9.а) со = 0,95·1,05 = 0,99;
б) со = 0,95·1,1 = 1,04;
10.а) со = 0,95·1,05 = 0,99;
б) со = 0,95·1,1 = 1,04;
11.а) со = 0,97·1,05 = 1,01;
б) со = 0,97·1,1 = 1,06;
12.а) со = 0,96·1,05 = 1,0;
б) со = 0,96·1,1 = 1,05;
13.а) со = 0,98·1,05 = 1,02;
б) со = 0,98·1,1 = 1,07;
14.а) со = 0,98·1,05 = 1,02;
б) со = 0,98·1,1 = 1,07;
15.а) со = 0,97·1,05 = 1,01;
б) со = 0,97·1,1 = 1,06;
16.а) со = 0,96·1,05 = 1,0;
б) со = 0,96·1,1 = 1,05;
17.а) со = 0,96·1,05 = 1,0;
б) со = 0,96·1,1 = 1,05;
18.а) со = 0,97·1,05 = 1,01;
б) со = 0,97·1,1 = 1,06;
19.а) со = 0,96·1,05 = 1,0;
б) со = 0,96·1,1 = 1,05;
20.а) со = 0,98·1,05 = 1,02;
б) со = 0,98·1,1 = 1,07;
21.а) со = 0,97·1,05 = 1,01;
б) со = 0,97·1,1 = 1,06;
22.а) со = 0,97·1,05 = 1,01;
б) со = 0,97·1,1 = 1,06;
23.а) со = 0,97·1,05 = 1,01;
б) со = 0,97·1,1 = 1,06;
Индекс давления поглощения выбирается с учетом глубины, исходя из значения величины гидроразрыва пласта согласно формуле (3.2):
1.Кп=0,2035*106/1000*10*11=1,85
2.Кп=1,387*106/1000*10*75=1,85
3.Кп=2,497*106/1000*10*135=1,85
4.Кп=4,569*106/1000*10*247=1,85
5.Кп=12,880*106/1000*10*831=1,55
6.Кп =13,872*106 /1000*10*895=1,55
7.Кп =16,354*106 /1000*10*962=1,7
8.Кп =18,394*106 /1000*10*1082=1,7
9.Кп =19,992*106 /1000*10*1176=1,7
10.Кп =21,216*106 /1000*10*1248=1,7
11.Кп =21,862*106 /1000*10*1286=1,7
12.Кп =22,797*106 /1000*10*1341=1,7
13.Кп =23,103*106 /1000*10*1359=1,7
14.Кп =23,715*106 /1000*10*1395=1,7
15.Кп =24,038*106 /1000*10*1414=1,7
16.Кп =24,259*106 /1000*10*1427=1,7
17.Кп =24,463*106 /1000*10*1439=1,7
18.Кп =24,650*106 /1000*10*1450=1,7
19.Кп =27,642*106 /1000*10*1626=1,7
20.Кп =28,424*106 /1000*10*1672=1,7
21.Кп =28,917*106 /1000*10*1701=1,7
22.Кп =29,886*106 /1000*10*1758=1,7
23.Кп =30,6*106 /1000*10*1800=1,7
Таблица 3.2
Данные для построения совмещенного графика изменения пластовых давлений.
| № | Глубина | Коэффициент аномальности пластового давления, Ка | Относительная плотность бурового раствора, со | Индекс поглощения бурового раствора, Кп |
| 0-11 | 0,40 | 0,46-0,44 | 1,85 | |
| 11-75 | 0,52 | 0,59-0,57 | 1,85 | |
| 75-135 | 0,52 | 0,59-0,57 | 1,85 | |
| 135-247 | 0,70 | 0,80-0,77 | 1,85 | |
| 247-831 | 0,70 | 0,80-0,77 | 1,55 | |
| 831-895 | 0,72 | 0,79-0,82 | 1,55 | |
| 895-962 | 0,74 | 0,81-0,85 | 1,7 | |
| 962-1082 | 0,97 | 1,06-1,11 | 1,7 | |
| 1082-1176 | 0,95 | 0,99-1,04 | 1,7 | |
| 1176-1248 | 0,95 | 0,99-1,04 | 1,7 | |
| 1248-1286 | 0,97 | 1,01-1,06 | 1,7 | |
| 1286-1341 | 0,96 | 1,00-1,05 | 1,7 | |
| 1341-1359 | 0,98 | 1,02-1,07 | 1,7 | |
| 1359-1395 | 0,98 | 1,02-1,07 | 1,7 | |
| 1395-1414 | 0,97 | 1,01-1,06 | 1,7 | |
| 1414-1427 | 0,96 | 1,0-1,05 | 1,7 | |
| 1427-1439 | 0,96 | 1,0-1,05 | 1,7 | |
| 1439-1450 | 0,97 | 1,01-1,06 | 1,7 | |
| 1450-1626 | 0,96 | 1,01-1,05 | 1,7 | |
| 1626-1672 | 0,98 | 1,02-1,07 | 1,7 | |
| 1672-1701 | 0,97 | 1,01-1,07 | 1,7 | |
| 1701-1758 | 0,97 | 1,01-1,06 | 1,7 | |
| 1758-1800 | 0,97 | 1,01-1,06 | 1,7 |
Совмещенный график изменения пластовых давлений:
3.2.3 Обоснование и выбор конструкции скважины
Для успешного выполнения поставленной задачи, проводка скважины без осложнений и аварии, принимается следующая конструкция скважины.
