Скачиваний:
152
Добавлен:
02.03.2016
Размер:
9.61 Mб
Скачать

Механические свойства проверяют на одной трубе и муфтовой заготовке каждого размера от каждой плавки. Испытание на растяжение проводят по ГОСТ 10006–80 на коротких продольных образцах, испытание на сплющивание – по ГОСТ 8695–75 на кольцевых образцах шириной 60 мм.

Пробы для определения массовой доли серы и фосфора отбирают при разливке стали по ГОСТ 7565–81. Внутренний диаметр трубы проверяют двойным жестким шаблоном или цилиндрической оправкой с размерами, указанными ниже:

Условный диаметр, мм................................................

114–219

245–343

351–508

Длина шаблона (оправки), мм...................................

150

300

300

Диаметр шаблона (оправки), мм...............................

d–3

d–4

d–5

Проверке внутренним давлением должна подвергаться каждая труба с навинченной и закрепленной муфтой.

МАРКИРОВКА, УПАКОВКА, ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ

Кроме требований, оговоренных в ГОСТ 10692–80, на каждой трубе на расстоянии 0,4–0,6 м от одного из концов должна быть нанесена маркировка с помощью клейм: условный диаметр трубы, мм; номер трубы; группа прочности; толщина стенки, мм; наименование или товарный знак предприятия-изготовителя; месяц и год выпуска.

Кроме того, на каждой трубе должна быть нанесена маркировка устойчивой светлой краской; условный диаметр трубы, мм; группа прочности; толщина стенки, мм; длина трубы, см; масса трубы, кг; тип соединения (кроме труб с короткой треугольной резьбой); вид исполнения (для исполнения А); наименование или товарный знак предприятия-изготовителя.

На каждой муфте наносят наименование предприятия-изготовителя, группу прочности, букву «С» – для специальных муфт, вид исполнения.

Резьбы, упорные торцы и уступы и уплотнительные поверхности труб и муфт должны быть защищены от повреждений металлическими предохранительными кольцами и ниппелями.

При отгрузке в одном вагоне должны находиться трубы только одной партии. Допускается отгрузка в одном вагоне труб разных партий при условии их разделения, если партия труб или ее остаток не соответствуют грузоподъемности вагона.

ТРУБЫ ОБСАДНЫЕ ГЛАДКИЕ БЕЗМУФТОВЫЕ ОГ1м

Соединение обсадных труб ОГ1м выполнено в габаритных размерах тела гладкой трубы. Прочность резьбового соединения труб ОГ1м при действии растягивающих нагрузок составляет 50–53 % прочности по телу трубы. Трубы ОГ1м предназначены для хвостовиков обсадных колонн

èмогут быть использованы для эксплуатационных колонн.

Âсоединении труб ОГ1м (рис. 22.6) применена трапецеидальная резь-

ба с шагом 5,08 мм, конусность 1:12, рабочей высотой профиля 1,4 мм и углами наклона 3 и 30° (рис. 22.7). Посадка резьбы осуществляется по внутреннему диаметру резьбы с зазором 0,1 мм по наружному диаметру и 0,2 мм по боковой стороне профиля. Для увеличения жесткости муфтового конца предусмотрена посадка с натягом по срезанным вершинам профиля резьбы на участке от начала сбега резьбы ниппельного конца до упорного уступа. Основные размеры труб ОГ1м приведены в табл. 22.11.

814

Рис. 22.6. Соединение гладких без-

Рис. 22.7. Профиль резьбы труб ОГ1м

муфтовых труб ОГ1м

 

Допуск на шаг составляет ±0,5 мм на длине 25,4 мм и ±0,10 мм на всей длине резьбы. Отклонение угла наклона профиля равно ±1°. Допускаемые отклонения по конусности на длине 80 мм по наружному и внутреннему диаметрам резьбы +0,15 мм для ниппельной части и –0,15 мм для муфтовой части.

Натяг резьбы муфтового конца по резьбовой калибр-пробке должен быть равен (5–12) мм для труб диаметром до 194 мм и (5±1,00) мм для труб диаметром более 194 мм.

Измерительная плоскость гладкой калибр-пробки должна совпадать с торцом муфты или утопать относительно торца муфты не более чем на 1 мм для труб диаметром до 194 мм и не более чем на 2 мм для труб диаметром более 194 мм.

