, |
5 |
„ |
л / з ( 1 - / « 2 ) |
2V P M
5 —толщина стенки трубы в мм; R — средний радиус трубы в мм.
Для использования полученных результатов в таблице 5.1 приведены нагрузки на обсадные трубы, рассчитанные по фор муле (5.18)
5.1.3. ЗАПАСЫ ПРОЧНОСТИ, РЕКОМЕНДУЕМЫЕ
ПРИ РАСЧЁТАХ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
(Degrees of safety under calculation of casing strings)
При расчёте эксплуатационных колонн, по фор мулам (5.1), (5.2), (5.5), (5.7), (5.9), (5.14)—(5.16) согласно официаль ным документам, определяют критические нагрузки на трубы. Для определения допускаемых нагрузок рекомендуются следу ющие запасы прочности.
Запас прочности ксмна смятие наружным давлением для труб в интервале перфорации (зон прострела дыр в обсадной колон не +50 м) при устойчивых породах принимается равным 1,3.
При неустойчивых породах в интервале перфорации колон ны ксмпринимается равным не менее 1,5.
Для разведочных скважин, в которых зона перфорации труб может быть распространена на весь зацементированный ин тервал, кем принимается равным 1,3 или 1,5 (в зависимости от устойчивости пород) для всего интервала.
Для труб, расположенных выше зоны перфорации колон ны, ксмрекомендуется равным 1,15.
Иногда при спуске эксплуатационных колонн в глубокие скважины ксмдля труб средних секций (при весе колонны бо лее 687 кН) увеличивают до 1,25.
Запас прочности кСУ1на смятие наружным давлением уста новлен по отношению к сминающему Рсмдавлению, определя емому по формуле (5.1).
Коэффициент запаса прочности крна страгивающее усилие принимается равным 1,3 для наклонно направленных скважин, а также для скважин, глубина которых превышает 3000 м, и 1,15 —для всех остальных скважин.
Для обсадных труб с неравнопрочным резьбовым соеди нением кр определяют по отношению к страгивающей Р на грузке, определяемой по уравнению (5.3).
Для труб с равнопрочным резьбовым соединением со храняются те же запасы прочности, но определяют их по отно шению к растягивающей нагрузке, определяемой по форму-