1. Направление спускается на глубину 30 м с целью перекрытия верхних неустойчивых пород, способных к обвалам стенок скважины, обвязки устья скважины с циркуляционной системой.
2. Кондуктор спускается на глубину 510 м и цементируется до устья с целью перекрытия верхних неустойчивых пород неогена, сенон-турона, сеномана и альба способных к обвалам стенок скважины и поглощениям с последующим нефтегазоводопроявлением, а также из условий предупреждения гидроразрыва пород при ликвидации ГНВП.
Глубина спуска кондуктора рассчитывается из условия предупреждения гидроразрыва пород, при ликвидации ГНВП по формуле:
Нконд.=100(Ру+ΔРу)/(ρг.р.-ρпл.ж.), Ру= Рпл – 0,1 х ρпл.ж х Н; где:
Ру – Давление на устье при проявлении скважины.
Рпл – Пластовые давления, г/см3.
ΔРу – градиент давления гидроразрыва пород в интервале установки последующей колонный.
ρпл.ж –Плотность пластовой жидкости
Pг.р. – Эквивалент градиента гидроразрыва пород
Нк - Глубина спуска кондуктора.
Ру= 175 – 0,1* 0,781 * 1800 = 34,02 кгс/см2; тогда Нконд.= 100 (3,4 + 0,48)/ 1,55 – 0,781 = 504,5 м. Принимаем глубину спуска кондуктора 510 м.
3. Эксплуатационная колонна спускается на глубину 1800 м,глубина спуска колонны определяется исходя из глубины залегания продуктивного нефтяного пласта Эксплуатационная колонна спускается с учетом обеспечения работ связанных с опробованием и эксплуатацией скважины.
Исходя из совмещенного графика изменения пластовых давлений плотность, литологического состава горных пород,где преимущественно сложены глинистые и песчаниковые породы промывочную жидкость выбираем 1,05-1,1 г/см3.
3.2.3. Расчет диаметров обсадных колонн
Выбор конструкции скважины производится с низу в верх.Эксплуатационная колонна выбирается исходя из ожидаемого дебита скважины, который составляет 17,40 т/сут.Выбираем необходимый диаметр эксплуатационной колонны из таблицы (3.1). Исходя из таблицы выбранный диаметр эксплуатационной колонны составил 114,3 мм.
Таблица 3.1. Рекомендуемые условные диаметры эксплуатационной колонны
| Диаметры эксплуатационной колонны (мм) при ожидаемом дебите | |||||||||
| нефти, т/сут. | газа, тыс.м3 /сут. | ||||||||
| до 40 | До | до | до | более | до | до | до | до | до |
| 127- | 168- | 178- | 114- | 146- | 178- | 219- |
Минимально допустимый диаметрДскв:
, где
Дм –диаметр муфты;
δ – необходимый зазор (разность диаметров).
Внутренний диаметр предыдущей колонны Двн:
, где
Дд – диаметр долота
∆ - радиальный зазор между долотом и внутренней стенкой обсадной трубы, принимается за (5 – 10 мм).