Резьбу ниппельного конца трубы должны проверять гладким калибркольцом, резьбовым калибр-кольцом с неполным профилем и резьбовым калибр-кольцом с полным профилем.

Натяг по гладкому и резьбовым калибр-кольцам должен быть равен 10+1,2 мм для труб диаметром до 194 мм и 10+2,0 мм для труб диаметром бо-

ëåå 194 ìì.

Разрушающие нагрузки для труб ОГ1м определяют исходя из площади опасных сечений по телу ниппельной или муфтовой части трубы под крайними витками резьбы, находящимися в зацеплении.

Для труб ОГ1м с толщиной стенки до 10 мм включительно разрушающую нагрузку определяют исходя из разрушения по телу ниппельной части в опасном сечении, находящемся на расстоянии 16 мм от упорного уступа, по формуле

815

Ò à á ë è ö à 22.11

Размеры безмуфтовых труб ОГ1м, мм

 

 

 

Ниппельный конец трубы

 

 

Муфтовый конец трубы

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Условный

Наруж-

Толщина

Внутренний

Диаметр

Диаметр

 

 

Внутренний

Внутренний

Диаметр

 

 

диаметр

íûé äèà-

диаметр

 

Длина ко-

диаметр

диаметр

конической

Длина

Длина

ìåòð òðó-

стенки s

резьбы в

большего

меньшего

 

резьбы в

трубы

áû D

 

основной

основания

основания

 

íóñà L

основной

резьбы в

выточки в

конуса L1

резьбы L2

 

 

 

плоскости

плоскости

 

 

 

плоскости

конуса d1

конуса d2

 

 

плоскости

торца d3

торца d4

 

 

 

 

 

dâí.í

 

 

 

 

dâí.ì

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

114

114,3

8

105,7

109,5

104,0

 

66

105,4

106,4

109,3

 

 

 

 

9

 

 

103,0

 

78

 

 

 

 

 

127

127,0

8

118,4

122,2

116,7

 

66

118,1

119,1

122,0

95

82

 

 

9

 

 

115,7

 

78

 

 

 

 

 

140

139,7

8

131,1

134,9

129,4

 

66

130,8

131,8

134,7

 

 

 

 

9

 

128,4

78

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10–11

 

127,4

90

 

 

 

 

 

 

 

146

146,0

8

137,4

141,2

135,7

 

66

137,1

138,1

141,0

 

 

 

 

9

 

 

134,7

 

78

 

 

 

 

 

 

 

10–11

 

 

133,7

 

90

 

 

 

 

 

168

168,3

8

159,78

163,5

158,0

 

66

159,4

160,4

163,3

110

95

 

 

9

 

 

157,0

 

78

 

 

 

 

 

 

 

10–12

 

 

156,0

 

90

 

 

 

 

 

178

177,8

8

169,2

173,0

167,5

 

66

168,9

169,9

172,8

 

 

 

 

9

 

 

166,5

 

78

 

 

 

 

 

 

 

10–14

 

 

165,5

 

90

 

 

 

 

 

194

193,7

8

185,1

188,9

183,4

 

66

184,8

185,8

188,7

 

 

 

 

9

 

 

182,4

 

78

 

 

 

 

 

 

 

10–14

 

 

181,4

 

90

 

 

 

 

 

219

219,1

9

210,5

214,3

207,8

 

78

210,2

211,2

214,1

 

 

 

 

10–12

 

 

206,8

 

90

 

 

 

 

 

245

244,5

8

235,9

239,7

234,2

 

66

235,6

236,6

239,5

 

 

 

 

9

 

 

233,2

 

78

 

 

 

 

 

 

 

10–14

 

 

232,2

 

90

 

 

 

 

 

273

273,1

8

264,5

268,3

262,8

 

66

264,2

265,2

268,1

 

 

 

 

9

 

 

261,8

 

78

 

 

 

 

 

 

 

10–12

 

 

260,8

 

90

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

816

Pð.í = 0,785[(D – 0,9)2 – (D – 2s)]σâ min,

ãäå D – номинальный диаметр трубы; s – номинальная толщина стенки. Для труб ОГ1м с толщиной стенки 11 мм и более разрушающую на-

грузку определяют исходя из разрушения по телу муфтовой части в опасном сечении, находящемся на расстоянии 6 мм от торца ниппеля, по формуле

Pð.ì = 0,785[D2 – (D – 1,9s)2â min.

