорректированного веса 2-х секций.

n_СТР=931/285, 86=3, 26

Рассчитанные коэффициенты больше допустимых коэффициентов запаса прочности.

13) При соблюдении условий прочности для третьей секции, откорректированные параметры 2-ой секции принимаются за окончательные:

группа прочности " Д"
толщина стенок δ ² =8, 9 мм
длина секции *l²=646 м
глубина установки *L²=2004 м
интервал установки *L¹ - *L² =2650-2004 м

вес секции *G²=228, 04 кН

суммарный вес 2-х секций Σ *G²=285, 86 кН

3-я Секция

1) Группа прочности материала труб для 3-ой секции принимается такой же, как для 2-ой.

2) Толщина стенок труб для 3-ой секции принята равной δ ³ при определении параметров 2-ой секции.

Трубы с толщиной стенки δ ³=8, 0 мммогут быть установлены до глубины, на которой действующее наружное избыточное давление обеспечат трубы со следующей меньшей толщиной стенки δ ⁴< δ ³. δ ⁴=7, 3 мм

3) Находится значение наружного избыточного давления Р⁴_НИиз условия

Р⁴_НИ= Р⁴_СМ /n_СМ

где Р²_СМ- прочность труб на смятие для толщины труб δ ⁴=7, 3 мм;

Р⁴_НИ=18, 3 МПа (см. табл. 9.5 Калинин);

Р⁴_НИ=18, 3/1=18, 3 МПа.

4) На графике наружных избыточных давлений находим глубину L³, на которой действует Р⁴_НИ (предварительная глубина установки 3-ой секции).

L³=920 м., с учётом кривизны профиля профиля 981 м.

5) Определяется предварительная длина 3-ой секции l³

l³ =*L²-L³ где: *L² - откорректированная глубина установки 2-ой секции.

l³ =2004-981=1023 м

6) Рассчитывается предварительный вес 3-ой секции G³

G³ = l³q³

где q³ - вес 1 м труб с толщиной стенки δ ³, q³=0, 293 кН

G³ =1023*0, 293=300 кН

7) Корректируется прочность на смятие труб 4-ей секции с толщиной стенок δ ⁴в условиях двухосного нагружения

*Р⁴_СМ = Р⁴_СМ (1-0, 3 Σ G³/ Q⁴_Т ),

где: *Р⁴_СМ - прочность на смятие труб 4-ей секции при двухосном нагружении;

Р⁴_СМ - прочность на смятие труб 4-ей секции при радиальном нагружении

Σ G³- нагрузка растяжения на 3-ю секцию, равная сумме откорректированного веса 2-ой секции *G² и предварительного веса 3-ой секции;

Q⁴_Т - нагрузка растяжения на пределе текучести для труб 3-ей секциис

толщиной стенок δ ³=7, 3 мм., Q⁴_Т=1392 кН (см. табл. 9.7. Калинин);

*Р⁴_СМ =18, 3(1-0, 3*585, 86/1392)=15, 99 МПа

8) Находится новое (откорректированное) значение наружного избыточного давления *Р⁴_НИ, которое обеспечится прочностью труб с толщиной стенки δ ⁴, нос учетом двухосного нагружения из условия:

*Р⁴_НИ= *Р⁴_СМ / n_СМ

*Р⁴_НИ=15, 99/1=15, 99 MПа

9) На обобщенном графике наружных избыточных давлений находится новая (откорректированная) глубина установки 3-ой секции *L³, на которой действует *Р⁴_НИ.

*L³=850 м., с учётом кривизны профиля 906 м.

10) Определяется откорректированная длина 3-ой секции.

*1³ = *L² - *L³

где *L² - откорректированная глубина установки 2-ой секции

*1³ =2004-906 =1098м.

11) Рассчитывается откорректированный вес 3-ой секции *G³

*G³ = *l³ • q³

*G³ =1098 * 0, 293=321, 7 кН.

и откорректированная сумма весов 3-х секций Σ G³:

Σ G³= *∑ G² + *G³

Σ G³=285, 86+321, 7=607, 56 кН

12) Определяются фактические коэффициенты запаса прочности для 4-ой секции на глубине *L³ при откорректированных параметрах 3-х секций

на внутреннее давление:

12 3 4 Следующая ⇒