Данные берутся из следующих таблиц:
Таблица 3.2.Основные размеры обсадных труб и муфт к ним, мм
| Номинальный наружный диаметр труб. | Толщина стенки труб. | Диаметр муфты. |
| 114,3 | 5,2; 5,7; 6,4; 7,4; 8,6; 10,2 | 127,0 |
| 168,3 | 7,3; 8,0; 8,9; 10,6; 12,1 | 187,7 |
| 273,1 | 7,1; 8,9; 10,2; 11,4; 12,6; 13,8; 15,1; 16,5 | 244,5 |
Таблица 2.3.Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадной колонны и скважины
| Условный диаметр обсадных труб,мм | Разность диаметров,мм |
| 114,127 | |
| 140,146 | |
| 168,178,194,219,245, | |
| 273,299 | |
| 324,340,351,377,426 | 39-45 |
1.Рассчитаем диаметр скважины под эксплуатационную колонну по формуле (3.9)
Дскв=127 +15=142 мм
По полученному значению диаметра скважины подбирается ближайший больший диаметр по ГОСТ 20692 – 75 диаметр долота Dд. Выбираем ближайшее по диаметру скважины 142 мм долото диаметром 151 мм.
По принятому диаметру долота рассчитывается внутренний диаметр Двпредыдущей обсадной колонны по формуле (3.10):
Дв=151+2*5=161 мм
Внутренний диаметр обсадной колонны составляет 161 мм. Наружный диаметр кондуктор колонны равен 168,3 мм с толщиной стенки 8,9 мм, диаметром муфты 187,7 мм. Необходимый зазор между муфтой и стенкой скважины для обсадной трубы диаметром 168,3 мм составляет 25 мм.
2.Рассчитаем диаметр скважины под кондуктор по формуле (3.9):
Дскв=187,7+25=240,9 мм
Выбираем ближайшее по диаметру скважины 240,9 мм долото диаметром 244,5 мм.
По принятому диаметру долота рассчитывается внутренний диаметр Двпредыдущей обсадной колонны по формуле (3.10):
Дв=244,5+2*5=254,5 мм
Внутренний диаметр обсадной колонны, составляет 254,5. Наружный диаметр направления колонны, равен 273,1 мм с толщиной стенки 10,2 мм, диаметром муфты 298,5 мм. Необходимый зазор между муфтой и стенкой скважины для обсадной трубы диаметром 279,1 мм составляет 35 мм.
3.Рассчитаем диаметр скважины под направление по формуле (3.9):
Дскв=298,5+ 35=333,5 мм
Выбираем ближайшее по диаметру скважины 333,5 мм долото диаметром 349,5 мм.
3.2.4. Выбор и обоснование конструкции забоя
Конструкция забоя должна отвечать требованиям сохранения естественной фильтрационной характеристики породы продуктивного пласта и обеспечивать:
1. устойчивость ствола скважины;
2. разобщение пропластков, насыщенных разными по составу и свойствам флюидами;
3. возможность проведения поинтервального воздействия на породу призабойной и удаленной зон пласта;
4. возможность проведения ремонтных работ;
5. длительную эксплуатацию скважины на оптимальных технологических режимах работы
Конструкция закрытого забоя:
Конструкция закрытого забоя является распространенной конструкцией среди забоев.
Закрытый тип забоя выбран исходя из раннее проведенных работ,и исходя из литологического состава пород глин, песчаников, аргелитов способных к обрушению, так же сложением пропластков воды, которые необходимо изолировать закрытым забоем.Обсадная колонна изолируется цементным непроницаемым камнем от внешних воздействий на нее.При заканчивании скважины с конструкцией забоя, продуктивный объект вскрывают совместно с вышележащими отложениями с использованием бурового раствора, не ухудшающего коллекторских свойств пласта, до забоя спускают эксплуатационную колонну, скважину цементируют, а гидродинамическую связь с пластом осуществляют, применяя кумулятивную, пулевую или гидропескоструйную перфорацию.
|
3.3 Выбор типов буровых растворов по интервалам скважины.
При бурении интервала от 0 до 30 метров под направление и интервала от 30 до 510 метров подкондуктор используем буровой раствор на водной основе (Лигносульфонатные растворы), так как буровые растворы на водной основе наиболее доступная и дешевая промывочная жидкость. Лигносульфонатные растворы применяются при разбуривании глинистых отложений, которые имеют преимущественные отложения по разрезу скважины.Однако буровые растворы на водной основе ухудшают коллекторские свойства при вхождении в продуктивный пласт, исходя из этого под эксплуатационную колонну в интервале от 510 до 1800 метров используем буровой раствор на углеводородной основе низкой плотностью.