Рекомендуемые допустимые нагрузки при спуске труб ОГ1м рассчи- тывают при коэффициенте запаса прочности, равном 1,8 разрушающей нагрузки.

ТРУБЫ ОБСАДНЫЕ ТОЛСТОСТЕННЫЕ

Обсадные толстостенные трубы выпускают по ТУ 14-3-329–74. Размеры и масса труб должны соответствовать значениям, указанным в табл. 22.12.

Трубы поставляют длиной 9,5–13 м, допускается поставка 40 % труб длиной 6–9,5 м. Отклонения по размерам труб не должны превышать, %:

По наружному диаметру труб:

±1

219 ìì .......................................................

>219 ìì .....................................................

±1,25

По толщине стенки......................................

±12,5

Технические требования соответствуют ГОСТ на обсадные трубы. Гидроиспытанию подвергают трубы длиной 9 м и более. Значения испытательных давлений: для труб 219 мм – 20,0 МПа; для труб более 219 мм – 13,0 МПа.

 

 

 

 

Ò à á ë è ö à 22.12

Параметры толстостенных труб

 

 

 

 

 

 

 

 

Наружный диа-

Толщина стенки,

Номинальный

Теоретическая

Группа прочности

внутренний диа-

масса 1 м трубы,

ìåòð, ìì

ìì

ìåòð, ìì

êã

стали

 

 

 

 

 

 

 

 

219,1

13

193,1

69,49

Ä; Ê

 

14

191,1

74,35

 

 

15

189,2

79,27

Å; Ë

244,5

18

208,5

105,57

 

 

20

204,5

116,26

Ä

298,5

18

262,5

130,73

 

 

20

258,5

144,22

 

 

 

 

 

 

ТРУБЫ ОБСАДНЫЕ БОЛЬШИХ ДИАМЕТРОВ

В тех случаях когда необходимо использовать обсадные трубы больших диаметров (более 508 мм), в основном для крепления верхних интервалов скважин в приустьевой зоне в качестве направляющих колонн применяют трубы по ГОСТ 8732–78 «Трубы стальные бесшовные горяче- деформированные».

В основном используют трубы диаметрами 530, 560, 630, 720 и 820 мм с

817

толщинами стенок 9, 10, 11, 12, 14 мм из сталей марок Ст4сп, Ст5сп, Ст6сп с пределом текучести соответственно 216, 245, 274, 304 МПа или сталей марок 20, 35, 45 с пределом текучести 245, 294, 323 МПа. Трубы при спуске сваривают.

В ряде случаев можно использовать трубы по ГОСТ 20295–74 «Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов». Выпускают трубы прямошовные или спиральношовные диаметрами 530, 630, 720, 820 мм следующих классов прочности: К34, К38, К42, К50, К52, К55 с пределом текучести 206–329 МПа.

ТРУБЫ ДЛЯ МУФТ

Муфты обсадных труб, башмаки и другие соединительные части изготовляют из муфтовой заготовки по ТУ 14-3-130–73.

Ниже приведены размеры труб, мм:

Диаметр ........................

133

166

188

216

243

269

298

325

351

402

451

Толщина стенки..........

14

16

18

18

19

19

20

20

22

22

22

Проверке соосности резьб должно быть подвергнуто не менее 1 % муфт от каждой партии. Проверке качества сопряжения торца трубы ОТТГ и упорного уступа муфты подвергается каждое соединение партии.

Конусность по наружному диаметру резьбы труб и ниппельных концов труб ТБО и по внутреннему диаметру резьбы муфт и раструбных концов труб ТБО, а также конусность уплотнительных конических поверхностей труб и муфт ОТТГ и труб ТБО проверяют гладкими коническими калибрами (кольцами и пробками полными или неполными) или специальными приборами.

Толщину под резьбой проверяют во впадине первой нитки, расположенной со стороны торца трубы.

