9.1.3. Спуск обсадных колонн с использованием клиновых захватов.
После расчета колонны на равнопрочность (выбора секций обсадной колонны по толщинам стенок и маркам стали) производится проверка возможности спуска обсадной колонны с использованием соответствующего типа клинового захвата, которым оснащается ротор бурового станка.
Значение осевой растягивающей нагрузки, при которой напряжение в теле трубы, закрепленной в клиновом захвате, доходит до предела текучести, определяют по формуле (2.48) инструкции [38]:
где: F - площадь сечения трубы, мм2 (м2);
т - предел текучести материала трубы, кгс/мм2 (МПа);
dср - средний диаметр трубы, мм;
ℓ - длина плашек клина, мм;
- угол уклона клина ( = 9о2715 (уклон 1:6), град.;
- угол трения на поверхности сопряжения клина с корпусом клинового захвата, град.;
С - коэффициент охвата трубы плашками (0,7 С 1,0),
С определяется в зависимости от типа клинового захвата: С = m/2;
- для ПКР-47, ПКР-Ш8 - С=0,7; - для ПКР-560 - С=0,9;
- угол охвата трубы плашками одного клина ( 60о);
m - число клиньев.
После определения значений Рк, для каждой секции обсадной колонны (по толщине стенки и марки стали) проверяется коэффициент запаса прочности на спуск в клиновом захвате с учетом всей нарастающей массы колонны.
Вес колонны Q, спущенной в скважину, не должен превышать допустимого Q [Р], где [Р] = Рк/4, 4 – коэффициент запаса прочности, равный 1,3. Если вес колонны окажется более допустимого Q > [Р] (то есть при 4 < 1,3) необходимо далее производить спуск колонны на элеваторах, в противном случае надо увеличить толщину стенки или выбрать более прочную марку стали секции обсадных труб и провести повторный пересчет всей колонны на равнопрочность.
Таблица 9.1.1
Исходные данные для расчета удлиненного кондуктора 245 мм
№ п/п |
Наименование |
Размерность |
Условные обозначения |
Численное значение |
|
|
|
|
|
1. |
Расстояние от устья скважины |
м |
|
|
|
- до башмака колонны |
|
Lо |
1000 |
|
- до уровня цементного раствора |
|
h |
0 |
|
- до пласта из которого возможны нефтепроявления (Б10) |
|
Нкрпл. |
2366 |
|
- до уровня жидкости в колонне при нефтепроявлении |
|
Н |
0 |
|
- до рассчитываемого сечения |
|
Z |
- |
2. |
Плотность: |
г/см3 |
|
|
|
- испытательной жидкости |
|
ж |
1,16 |
|
- цементного раствора за колонной |
|
ц |
1,86 |
|
- облегченного цементного раствора за колонной |
|
о..ц |
1,42 |
|
- гидростатического давления столба жидкости для расчетов min Pн |
|
г.ст. |
1,10 |
3. |
Длина участка цементного раствора по вертикали |
м |
ℓц |
150 |
4. |
Длина участка облегченного цементного раствора по вертикали |
м |
ℓо.ц. |
850 |
5. |
Давление: |
кгс/см2 |
|
|
|
- наружное на глубине Z |
|
Рнz |
расчетн. |
|
- внутреннее на глубине Z |
|
Рвz |
расчетн. |
|
- наружное избыточное на глубине Z |
|
Рниz |
расчетн. |
|
- внутреннее избыточное на глубине Z |
|
Рвиz |
расчетн. |
|
- пластовое проявляющего пласта |
|
Рплℓ |
265 |
|
- минимально избыточное внутреннее давление для данного диаметра колонны (245 мм) |
|
Ропmin |
90 |
6. |
Типоразмеры обсадных труб: |
|
|
|
|
- наружный диаметр |
мм |
Дн |
244,5 |
|
- тип резьбы |
- |
- |
БТС |
7. |
Коэффициенты запаса прочности: |
|
|
|
|
- на наружное избыточное давление |
|
1 |
1,125 |
|
- на внутреннее избыточное давление |
|
2 |
1,1 |
|
- на растяжение: |
|
|
|
|
- для резьбового соединения |
|
3 |
1,75 |
|
- по телу трубы |
|
4 |
1,25 |
|
|
|
|
|
Таблица 9.1.2