Буровой раствор на углеводородной основе не оказывают отрицательного влияния на коллекторские свойства, обладают смазывающей способностью при их использовании уменьшается расход мощности на холостое вращение бурильной колонны в стволе скважины и снижается износ бурильных труб и долот, но стоимость приготовления таких буровых растворов довольно высока, исходя из этого раствор применяем для бурения под эксплуатационную колонну от 510 до 1800 м последующим вхождение в пласт.
Данный буровой раствор на углеводородной основе для повышения эффективности бурения в породах-коллекторах и сохранения их нефтегазоотдачи на исходном уровне, а также для проводки скважин в сложных условиях при разбуривании мощных пачек набухающих глин.
3.4.1 Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения(все глубины указаны по вертикали).
Исходя из совмещенного графика изменения пластовых давлений можем наблюдать, что коэффициент аномальности ниже 1, исходя из этого буровой раствор применяем плотностью от 1,05 до 1,1 г/см3 . Данная плотность входит в плотности применяемых на водной основе растворов (лигносульфонатных растворов) и растворов на нефтяной основе (ИБР,ЭИБР). Лигносульфонатные плотностью(на водной основе) от 1,05 до 2,2 г/см3
T500=18-40,Ф=5-0
СНС1=0,6-4,5
СНС10=1,2-9
рН=8-10
ТС<130.
Известково- битумные и эмульсионные (на нефтяной основе) от 0,90 до 1,2 г/см3,
Т500=180-100
Ф30=0,
СНС1=0,3-0,5
СНС10=0,4-2,0
ТС=200-220.
3.4.2 Выбор типа бурового раствора.
Буровые растворы на водной основе обрабатывают понизителями водоотдачи:
Сульфит-спиртовая барда(ССБ) – продукт производства целлюлозы из древесины, представляющий собой смесь органических веществ. ССБ- хорошо растворим в воде,образует коллоидный раствор, поставляется 40-50 %-ного водного раствора, реже в твёрдой.
ССБ используется совместно с каустической содой, для разжижения глинистых суспензий в щелочной среде.
Окисленный замещённый лигносульфонат–увеличивает качествоочистки забоя от выбуренной породы, уменьшение эрозии стенок скважины.
Особый класс реагентов применяют при регулировании свойств растворов на углеводородной основе:
Реагент "СМАД-1", представляющий собой 50% раствор окисленного петролатума в дизельном топливе.
“СМАД-1" предназначен для улучшения смазочных свойств и стабилизации эмульсий.
3.5 Расчет обсадных колонн
Обсадные колонны в процессе цементирования и эксплуатации скважины подвергаются воздействию различных нагрузок, основными из которых являются:
-осевые растягивающие нагрузки от веса колонны;
- осевые сжимающие нагрузки от веса части колонны при ее посадке на уступ или забой;
- динамические нагрузки, возникающие при неустановившемся движении колонны;
- осевые статические нагрузки от избыточного давления и температуры;
- избыточные наружные и внутренние давления в затрубном пространстве и внутри обсадной колонны;
- изгибающие нагрузки из-за искривления колонны в результате потери устойчивости или при нахождении ее в искривленных участках ствола скважины.
Наиболее опасными являются осевые растягивающие, наружные и внутренние избыточные давления. Поэтому, в отечественной и зарубежной практике типы обсадных труб, марки стали и толщины стенок определяются из расчета на смятие (от действия наружного избыточного давления), расчета на разрыв (от действия внутреннего избыточного давления), расчета на страгивание (от действия растягивающих нагрузок). Аналогичные расчеты производятся после капитального ремонта скважины и ремонтно-изоляционных работ, при определении давления опрессовки, при чистке фильтра и т.д.
3.5.1 Расчет эксплуатационной колонны
Исходные данные: Скважина вертикальная эксплуатационная, диаметр обсадной колонны d =114 мм, диаметр ствола скважины D =151 мм, глубина спуска колонны h =1800 м, плотность бурового раствора ρб.р . = 1100 кг/м3.
Сведения о цементировании колонны: глубина уровня цемента за колонной hц =0 м; плотность цементного раствора ρц.р. = 1450 кг/м3; глубина спуска кондуктора hк =510 м; интервал продуктивного пласта 1710-1750 м; коэффициент аномальности пластового давления в продуктивном пласте ka =0,97; плотность пластового флюида (в период ввода в эксплуатацию) ρпл. = 790 кг/м3; плотность жидкости, поступающей в скважину в конце эксплуатации, ρфл. = 830 кг/м3; снижение уровня в колонне в конце эксплуатации hk = 1700 м.