Для проверки совпадения осей резьбы обоих концов муфту навинчи- вают на нарезанный цилиндрический стержень, точно выверенный и центрированный в патроне токарного станка или специального приспособления. В свободный конец муфты ввинчивают другой цилиндрический, чисто обработанный стержень длиной не менее 250 мм.

Вращая муфту, определяют биение (удвоенное значение отклонения от соосности) стержня у торца муфты и у конца стержня индикатором часового типа с ценой деления 0,01 мм. Отсчет значения биения у конца стержня ведется от середины муфты.

22.2. РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

На обсадную колонну действуют различные по значению и характеру нагрузки:

1)растягивающие нагрузки от собственного веса;

2)сжимающие нагрузки от собственного веса, возникающие при разгрузке колонны, установленной на забой, и при посадках;

3)динамические нагрузки, возникающие в период неустановившегося движения колонны в осевом направлении;

4)осевые нагрузки, обусловленные силами трения колонны о стенки

скважины;

818

5)осевые нагрузки от избыточного давления и температуры при цементировании и эксплуатации;

6)наружное и внутреннее избыточные давления;

7)изгибающие нагрузки при искривлении колонны в результате потери устойчивости и при работе в наклонных скважинах.

В зависимости от назначения колонны (промежуточная или эксплуатационная) также действуют нагрузки, характерные для колонны данного типа, например силы трения, возникающие при вращении бурильной колонны в обсадной и приводящие в ряде случаев к протиранию обсадной

трубы.

Основные нагрузки для расчета – осевые растягивающие нагрузки, наружное и внутреннее избыточные давления.

НАРУЖНОЕ ИЗБЫТОЧНОЕ ДАВЛЕНИЕ

Наружное избыточное давление определяют как разность между наружным и внутренним давлением для одного и того же момента времени.

Для эксплуатационной колонны наружное давление рассчитывают для периода окончания эксплуатации скважины.

В незацементированной зоне нефтяных скважин наружное избыточ- ное давление определяют по формулам (рис. 22.8):

åñëè h > H, òî

ðí.è z = γð z ïðè 0 ≤ z H;

(22.1)

ðí.è z = γð z – γâ(z H) ïðè H z h;

(22.2)

åñëè h < H, òî

 

ðí.è z = γð z ïðè 0 ≤ z h,

 

ãäå h – расстояние от устья скважины до уровня цементного раствора, м; Í – расстояние от устья скважины до уровня жидкости в колонне, м; z – рассматриваемая глубина, м; γð – удельный вес бурового раствора за колонной, Н/м3; γâ – удельный вес жидкости в колонне, Н/м3.

В газоконденсатных и газовых скважинах при наличии столба жидкости в колонне

ðí.è z = γâ z pmin ïðè 0 ≤ z h.

(22.3)

При окончании эксплуатации (H = L) за внутреннее давление pmin принимают наименьшие устьевое и забойное давления для заданного диаметра эксплуатационной колонны.

В зацементированной зоне давление определяют по составному столбу, пластовому и горному давлению.

1. При расчете по составному столбу

Рис. 22.8. Эпюра распределения наружных избыточных давлений

819

pí.è z

= pí.è h +

pí.è L pí.è h

(z h).

(22.4)

 

 

 

 

 

Lh

 

 

Для нефтяных скважин

 

ðí.è L = [(γö – γâ)L – (γö – γp)h + γâ H],

(22.5)

ãäå γö – удельный вес цементного раствора, Н/м3.

 

 

Для газовых скважин

 

ðí.è L = {[(γö L – (γö – γp)h] – pmin}.

(22.6)

 

Для колонн, зацементированных до устья (h = 0),

 

pí.è L

=

pí.è L

z.

(22.7)

 

 

 

L

 

Значения ðí.è L определяют из формул (22.5) и (22.6) при h = 0. Следует учесть, что:

åñëè ðí.è L < ðí.è h, то за расчетное давление на всем зацементированном участке принимают ðí.è h;

åñëè ðí.è z окажется больше, чем давление, определенное по столбу раствора, то расчет всей колонны ведут по формулам (22.1)–(22.3) для интервалов H z L, 0 ≤ z H, 0 ≤ z h.

2. При расчете по пластовому давлению избыточное давление вычис-

ляют по формуле

 

ðí.è z = ðïë z ðâ z.

(22.8)

3. В интервале залегания пород, склонных к текучести,

 

ðí.è z = γï z ðâ z,

(22.9)

ãäå γï – средний удельный вес лежащих выше пород, Н/м3. Расчет ведут по наибольшему из давлений.

Для промежуточных колонн наружное избыточное дваление для нормальных условий в отсутствие поглощений и проявлений определяют исходя из минимального внутреннего давления:

а) в незацементированной зоне

ðí.è z = (γð – γê)z,

(22.10)

ãäå γð, γê – удельный вес бурового раствора соответственно за колонной и в колонне, Н/м3;

б) в зацементированной зоне давления определяют с учетом составного столба бурового и цементного растворов:

pí.è z

= pí.è h +

pí.è L pí.è h

(z h),

(22.11)

 

 

 

L h

 

ãäå

 

 

 

 

ðí.è L = (γö – γê)L – (γö – γp)h;

(22.12)

ðí.è h = (γð – γê)h.

(22.13)

 

Для колонн, зацементированных до устья,

 

820

ðí.è z = (γö – γê)z.

Наружное избыточное давление при газонефтеводопроявлениях: а) в незацементированной зоне

ðí.è z = (γð – γ0)z,

(22.14)

ãäå γ0 – минимальный удельный вес жидкости при бурении под следующую за рассчитываемой колонну, Н/м3.

б) в зацементированное зоне давление находят по формуле (22.11),

ðí.è L = (γö – γ0)L – (γö – γp)h.

(22.15)

Для колонн, зацементированных до устья,

ðí.è z = (γö – γ0)z.

Наружное избыточное давление при поглощениях рассчитывают по формулам (22.1)–(22.7), в которых Í – расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, а γâ заменяют на γê.

Если расчет ведется по пластовому или горному давлению, то используют формулы (22.8) и (22.9).

При кольцевых диаметральных зазорах 30 мм и менее, а также при наличии других условий, препятствующих полному вытеснению бурового раствора из кольцевого пространства, наружное избыточное давление определяют по столбу раствора:

ðí.è z = (γð – γê)z ïðè 0 ≤ z L.

ВНУТРЕННЕЕ ИЗБЫТОЧНОЕ ДАВЛЕНИЕ

Внутреннее давление в колонне действует при ее спуске, в процессе цементирования скважины и при эксплуатации. При спуске колонны в скважину давление в ней равно гидростатическому давлению столба жидкости. В процессе цементирования внутреннее гидростатическое давление повышается на значение, необходимое для преодоления разности весов столбов жидкости и сопротивления движению. По мере твердения цементного раствора давление в колонне увеличивается, что связано с выделением теплоты в процессе схватывания цементного раствора. В период эксплуатации внутреннее давление зависит от уровня жидкости в колонне или от значения пластового давления (для газовых и фонтанирующих скважин).

Внутреннее избыточное давление определяют для периода ввода скважины в эксплуатацию (опрессовка колонны), т.е. в момент передачи наибольшего давления.

Для эксплуатационной колонны в незацементированной зоне (0 ≤ z ≤ ≤ h) избыточное внутреннее давление

ðâ.è = 1,1ðó – (γð – γæ)z

ïðè

1,1ðó > ðîï;

(22.16)

ðâ.è z = ðîï – (γð – γæ)z

ïðè

1,1ðó ðîï,

(22.17)

ãäå ðó – внутреннее избыточное давление на устье в период ввода скважины в эксплуатацию, Па; γæ – удельный вес опрессовочной жидкос-

821

òè, Í/ì3; ðîï – минимальное внутреннее избыточное давление, Па (табл. 22.13).

Большую из величин 1,1ðó, ðîï принимают за расчетную.

В зацементированной зоне внутреннее избыточное давление: 1) при расчете с учетом наружного давления составного столба

pâ.è z = pâ.è h +

pâ.è L pâ.è h

(z h);

(22.18)

 

 

L h

 

ðâ.è L = 1,1ðó – [(γö – γæ)L – (γö – γp)h],

(22.19)

èëè

 

 

 

ðâ.è L = ðîï – [(γö – γæ)L – (γö – γp)h];

(22.20)

ðâ.è определяют по формулам (22.16), (22.17) при z = h. Для колонн, зацементированных до устья, h = 0.