Сведения о проницаемом пласте: интервал положения пласта 1753-1793 м; коэффициент аномальности проницаемого пласта ka =0,97; индекс давления поглощения проницаемого пласта kп =1,7; плотность жидкости в колонне при ее испытании на герметичность ρоп .ж. = 1100 кг/м3.
3.5.1.1 Расчет наружного давления
Решение.
На устье около цемента наружное давление бурового раствора за колонной будет отсутствовать, в связи с чем расчеты на глубине 0 м не производятся.
Рн-0 = rб.р. ·g·hц = 1100 · 9,8·0=0 МПа;
До затвердевания цементного раствора наружное давление по всей длине колонны на глубине h определяется на момент окончания процесса продавливания тампонажного раствора и рассчитывается с учетом давления составного столба промывочной жидкости и тампонажного растворов.
Рнz=rпж. g. H + rцр. g.(z-h) = 1100·9.8·1800+1450·9.8·(0-0)=19,404 МПа
На глубине 510 м низа (башмака) кондуктора наружное давление будет следующее:
Рн-510 = 0+ 1100·9,8(510-0) = 5,49 МПа;
На глубине 1710 м в кровле проницаемого пласта:
Рн-1710 =5,49МПа + 1100·9,8(1710-510) =18,42 МПа;
В интервале проницаемого пласта ka =0,97:
давление у кровли
Ркр=ka·ρв·g·hкр =0,97·1000·9,8·1710=16,25 МПа;
давление у подошвы продуктивного пласта
Рпод=ka·ρв·g·hпод = 0,97·1000·9,8·1750=16,63 МПа;
Так как толщина проницаемого пласта не превышает 200 м, в интервале 1710-1750 м наружное давление принимается постоянным и равняется среднеарифметическому.
Рпр =(16,25+16,63)/2=16,44 МПа;
Рн-1800 =18,42МПа + 1100·9,8(1800-1700) = 19,49 МПа;
По расчитанным давлениям строится эпюра наружного давления на эксплуатационную колонну (рис. 3.5.1).
3.5.1.2 Расчет внутреннего давления в колонне
Давление на устье в период ввода в эксплуатацию:
Ру=Рпр.1710 - rфл. · g ·hкр.пр. =18,42МПа-790·9,8·1710=5,19 МПа;
при опрессовке колонны Роп =1,1·5,31=5,19 МПа – это давление не может быть принято в качестве расчетного, так как согласно действующим требованиям безопасности эксплуатации нефтяных скважин рекомендуемое давление опрессовки для колонн 114 мм диаметра составляет Роп =15 МПа. Это давление и будет взято в качестве расчетного и оно будет отражено на последующем графике.
Таблица 3.5.1 - Минимально необходимое избыточное внутреннее
устьевое давление при испытании на герметичность (Роп.норм.). ГОСТ 632-80
| Наружный диаметр колонны, мм | Значение Роп.норм, МПа |
| 15,0 |
Минимальное давление у башмака колонны в период ввода в эксплуатацию
Р1800 = rфл. · g ·h =790·9,8·1800=13,93 МПа
Тогда давление у бамшака в период опрессовки будет следующее:
Р 1800= Роп+rб.р. · g ·h =15,0МПа+1100·9,8·1800=34,40 МПа;
В конце эксплуатации:
Р 1800= rфл. · g ·(h-hк) =830·9,8·(1800-1700)=0,81 МПа;
При отсутствии дополнительно спущенных труб и пакера
Давление на устье при z = 0
Рвz= Рву = Рпл + DP - rж.g. L =17,39*106+19,59*106-1100·9,8·1800=17,57 МПа,
где: DP - дополнительное давление,необходимое для обеспечения выхода жидкости из колонны при ее закачке в пласт
rж - плотность жидкости закачиваемой в пласт.
По рассчитанным данным строятся эпюры внутреннего давления во время эксплуатации опрессовки колонны и в конце эксплуатации.
3.5.1.3 Построение эпюры наружного избыточного давления
Эпюры 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.
Избыточное наружное давление на глубине z (рниz):
Рниz= Рнz - Рвz = 19,404-17,57=1,83 МПа
Для учета допущений при расчете наружного избыточного давления в продуктивной части разреза вводится коэффициент разгрузки цементного камня (К).
Так как скважина с нормальными условиями бурения и эксплуатации расчет избыточных наружных давлений в зацементированной зоне производится по составному столбу бурового и цементного растворов с учетом коэффициента разгрузки для сечения, расположенного у башмака обсадной колонны, по формуле:
РниL = [(Ргст.ц.р.+Ргст.пр.ж.)– Ргст.нефт. ]. (1-К)=[(19,40+25,57) – 14,58]. (1-0,25)=22,79 МПа,
где: Ргст.ц.р – гидростатическое давление цементного раствора за
обсадной колонной;
Ргст.пр.ж. - гидростатическое давление цементной жидкости за
обсадной колонной;
Ргст.нефт. – гидростатическое давление столба нефти в скважине;
К - коэффициент разгрузки цементного кольца.
Для колонны диаметром 114 мм: К = 0,25.
Следует отметить, что выше указанные формулы дают близкие значения наружных избыточных давлений в призабойной зоне скважины.
Так как при снижении уровня жидкости в колонне она опорожняется до глубины 1710 м, то в интервале от устья до глубины 1710 м эпюра наружного избыточного давления аналогична эпюре наружного давления:
на глубине 510 м:
Рн.и-510 =5,49 МПа;
на глубине 1710:
Рн.и-1710 =18,42МПа;
на глубине 1750 м:
Рн.и-1750 =18,42+1100·9,8·(1750-1710)=18,85 МПа;
на глубине 1800 м:
Рн.и-1800 =19,49 МПа;
По разностям наружнего и внутреннего давлений в характерных точках строится эпюра наружнего избыточного давления, как указано на рис. 3.5.1.
3.5.1.4 Построение эпюры внутреннего избыточного давления
Для построения эпюры внутреннего избыточного давления исходной является эпюры наружного давления, и для сопоставления подбираются условия нагружения колонны, при которых внутреннее давление будет максимальным.
Избыточное внутреннее давление на глубине z (pвиz) в общем случае определяют как разность между внутренним и наружным давлениями, установленными для одного и того же момента времени.
pвиz = p`вz - pнz =34,40-19,40=15 МПа,
где:
Р`вz - внутреннее давление при испытании колонн на герметичность;
Pнz - наружное давление (учет горного давления не производится).
Избыточное внутреннее давление Рвиz на любом участке обсадной колонны не должно превышать допустимого Рт, определенного по формуле Барлоу, с учетом запаса прочности согласно ГОСТ 632-80.
рв.и£Рт / n2=41,8/1,15=36,34 МПа,
где n2- коэффициент запаса прочности на внутреннее давление.
Таким образом, небольшие отклонения в избыточном внутреннем давлении согласно установленному ГОСТу компенсируются запасом прочности.
Эпюра внутреннего избыточного давления приведена на рис. 3.5.1.
3.5.1.5Выбор типа обсадных труб для комплектования обсадной колонны и герметизирующего материала
В соответствии с ГОСТ 632-80 для эксплуатационных колонн диаметром от 114 мм, работающих в жидкой среде при избыточном внутреннем давлении в пределах 10-45 МПа, рекомендуются обсадные трубы марки ОТТГ с тропециадальной резьбой.Трапецеидальный профиль резьбы обеспечивает прочное и высокогерметичное соединение, а герметичность - специальными коническими уплотнительными поверхностями, расположенными со стороны торца труб. Данные трубы также используются в горячих скважинах.
3.5.1.6 Проектирование эксплуатационной колонны
Коэффициент запаса прочности на смятие в интервале продуктивного пласта принимается равным kз=1,15. Тогда критическое давление обсадных труб, пригодных для комплектования нижней секции в интервале 1710-1750 м, должно быть:
Избыточное наружное давление Рниz для труб рассчитываемой секции не должно превышать допустимого с учетом запаса прочности:
Рниz£Ркр / n1=1078/1,15=937,39кН
где: n1- коэффициент запаса прочности на смятие;
Ркр – критическое наружное давление, при котором напряжения в теле трубы достигают предела текучести. Данное давление определаяется по официальным таблицам. Где у нас была выбрана толщина стенки 8,6 мм. В связи с ее достаточным выдерживание давлений в 41,8 мПа, что выше фактического давления.