Расчет ведут по большему из давлений, вычисленных по формулам (22.19) и (22.20);

2) при расчете с учетом пластового давления

ðâ.è z = 1,1ðó – γæ z pïë ïðè 1,1ðó ðîï;

(22.21)

ðâ.è z = ðîï + γæ z pïë ïðè 1,1ðó ðîï.

(22.22)

В случаях 1 и 2 колонну испытывают в один прием без пакера. Вели- чину ðó определяют из выражений:

а) в период ввода скважины в эксплуатацию при закрытом устье для

нефтяных скважин

 

ðó = ðïë L – γâ L;

(22.23)

для газовых скважин

 

ðó = ðïë/lS ;

(22.24)

S =

0,03415 γ(L z)

, èëè S ≈ 10–4 γ (L z),

(22.25)

 

 

mTcp

 

ãäå l – расстояние от устья до пласта, в котором возможны газоводонефтепроявления, м; γ – удельный вес газа по воздуху, Н/м3; m – коэффи-

циент сжимаемости газа; Òñð = (Òó + Òç)/2 (Òó, Òç – температуры на устье и на забое, К).

Распределение давления по длине колонны допускается принимать линейным.

 

 

 

 

 

Ò à á ë è ö à 22.13

Минимальное внутреннее избыточное давление при испытании колонн

 

на герметичность

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Наружный диаметр

Давление, МПа

 

Наружный диаметр

 

Давление, МПа

колонны, мм

 

колонны, мм

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

114–127

12

 

219–245

 

7,0

140–146

10

 

273–351

 

6,0

168

9,0

 

377–246

 

5,0

178–194

7,5

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

822

По окончании эксплуатации газовых скважин за внутреннее давление pmin принимают наименьшие устьевое и забойное давления;

б) для газонефтяных и газовых скважин при наличии в закрытых стволах жидкости и газа на всех стадиях эксплуатации внутреннее давление

ðâ z = ðïë L – γâ(L z)

ïðè H z L;

(22.26)

pâ z =

p

ïë L

−γâ

(LH)

0 ≤ z Í,

 

 

 

 

ïðè

(22.27)

 

 

l S

 

 

 

 

 

 

 

 

ãäå Í – расстояние от устья до уровня жидкости в скважине. Давление на устье ðó определяют из выражения (22.27) при z = 0.

В хорошо изученных районах допускается проводить расчет внутреннего давления по фактическим промысловым значениям устьевого давления.

Формулы (22.19) и (22.20) используют, если наружное давление на колонну ðí > ðïë. Наружное давление на забое

ðí L = [γð h – γö (L h).

(22.28)

Распределение давления ðí на участке h L принимают линейным. Формулы (22.21) и (22.22) используют, если ðí < ðïë.

Для промежуточных колонн внутреннее избыточное давление определяют по формулам для эксплуатационных колонн, при этом ðó рассчитывают по следующим формулам для максимального значения внутреннего давления ðâ при бурении под последующую колонну при z = 0:

а) максимальное давление при закрытом устье во время ликвидации выброса или открытого фонтанирования

ðâ z = ðïë l – γ0(l z)

ïðè 0 ≤ z L;

(22.29)

ðó = ðïë l – γ0 l;

 

 

 

 

 

б) максимальное давление при закрытом устье в случае частичной за-

мены бурового раствора газом

 

ðâ = ðïë – γâ(l z) ïðè

Í z L;

(22.30)

pâ z =

p

ïë l

−γ

â(l H)

ïðè

0

z Í;

(22.31)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

l S

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

S = 0,1 10–3 γ (Í z);

 

 

 

pó =

p

ïë l

− γâ

(l H)

S = 0,1 10–3 γ Í.

 

 

 

 

 

 

;

 

 

 

 

 

 

l S

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

В случае полного замещения раствора газом (H = l)

ðâ = ðïë l/lS ;

в) при бурении под следующую колонну с использованием утяжеленного раствора

ðâ z = γê z; ðó = 0.

(22.32)

823

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.

Соседние файлы в папке Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин