Заканчивание эксплуатационной скважины №8 Пинджинского месторождения глубиной 2650 (2720) метров

Прочность на смятие в условиях двухосного нагружения не учитывается, так как толщина стенки увеличилась. Проверяем фактический коэффициент запаса на растяжение по телу трубы:

n_раст= Q^5S_Т / УG⁴, (38)

где n_раст - фактический коэффициент запаса на растяжение по телу трубы,

Q^5S_Т - нагрузка растяжения на пределе текучести для труб 5-ой секции Q^5S_Т = 1686 кН [1],

УG⁴ - нагрузка растяжения на 4 - ую секцию, равная сумме откорректированного веса 1-ой, 2-ой, 3-ей*G¹+*G²+*G³, а также предварительного веса 4 - ой секции;

n_раст= 1686/941,02 = 1,79

Рассчитанный фактический коэффициент запаса на растяжение по телу трубы больше нормативного коэффициента запаса на растяжение - 1,15, следовательно, условие на растяжение выполняется.

Определяем фактические коэффициенты запаса прочности для 5-ой секции на глубине L⁴ при откорректированных параметрах 4 - х секций

на внутреннее давление:

n_Р = Р⁵_Р / Р⁵_ВИ, (39)

где: Р⁵_Р - прочность труб 6-ой секции на внутреннее давление с толщиной стенки д⁵ = 10,6 мм [1], Р⁵_Р = 41,9 МПа

Р⁵_ВИ - внутреннее избыточное давление на устье (определяется по обобщённому графику избыточных внутренних давлений) (рис.7),

Р⁵_ВИ = 30,73 МПа,

n_Р =41,9/30,73 = 1,36,

на страгивание в резьбовом соединении:

n_СТР = Q⁵_СТР / У*G⁴, (40)

где Q⁵_СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 5-ой секции с толщиной стенок д⁵ = 10,6 мм [1], Q⁵_СТР = 1588 кН

n_СТР =1588/ 941,02 = 1,69.

Рассчитанные фактические коэффициенты запаса прочности для 4-ой секции на глубине L⁴ м при длине 4-ой секции l⁴ больше допустимых n_p=1,15 и n_стр=1,15, следовательно, условие на прочность выполняется.

Итак, окончательные параметры 4-ой секции:

Группа прочности - «Д»,

Толщина стенок д³ =8,9 мм,

Длина секции l³ = 390 м,

Глубина установки L³ = 390 м,

Интервал установки - 0 - 390,

Вес секции G³ = 138,06 кН.

Суммарный вес 3-х секций УG³ = 941,02 кН.

Далее необходимо рассчитать коэффициент запаса прочности на растяжение на искривленном участке ствола (150 - 300 м). Зенитный угол изменяется от 0 до 7⁰.

Нагрузка растяжения на искривленном участке на пределе текучести гладкого тела трубы уменьшится и должна быть рассчитана по формуле:

n₄' = n₄ /[1- n₄*л₁* (б₀ - 0,5)], (41)



где: n₄' - нагрузка растяжения на пределе текучести гладкого тела трубы искривлённой обсадной колонны;

n₄ = 1,25 - нагрузка растяжения на пределе текучести гладкого тела трубы вертикальной обсадной колонны;

л₁ - коэффициент, учитывающий влияние формы тела трубы и её прочностные характеристики (л₁ = 0,041 для труб группы прочности «Д» [1]).

б₀ - интенсивность искривления трубы, равная: б₀ = 7⁰/15м = 0,47.

n₄' = 1,25/[1 - 1,25*0,041(0,47 - 0,5)] = 1,248.

Далее рассчитывается фактический коэффициент запаса прочности:

n_{4 факт}' = Pраст/G, (42)

где G - сумма весов первых трех секций и участка 4-й секции, начиная с 125 м (25 м выше точки начала искривления),

Pраст - растягивающая нагрузка на 4-ю секцию,кН [1].

n_{4 факт}' = 1686/(57,96 + 460,2 + 284,8 + 0,354*265) = 1,88.

Рассчитанный фактический коэффициент запаса на растяжение по телу трубы больше нормативного коэффициента запаса на растяжение - 1,248, следовательно, условие на растяжение выполняется.

Расчетные данные о параметрах секций обсадной колонны сведены в таблицу 10:

Таблица 10

Данные о параметрах секций обсадной колонны

№ секции	Группа прочности	Толщина стенки, мм	Длина секции, м	Вес, кН	Интервал установки, м
				Одного метра трубы	Секции	Суммарный
1	Д	10,6	140	0,414	57,96	57,96	2580-2720
2	Д	8,9	1300	0,354	460,2	518,16	1280-2580
3	Д	8,0	890	0,32	284,8	802,96	390-1280
4	Д	8,9	390	0,354	138,06	941,02	0-390

4.4 Расчет натяжения эксплуатационной колонны

Натяжение обсадной колонны необходимо для сохранения прямолинейной формы её не зацементированной части путём компенсации веса и с учётом изменения температуры и давления. Расчёт натяжения обсадной колонны производится после расчёта обсадной колонны на прочность.

Если расчётное значение натяжения не удовлетворяет условию прочности колонны, то необходимо либо повысить прочность труб, либо увеличить высоту подъёма цемента.

Определяют как нижний, так и верхний предел натяжения обсадных колонн.

Нижний предел - минимальное значение усилия натяжения для скважин любого назначения выбирается по наибольшему значению из двух значений, рассчитанных по формулам:

Q_Н = Q; (43)

Q_Н = Q + бEFД T 10^-3 + 0,31* P* d² 10³ - 0,655 *l *(D² с_Р - d² с_В)10^-2 (44),

где: Q_Н - усилие натяжения в кН;

Q - вес свободной (незацементированной) части колонны, кН;

P - внутреннее устьевое давление в колонне при эксплуатации или при нагнетании, МПа;

l - длина свободной части колонны, м;

D = 0,168м, d = 0,142 м - соответственно наружный и внутренний диаметры свободной части колонны, м.

1) Q_Н = Q = l*q ;

Q_Н = 270*0,354 = 95,58 кН.

2) б = 12*10^-6, Е = 2,1*10¹¹ Па,

F = р(D² - d²)/4; (45)

F = 0,785(0,028224 - 0,020164) = 0,006 м.

Д T - средняя температура нагрева (охлаждения) колонны, ⁰С.

Среднюю температуру нагрева берут как среднюю величину по глубине:

Д T = ((t₃ - t₁) + (t₄ - t₂)) / 2, (46)

где: t₁, t₂ - температура колонны у верхнего и нижнего концов до эксплуатации, ⁰С (t₁ принимают по среднегодовой температуре района бурения (-2 ⁰С), t₂ обычно принимают по геотермическому градиенту);

t₃, t₄ - температура колонны у верхнего и нижнего концов в процессе эксплуатации, ⁰С (t₃ принимают температуре жидкости, движущейся по колонне (+40⁰С)).

t₄ = t₃+ (t_заб - t₃) l / L,

где t_заб - температура на забое, ⁰С;

L - глубина скважины, м.

t₄ = 40 + (26,5*3 - 40)*270/2720 = 43⁰

t₂ = 3⁰*2,7-2⁰ = 5,1⁰

Д T = ((40 + 2) + (43 - 5,1))/2 = 44,95⁰

Q_Н = 95,58 + 12*10^-6*2,1*10¹¹*0,006*44,95*10^-3 +

0,31*3,275*0,142²*1000 - 0,655*270(0,168²*1120 - 0,142²*913)*10^-2 =

86,4 + 679,6 + 20,47 - 23,34 = 771,13 кН.

Верхний предел натяжения колонны определяется из условия: Q_Н ? Q_МАКС, (47) где: Q_МАКС - допустимая осевая нагрузка на трубы колонны (равная максимально допустимой страгивающей нагрузке делённой на коэффициент запаса на страгивающие нагрузки), кН.

Q_Н = 1226/1,15 = 1066 кН.

В итоге: 771,13 кН ? Q_Н ? 1066 кН.

4.4 Технологическая оснастка обсадной колонны

Под понятием «технологическая оснастка обсадных колонн» подразумевается определенный набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну, чтобы создать условия для повышения качества процессов ее спуска и цементирования в соответствии с принятыми нормами крепления скважин. Поэтому применение технологической оснастки при креплении скважин обязательно.

Изделия технологической оснастки одного наименования имеют несколько конструктивных модификаций, отличающихся друг от друга принципом действия.

1. Расчет центрирования эксплуатационной колонны.

Профиль скважины 3-х интервальный, значит, расчет центрирования ведется для участков набора зенитного угла (150 - 300 м) и стабилизации угла (300 - 2720 м).

1) Интервал набора зенитного угла (150 - 300 м)

h_Н = 300 м - нижняя граница интервала.

h_В = 150 м - верхняя граница интервала.

Выбирается центратор ЦЦ-1-168/216-1.

Рассчитывается жесткость труб обсадной колонны, кгс·м²:

EI =2,1·10¹⁰··[1-()⁴] (48)

где d_Н, м - наружный диаметр обсадной колонны;

d_В, м - внутренний диаметр обсадной колонны;

EI = 2,1х10^10х(3,14*0,1683⁴/64)*(1 - (0,1505/0,1683)⁴) = 5,166*10⁷ кгс*м².

Вычисляется объем вытесненного тампонажного раствора на 1 метре, м³

V_Т = 0,785· (49)

V_Т = 0,785*0,168² = 0,0222 м³.

Вычисляется вес вытесненного тампонажного раствора на 1 метре, кгс:

q_т = V_Т · с_т (50)

где с_Т, кг/м³ - плотность тампонажного раствора (с_Т = 1900 кг/м³)

q_т = 0,0222*1900 = 42,18 кгс.

Внутренний объем 1 метра обсадной колонны, м³:

V_В = 0,785 · d (51)

V_В = 0,785*0,152² = 0,0181 м³.

Вес продавочной жидкости на 1 метре, кгс:

q_п = V_В · с_п (52)

где с_П - плотность продавочной жидкости, кг/м³ (с_П = 1000 кг/м³)

q_п = 0,0181*1000 = 18,1 кгс.

Вес 1 метра обсадной колонны с продавочной жидкостью, кгс:

q_к = q + q_п (53)

q_к = 32 + 18,1 = 50,1 кгс.

Вес 1 метра обсадной колонны с продавочной жидкостью в цементном растворе, кгс:

q_ж = q_к - q_т (54)

q_ж = 50,1 - 42,18 = 7,92 кгс.

P₁ = 1 4,3 · q_ж · sin б₁ , (55)

где б₁ - зенитный угол наклона ствола скважины на участке расположения рассматриваемой трубы.

б₁=7/2 = 3,5⁰.

P₁ = 14,3*7,92*sin3,5⁰ = 6,914 кгс.

Находится расстояние между центраторами по допустимой нагрузке на один центратор, м

l₁ = (56)

где [Q], кгс - допустимая нагрузка на центратор ([Q] = 780 кгс).

l₁ = 780/6,914 = 112,81. Принимается l₁ = 113 м.

Расчет расстояний между центраторами и количество центраторов.

Рассчитывается стрела прогиба обсадной колонны от собственного веса, мм

f₀ = (57)

f₀ = 6,3*7,92*113⁴* sin3,5⁰ /5,166*10⁷ = 9,61 м.

Находится растягивающее усилие от нижележащего участка обсадной колонны, кгс:



N = 0,3 · q_ж · (L-h_В) · cos б₂ , (58)

где б₂ - средневзвешенный зенитный угол ствола скважины в интервале от 300 м до 2720 м. (б₂ = 7⁰).

N = 0,3*7,92*(2720 - 300)* cos7⁰ = 5707 кгс.

Критическая сила (по Эйлеру), кгс

P_КР = , (59)

где м = 1.

P_КР = 3,14²*5,166*10⁷/113² = 12703,6 кгс.

Находится стрела прогиба труб между центраторами с учетом растягивающего усилия, мм

f = (60)

f = 961/(1 + 5542/12703,6)² = 8076 мм.

Эксцентриситет центрируемой обсадной колонны в любой точке не должен превышать величину

[f] = 0,33 (D-d)/2, (61)

где D, d - соответственно осредненный диаметр обсадных труб в рассматриваемой точке(D = 0,245 м, d = 0,168 м).

[f] = 0,33*(0,245 - 0,168)/2 = 12,7 мм.

Т.к. f > [f], то:

Определяются расстояния между центраторами по значению допустимой стрелы прогиба обсадной колонны, м

l = (62)

l = (6,166*10⁷*0,0127/(6,3*7,92* sin3,5⁰))^1/4 = 22 м.

И, наконец, находится необходимое количество центраторов в рассматриваемом интервале, шт:

n = [(h_Н - h_В)/l] + 1 (63)

n = 150/22 + 1 = 6,82 шт.

Таким образом, в интервале 150 - 300 м необходимо установить 7 центраторов на эксплуатационную колонну.

1) Интервал стабилизации зенитного угла (300 - 2720 м)

h_Н = 2720 м - нижняя граница интервала.

h_В = 300 м - верхняя граница интервала.

Выбирается центратор ЦЦ-1-168/216-1.

Находится средневзвешенный диаметр эксплуатационной колонны на участке:

d_В = (150,5*90 + 152,3*890+ 150,5*1300 + 147,1*140)/(2720 - 300) =

(13545 + 135547 + 195650 + 20594)/2420 = 151,03 мм.

По формулам (48) - (57) проводятся предварительные расчеты:

EI = 2,1*10¹⁰*(3,14*0,683/64)*(1 - (0,15103/0,1683)⁴) = 5,3*10⁷ кгс*м².

V_Т = 0,785*0,168² = 0,0222 м³.

q_т = 42,18 кгс.

V_В = 0,785*0,15103² = 0,0179 м³.

q_п = 0,0179*1000 = 17,9 кгс.

q = (0,414*980 + 0,354*1300 + 0,32*140)/2420 = 0,376 кН = 37,6 кгс.

q_к = 37,6 + 17,9 = 55,5 кгс.

q_ж = 55,5 - 42,18 = 13,32 кгс.

P₁ = 14,3*13,32*sin7⁰ = 23,21 кгс.

l₁ = 780/23,21 = 33,61. Принимается l₁ = 34 м.

f₀ = 6,3*7,92*113⁴* sin3,5⁰ /5,166*10⁷ = 9,61 м.

По формулам (60) - (63):

[f] = 0,33 (245-168)/2 = 12,705 мм.

l = (5,3*10⁷*0,0127/(6,3*13,32* sin7⁰))^1/4 = 16 м.

n = 2420/16 + 1 = 152 шт.

Общий вид центраторов показан на рис. 8:

Рис. 8. Жестко-упругий центратор ЦЦ-1: 1 - петлевые проушины; 2 - гвозди; 3 - спиральные клинья; 4 - ограничительные кольца; 5 - пружинные планки; 6 - пазы сегментов

2. Выбор остальных элементов технологической оснастки эксплуатационной колонны

Цементировочная головка

Цементировочные головки относятся к оснастке обсадных колонн и предназначены для создания герметичного соединения обсадной колонны с нагнетательными линиями цементировочных агрегатов. В зависимости от конструктивного исполнения они могут применяться при цементировании различными способами.

Для цементирования данной скважины выбирается цементировочная головка типа ГЦУ (ГЦУ-168). Универсальность данной головки заключается в том, что она позволяет цементировать обсадную колонну в подвешенном на крюке состоянии с одновременным ее расхаживанием. Кроме того, она довольно проста в обслуживании. Общий вид головки типа ГЦУ представлен на рис. 9:

Рис. 9. Цементировочная головка ГЦУ

Обратный клапан

Клапаны обратные дроссельные типа ЦКОД предназначены для непрерывного самозаполнения буровым раствором обсадной колонны при спуске ее в скважину, для предотвращения обратного движения тампонажного раствора из заколонного пространства.

Рис. 10. Обратный клапан ЦКОД-168-1-ОТТМ

Выбирается клапан ЦКОД-168-1-ОТТМ (рис. 10). Он спускается в скважину с обсадной колонной без запорного шара, который прокачивают в колонну после ее спуска на заданную глубину. Шар, пройдя через разрывные шайбы и диафрагму, занимает рабочее положение. Верхняя часть клапана внутри имеет опорную торцовую поверхность, которая выполняет функцию стоп-кольца для остановки разделительной цементировочной пробки. Таким образом, установки упорных колец не требуется.

Башмак колонный

Башмаки колонные типа БКМ (рис. 11) предназначены для оборудования низа обсадных колонн с целью направления их по стволу скважины и защиты от повреждений при спуске в процессе крепления нефтяных и газовых скважин. Эти башмаки состоят из корпуса с неразъемной насадкой, которая формируется в нем из смеси тампонажного песка и цемента в соотношении 3:1. В корпусе башмака выполнены отверстия с пазами, которые образуют дополнительные каналы циркуляции бурового раствора.

Рис. 11. Башмак колонный типа БКМ

Расстановка элементов технологической оснастки эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта изображена на рис. 3 Графического Приложения 1.

буровой тампонажный нефтеносность скважина



5. Расчет и обоснование параметров цементирования

5.1 Обоснование способа цементирования

Известны следующие способы первичного цементирования затрубного пространства: прямой одноступенчатый, прямой двухступенчатый, манжетный, обратный, цементирование "хвостовиков" и секций.

Прямое одноступенчатое цементирование используют при малоразличающихся между собой градиентов гидроразрыва пород по всему разрезу скважины и их глубине до 3000 м (глубина проектируемой скважины - 2650 м).

На практике при бурении скважин в Западной Сибири наибольшее распространение получил прямой способ цементирования через башмак обсадной колонны в одну ступень.

5.2 Обоснование типа и расчёт объема буферной, продавочной жидкостей и цементного раствора

Проектирование процесса цементирования начинают с выбора состава и определения свойств трех жидкостей используемых при цементировании - буферной, тампонажного раствора и продавочной жидкости. При определении плотности облегчённого тампонажного раствора должно быть выполнено условие недопущения гидроразрыва пластов или поглощения раствора:

P_ГСКП + Р_ГДКП ? 0,95 P_ПГ или P_ГСКП + Р_ГДКП ? 0,95 P_ГР (64)

где: P_ГС - гидростатическое давление в кольцевом пространстве, МПа;

Р_ГДКП - гидродинамические потери давления в кольцевом

пространстве, МПа;

P_ПГ - давление начала поглощения, МПа;

P_ГР - давление гидроразрыва пород на забое скважины или в интервале пласта с наименьшим градиентом гидроразрыва, МПа;

В свою очередь

Р_ГДКП = (?_срвз?v_кп²?L?10^-6)/2(D_СКВ ?k^0,5 - d_Н),

где: - коэффициент гидравлического сопротивления, равный 0,035; _срвз- средневзвешенная плотность растворов за колонной в конце продавки, кг/м³; v_кп = 0,4 м/с - скорость восходящего потока за колонной в конце продавки, м/с; L - длина ствола, м; D_СКВ - диаметр ствола скважины, м; k - коэффициент кавернозности; d_Н - наружный диаметр обсадной колонны, м.

Следовательно,

_срвз = 0,95 P_ГР /(gH + ?v_кп²?L/2(D_СКВ ?k^0,5 - d_Н) (65)

_срвз = 0,95*47,47*10⁶/(9,81*2650 + 0,035*0,4²*2720/2(0,2143*1,3^1/2 -

0,1683)) = 1731,5 кг/м³.

Находится плотность облегченного тампонажного раствора, которым цементируется большая часть затрубного пространства:

_срвз = ( _БЖ *h_бж + _обл.тр *h_{обл тр} + _цр *h_цр )/L, (66)

где _срвз - средневзвешенная плотность растворов за колонной в конце продавки, кг/м³;

h_бж - высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве, м;

_БЖ - плотность буферной жидкости, кг/м³;

_обл.тр - плотность облегченного тампонажного раствора, кг/м³;

h_{обл тр} - высота столба облегченного тампонажного раствора в заколонном пространстве, м;

_цр - плотность обычного тампонажного раствора, кг/м³;

h_цр - высота столба тампонажного раствора в заколонном пространстве, м;

L - глубина скважины по стволу, м.

Отсюда:

_обл.тр = (_срвз*H - _БЖ *h_бж - _цр *h_цр )/ h_{обл тр};

Плотность буферной жидкости принимается равной 1000 кг/м³, высота столба обычного тампонажного раствора на забое скважины - 105 м (50 м выше и ниже продуктивного пласта).

_обл.тр = (1731,5*2720 - 1000*270 - 1900*105)/2345 = 1808 кг/м³.

Выбирается в качестве порошка для обычного тампонажного раствора ПЦТ-I-100 (В/Ц = 0,45, _цр =1900 кг/м³), в качестве порошка для облегченного тампонажного раствора ПЦТ-III-Об6 (В/Ц = 0,75, _цр =1600 кг/м³).

Объём тампонажного раствора V_ТР определяется как сумма объёма кольцевого пространства в межтрубном пространстве (кондуктор - эксплуатационная колонна), объёма кольцевого пространства между стенками скважины и наружными стенками обсадной колонны, с учётом коэффициента кавернозности, и объёма цементного стакана, который оставляют в колонне:

V_ТР = р [(D²_СКВ k - D²_ОК) (L - H_К) + (d²_КОН - D²_ОК) H_ЦК + d²_НОК h_СТ] / 4 (67)

где: k - коэффициент кавернозности (k = 1,3);

D_СКВ - диаметр скважины, м;

D_ОК - наружный диаметр обсадной колонны, м;

d_КОН - внутренний диаметр кондуктора, м (d_КОН =0,229м);

d_НОК - внутренний диаметр низа обсадной колонны, м;

L - глубина скважины по стволу, в м;

H_К - глубина спуска кондуктора по стволу, м;

H_ЦК - высота подъёма цементного раствора от башмака кондуктора по стволу, м;

h_СТ - высота цементного стакана в обсадной колонне (расстояние между башмаком обсадной колонны и местом установки кольца “Стоп”), м (h_СТ = 0,01 H_ЦК).

V_ТР = 0,785[(0,2143²*1,3 - 0,1683²)(2720 - 420) + (0,229² - 0,1683²)*150 +

0,1471²*27,2] = 0,0785[(0,0615 - 0,0283)*2300 + 3,615+0,589)] = 63,24м³.

V_ЦР = 0,785[(0,2143²*1,3 - 0,1683²)*105 = 2,59 м³.

V_{ТР ОБЛ} = V_ТР - V_ЦР ; (68)

V_{ТР ОБЛ} = 63,24 - 2,59 = 60,65 м³.

Расчет количества компонентов сухой тампонажной смеси и жидкости для её затворения производят с учётом водотвёрдого (водоцементного) отношения рекомендуемого поставщиком и оптимальной плотности цементного раствора.

По значениям с_ТР (в кг/м³) и выбранного водоцементного отношения m предварительно определяют среднюю плотность твердой фазы с_Т. (в кг/м³) тампонажного раствора:

с_Т = с_ТР / [1 - m (с_ТР / с_Ж - 1)] (69)

где с_Ж - плотность жидкости затворения, с_Ж = 1000 кг/м³);

m_цр = 0,45, m_{обл тр} = 0,75.

Для бездобавочного тампонажного раствора:

с_Т = 1900/(1 - 0,45(1900/1000 - 1)) = 3200 кг/м³.

Для облегченного тампонажного раствора:

с_Т = 1600/(1 - 0,75(1600/1000 - 1)) = 2909 кг/м³.

Масса тампонажного материала G (в тоннах), необходимая для приготовления 1 м³ раствора,

G = с_Т (с_ТР - с_Ж) / (с_Т - с_Ж) (70)

Для бездобавочного тампонажного раствора:

G = 3200(1900 - 1000)/(3200 - 1000) = 1,3 т.

Для облегченного тампонажного раствора:

G = 2909(1600 - 1000)/(2909 - 1000) = 0,914 т.

Общая масса сухого тампонажного материала (в тоннах) для приготовления требуемого объема тампонажного раствора

G_СУХ = K_Ц G V_ТР, (71)

где К_Ц = 1,03ч1,05 - коэффициент, учитывающий потери тампонажного материала при погрузочно-разгрузочных работах.

Для бездобавочного тампонажного раствора:

G_СУХ = 1,04*1,3*2,59 = 3,5 т.

Для облегченного тампонажного раствора:

G_СУХ = 1,04*0,914*60,65 = 57,65 т.

Полный объем воды для затворения общей массы сухого тампонажного материала ( в м³)

V_В=К_В G_СУХ / G₁, (72)

где К_В = 1,09 - коэффициент, учитывающий потери воды.

Для бездобавочного тампонажного раствора:

V_В = 1,09*3500/(3200*0,45) = 2,65 м³.

Для облегченного тампонажного раствора:

V_В = 1,09*57650/(2909*0,75) = 28,81 м³.

Полный объем воды:

V_{В полн} = 2,65 + 28,81 = 31,46 м³.

В качестве буферной жидкости используем буфер МБП - М - 100 на водной основе с высокой моющей способностью с добавлением на 1 м3 воды 0,5% смеси полифосфатов и 0,5% неонола АФ - 12 или АФ - 25.

Объем буферной жидкости:

V_БЖ = S_К v_ВП t , (73)

где S_К = р (D²_СКВ k - d²_н) / 4

- площадь затрубного пространства, м2;

v_ВП - скорость восходящего потока, м/с;

t - время контакта, с (в соответствии с РД 39-00147001-767-2000 принимается равным 500 с при турбулентном течении и 600ч900 при ламинарном и течении);

V_БЖ =3,14*(0,2143²*1,3 - 0,1683²)*1,8*500/4=22,77м³.

При определении объёма буферной жидкости с плотностью меньше плотности бурового раствора при вскрытых нефтегазовых пластах следует также учитывать возможность газонефтепроявления за счёт снижения забойного давления во время продавки этой жидкости в заколонное пространство. В этом случае допускается снижение репрессии на пласт до 2,5%. Исходя из этого допущения, получена формула, определяющая минимально допустимый объём буферной жидкостиV_бж в м³:

Определим высоту подъема буферной жидкости в кольцевом пространстве:

H_бж = V_бж/S_кп; (74)

H_бж= 4*26,27/(3,14*(0,2143²*1,3 - 0,1683²)) =22,77/0,0246=925,6 м.

Средневзвешенный угол б в интервале подъема буферной жидкости равен 7 град.

Рассчитывается минимально допустимый объем буферной жидкости:

V_бж = 0,5*?Р* S_кп /( cosб*( с_БР - с_БЖ)*g); (75)

где ?Р - пластовое давление на забое, Па;

V_бж =0,5х27,01х1000000х0,0246х0,05/(0,993х(1120-1000)*9,81)=14,21м³,

что меньше ранее найденного объема буферной жидкости, равного 22,77м³.

Расчёт необходимого количества продавочной жидкости V_ПР (м³) выполняется по формуле:

V_ПР = k_ПР р [(d²_ОК L - d²_НОК h_СТ] / 4 , (76)

где: k_ПР - коэффициент, учитывающий сжатие продавочной жидкости (для глинистого раствора k_ПР = 1,04).

d_ОК - средневзвешенный внутренний диаметр обсадной колонны, м.

V_ПР = 1,04*0,785*(0,15103²*2720 - 0,1471²*27,2) = 50,17 м³

5.3 Гидравлический расчет цементирования, выбор типа и расчёт необходимого количества цементировочного оборудования

Гидравлический расчет цементирования обсадных колонн проводят для определения необходимой суммарной подачи цементировочных агрегатов Q из условия обеспечения максимально возможной скорости восходящего потока бурового и тампонажного растворов в затрубном пространстве v, допустимого давления на цементировочной головке P_ЦГ и забое скважины P_З (в интервале пласта с наименьшим градиентом гидроразрыва начала поглощения), а также для выбора цементировочного оборудования и определения продолжительности процесса цементирования t_Ц. При этом принимаются следующие граничные условия:

P_ЦГ ? P_{ЦГ расч}; (77)

P_З ? 0,95 P_ПГ или P_З ? 0,95 P_ГР (78)

t_Ц = t_ЦЕМ+15 мин ? 0,75 t_ЗАГ, (79)

где P_{ЦГ расч} - давление на цементировочной головке, найденное в расчётах колонны на прочность, МПа;

P_ПГ - давление начала поглощения, МПа;

P_ГР - давление гидроразрыва пород на забое скважины или в интервале пласта с наименьшим градиентом гидроразрыва, МПа;

t_ЦЕМ - затраты времени на закачивание и продавливание тампонажного раствора, мин;

t_ЗАГ - время загустевания тампонажного раствора, определяемое консистометром, мин (для ПЦТ-I-100 равно 105 мин);

15 мин - дополнительное время, необходимое для вывода цементосмесительной машины на режим, освобождения продавочной пробки и получения сигнала “Стоп”.

Гидравлический расчет цементирования скважин проводят в следующем порядке.

Максимальное ожидаемое давление на цементировочной головке Р_ЦГ (в МПа) рассчитывают по формуле:

Р_ЦГ = ? P_ГС + P_Т + P_К + P_СТ, (80)

где ? P_ГС - максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в затрубном пространстве и в трубах в конце процесса цементирования, МПа;

P_Т, P_К - гидравлические сопротивления соответственно в трубах и в затрубном пространстве при принятом значении v, МПа;

P_СТ = 2,5 ч 3 МПа - давление момента “Стоп”.

Разность гидростатических давлений определяют по формуле:

? P_ГС = 0,001 g [(L¹ - H¹) (с_БР - с_ПР) + (H¹ - h¹) (с_ТР - с_ПР)] (81)

где: L¹ - глубина скважины по вертикали, м;

Н¹ -- высота подъема тампонажного раствора от башмака колонны по вертикали, м;

h¹ -- высота цементного стакана в колонне по вертикали, м;

с_ПР - плотность продавочной жидкости г/см³.

? P_ГС = 0,001*9,81[(2720 - 2450)(1,12 - 1) + (2450 - 27,2)*(1,9 - 1)] =

0,00981(32,4 + 2180,52) = 21,708 МПа.

Гидравлические сопротивления внутри обсадной колонны Р_Т и в затрубном пространстве Р_К (в МПа) в конце продавки тампонажной смеси находят по формулам Дарси-Вейсбаха:

Р_Т = УР_Тⁱ P_Тⁱ = 8,11 л_Т с_ПР Q² Lⁱ / d⁵_ОКⁱ (82)

P_К = 8,11 л_К Q² {с_ТР (L - l) / [(D_СКВ•k^0,5 - D_ОК )³ (D_CКВ •k^0,5 + D_ОК)²] +

с_СРВЗВ l / [(d_КОН - D_ОК )³ (d_КОН + D_ОК)²]} (83)

где л_{Т, К} - коэффициенты гидравлических сопротивлений внутри обсадной колонны и кольцевом пространстве, для практических расчетов принимаются равными 0,02 и 0,035 соответственно;

D_СКВ, D_ОК, d_КОН - соответственно средний диаметр скважины, наружный диаметр обсадной колонны и внутренний диаметр кондуктора, см;

Q - производительность закачки раствора, л/с;

L - длина обсадной колонны, м;

l - длина кондуктора, м;

d_ОКⁱ - внутренние диаметры секций обсадной колонны, см;

Р_Тⁱ - гидравлические сопротивления внутри секций обсадной колонны, имеющих диаметры d_ОКⁱ, МПа;

Lⁱ - длина секций обсадной колонны, м;

с_СРВЗВ - средневзвешенная плотность раствора в кондукторе в концепродавки тампонажной смеси, г/см³. Равна с_ТР при цементировании колонны до устья;

с_ПР - плотность продавочной жидкости, г/см³.

Производительность закачки цементного и бурового растворов (в л/с):

Q = 0,0785 (D²_СКВ•k^0,5 - D²_ОК) v (84)

где v - скорость подъёма тампонажного раствора в кольцевом пространстве в м/с. Исходя из конкретных геолого-технических условий и практики цементирования скважин в данном районе выбирают максимально допустимую скорость восходящего потока бурового и тампонажного растворов в скважине v к моменту окончания продавки, когда имеются наиболее благоприятные условия гидроразрыва пород (выше было указано, что за оптимальную для цементирования эксплуатационных колонн скорость восходящего потока принимают 0,4).

Q = 0,0785*(21,43²*1,3 - 16,83²)*0,4 = 0,0785(597,02 - 283,25) = 5,47 л/с.

P_Т¹ = 8,11*0,02*1*5,47²*140/14,75⁵ = 0,001 МПа.

P_Т² = 8,11*0,02*1*5,47²*1300/15,05⁵ = 0,008 МПа.

P_Т³ = 8,11*0,02*1*5,47²*1280/15,23⁵ = 0,0075 МПа.

P_Т = P_Т¹ + P_Т² + P_Т³ = 0,001 + 0,008 + 0,0075 = 0,0165 МПа.

P_К = 8,11*0,035*5,47²*1,9(2720 - 420)/[(21,43*1,3^1/2 -16,83)³

*(21,43*1,3^1/2+16,83)²] + 1,7315*420/[(22,95 - 16,83)³*(22,95 + 16,83)²] =

37114,6/755249,28 + 727,23/6628638,98 = 0,049 + 0,0001 = 0,0491 МПа.

По формуле (80):

Р_ЦГ = 21,708 + 0,0491 + 0,0165 + 2,5 = 24,27 МПа.

Максимальное ожидаемое давление на забое скважины Р_З (в МПа) равно:

P_З = P_ГС + P_К, (85)

где P_ГС - гидростатическое давление на забой со стороны составного столба тампонажного раствора, буферной жидкости и бурового растворов (в МПа):

P_ГС = 0,001 g [(L¹ - H¹) с_СРВЗВ + H¹ с_ТР] (86)

P_ГС = 0,001*9,81(2720-2450)*1731,5+2450*1900=4659586 Па = 4,66МПа

P_З = 4,66 + 0,0491 = 4,71 МПа.

Т.к. условие (65) выполняется, то корректировать состав тампонажного раствора не требуется.

В качестве цементировочных агрегатов используются агрегаты ЦА-320. Для обвязки насосных установок с устьем скважины при цементировании скважины используется блок манифольдов СИН-43 (на рис. 9):

Рис. 9. Блок манифольдов СИН-43

Выбирается цементировочный насос 9Т с диаметром цилиндровой втулки 100 мм.

Рассчитывают давление на цементировочных насосах цементировочных агрегатов Р_ЦА (в МПа):

Р_ЦА ? Р_ЦГ / 0,8 (87)

Р_ЦА ? 24,27/0,8 = 30,34 МПа.

Принимается Р_ЦА = 32 МПа (давление при работе цементировочного насоса 9Т на второй скорости).

По расчетным значениям Q и P_ЦА выбирают тип цементировочных агрегатов (ЦА), количество которых определяется из соотношения

n = Q / q + 1 (88)

где: q -- производительность одного ЦА-320 при давлении Р_ЦА;

1 - резервный агрегат.

n = 5,47/3,2 + 1 = 2,71 => n = 3.

Таким образом, 3 агрегата будут работать на скважину.

Для агрегатов, перекачивающих тампонажную смесь в осреднительную емкость, можно принимать максимальный диаметр цилиндровой втулки, равный 127 мм. Производительность будет равна Q₂ = 5,3 л/с (Q₁ = 3 л/с). Проверим, сколько таких агрегатов нужно:

n₂/3 = Q₁/Q₂,

n₂ = 3Q₁/Q₂ = 3*5,3/3,2 = 1,8.

Принимаем количество агрегатов, перекачивающих тампонажную смесь в осреднительную емкость, равным 2.

Затем проверяется, достаточно ли суммарного объёма мерных баков цементировочных агрегатов V_МБ (в м³) для воды затворения тампонажной смеси:

V_МБ = 6 n ? V_В , (89)

где V_В = 31,46 м³ взято из формулы (72).

V_МБ = 6*5 = 30 м³.

Т.к. условие (76) не выполняется, и нет возможности доливать мерные баки в процессе цементирования, то количество цементировочных агрегатов увеличивается. Принимается количество цементировочных агрегатов n = 6, из которых 3 работают на скважину, 2 работают на осреднительную емкость, а 1 - резервный. Требуемое количество цементосмесительных машин m определяется по формуле:

m = Q / q_СМ (90)

где q_СМ = 27 л/с - производительность одной цементосмесительной машины. Q = 14,1 л/с - производительность насосов одного агрегата на 5-й передаче (т. к. работают 3 агрегата, то значение Q умножается на 3).

m = 14,1*3/27 = 2.

Таким образом, используется 2 цементосмесительные машины. В их качестве выбирается установка смесительная механическая УС6-30Н (рис. 10).

Рис. 10. Установка УС6-30Н

5.4 Расчёт режима закачки и продавки тампонажной смеси

Расчёт режимов закачки растворов начинают с построения графика изменения давлений на цементировочной головке в зависимости от суммарного объёма закаченных растворов. График строится по трём характерным точкам, между которыми изменение давления на цементировочной головке с некоторой долей условности считают линейным. Это точка начала закачки тампонажного раствора в обсадную колонну, в которой давление на цементировочной головке равно сумме гидравлических сопротивлений в колонне и кольцевом пространстве, точка, соответствующая моменту прихода тампонажного раствора на забой, когда давление на цементировочной головке минимально и точка в конце продавки тампонажного раствора, в которой давление на цементировочной головке максимально.

Максимальное давление на цементировочной головке, без учёта давления “Стоп” в конце продавки тампонажной смеси Р_Ц может быть найдено по формуле:

Р_Ц = Р_ЦГ - Р_СТ (91)

Р_Ц = 24,27 - 2,5 = 19,77 МПа.

Далее рассчитывается давление, которое возникает на цементировочной головке в момент прихода тампонажной смеси на забой, Р¹_Ц (в МПа):

Р¹_Ц = ? P¹_ГС + P¹_Т + P¹_К (92)

где ? P¹_ГС - максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в затрубном пространстве и в трубах на момент прихода тампонажной смеси на забой, МПа (эта величина отрицательна);

P¹_Т, P¹_К - гидравлические сопротивления соответственно в трубах и в затрубном пространстве, МПа;

Далее определяется, чем заполнена обсадная колонна в момент прихода тампонажной смеси на забой. Находится объем эксплуатационной колонны:

V_ОК = р d²_ОК L / 4, (93)

где: L - длина обсадной колонны, м;

d_ОК - средневзвешенный внутренний диаметр обсадной колонны, м.

V_ОК = 0,785*0,15103²*2720 = 48,7 м³. < Vтр обл.

Значит, вся колонна заполнена облегченным тампонажным раствором.

? P¹_ГС можно рассчитать по формуле:

? P¹_ГС = 0,001 g L¹ (с_БР - с¹_СРВЗВ) (94)

где: L¹ - глубина скважины по вертикали, м;

с_БР - плотность бурового раствора, г/см³ (плотность буферного

раствора принимается равной плотности бурового раствора);

с¹_СРВЗВ - средневзвешенная плотность раствора в обсадной колонне на момент прихода тампонажного раствора на забой, г/см³.

? P¹_ГС = 0,001*9,81*2650(1,12 - 1,6) = - 12,478 МПа.

P¹_К и P¹_т находятся по формуле (83) и (82) для этого случая, где Q = Q_МАКС на 5 передаче работы насоса (работают 3 агрегата).

P¹_К = 8,11*0,035*42,3²*1,9(2720 - 420)/[(21,43*1,3^1/2 -16,83)³

*(21,43*1,3^1/2+16,83)²] + 1,7315*420/[(22,95 - 16,83)³*(22,95 + 16,83)²] =

1860019,55/810926,2 + 0,0847 = 2,378 МПа.

P_Т¹ = 8,11*0,02*1,6*42,3²*140/14,75⁵ = 0,093 МПа.

P_Т² = 8,11*0,02*1*42,3²*1300/15,05⁵ = 0,7818 МПа.

P_Т³ = 8,11*0,02*1*42,3²*1280/15,23⁵ = 0,453 МПа.

P_Т = P_Т¹ + P_Т² + P_Т³ = 0,093 + 0,7818 + 0,453 = 1,328 МПа.

Подставив полученные значения ? P¹_ГС , P¹_Т , P¹_К в (79), найдём величину давления на цементировочной головке в момент прихода тампонажного раствора на забой.

Р¹_Ц = - 12,478 + 2,378 + 1,328 = - 8,772 МПа.

Давление на цементировочной головке в момент начала закачки тампонажного раствора в обсадную колонну Р⁰_Ц (в МПа) равна сумме гидравлических сопротивлений в секциях обсадной колонны Р⁰_Т и Р⁰_К, которые рассчитывают по формулам, аналогичным формулам (82) и (83).

P⁰_К = 8,11*0,035*42,3²*1,12(2720 - 420)/[(21,43*1,3^1/2 -16,83)³

*(21,43*1,3^1/2+16,83)²] + 1,12*420/[(22,95 - 16,83)³*(22,95 + 16,83)²] =

1,619 МПа.

P_Т⁰ = 8,11*0,02*1,12*42,3²*140/14,75⁵ = 0,065 МПа.

P_Т⁰ = 8,11*0,02*1*42,3²*1300/15,05⁵ = 0,5473 МПа.

P_Т⁰ = 8,11*0,02*1*42,3²*1280/15,23⁵ = 0,3171 МПа.

P_Т = P_Т¹ + P_Т² + P_Т³ = 0,065 + 0,5473 + 0,3171 = 0,93 МПа.

Р⁰_Ц = 1,619 + 0,93 = 2,549 МПа.

Следующий этап - определение суммарных закачанных объёмов УV в скважину при цементировании. Эти объёмы рассчитывают без учёта закачки буферной жидкости. На момент начала закачки тампонажного раствора объём УV⁰ равен нулю. В момент прихода тампонажного раствора на забой УV¹ равна внутреннему объёму обсадной колонны V_ОК.

УV¹ = V_ОК (95)

УV¹ = V_ОК = 48,7 м³.

В конце продавки тампонажного раствора УV равен сумме объёмов тампонажного раствора V_ТР и продавочной жидкости V_ПР:

УV = V_ТР + V_ПР (96)

УV = 63,24 + 50,17 = 113,41 м³.

По полученным данным строят график изменения давления на цементировочной головке. На график накладывают горизонтальные линии соответствующие максимальным давлениям развиваемым цементировочным насосом цементировочных агрегатов на каждой передаче, от максимально допустимой до низшей передачи, предварительно умноженным на 0,8. То есть строятся графики P_i(V) х 0,8, совмещённые с графиком изменения давления на цементировочной головке. Пересечения этих графиков дают возможность определить объёмы технологических жидкостей, откаченные цементировочными насосами на разных передачах V_i с расходами Q_i = q_i (n-1). Здесь n - число цементировочных агрегатов, qi подача цементировочного насоса на i-ой передаче.

Рис. 11. График изменения давления на цементировочной головке

Таким образом, при работе насосов на 5 передаче закачивается 95 м³ тампонажного раствора, на 4-й - 5 м³, на 3-й - 5 м³, на 2-й - 8,41 м³.

Затем вычисляется общее время закачки и продавки тампонажного раствора t_цем в минутах, по формуле:

t_цем = 16,7 УV_i / (q_i (n-1)) + 16,7 V_II / q_II (97)

где: q_i- производительность одного цементировочного агрегата на i-ой передаче, л/с;

n - число цементировочных агрегатов;

V_i - объёмы, откаченные всеми задействованными цементировочными агрегатами на i-ой передаче, м3.

q_II - производительность одного цементировочного агрегата на второй передаче до момента посадки цементировочной пробки на стоп, равная q_II = 3,2 л/с;

V_II - объём, откачиваемый одним цементировочным агрегатом до посадки цементировочной пробки на стоп-кольцо, равный V_II = 1,0ч1,5 м3

t_цем = 16,7[95/(14,1*3) + 5/(9,3*3) + 5/(6,1*3) + 8,41/(3,2*3)] +

16,7*1,5/3,2 = 37,506 + 2,993 + 4,563 + 21,28 + 7,828 = 74,27 => 74 мин.

Затем определяем время цементирования скважины t_Ц (в мин):

t_Ц = t_цем+15 мин (98)

где t_цем - затраты времени на закачивание тампонажного раствора и его продавку, мин;

15 мин - дополнительное время, необходимое для вывода цементосмесительной машины на режим, освобождения продавочной пробки и получения сигнала “Стоп”.

t_Ц = 74 + 15 = 89 мин. < 105 мин,

значит, тампонажный раствор для цементирования выбран верно.

Рассчитывается также число агрегатов, задействованных в закачке буферной жидкости, по формуле:

n_БЖ = V_БЖ / V_МБ (99)

где: V_БЖ - объём буферной жидкости, м³;

V_МБ - объём мерных баков, м³.

n_БЖ = 22,77/24 -> 1. Принимается n_БЖ = 1.

Время закачки буферной жидкости t_БЖ определяем по формуле:

t_БЖ = 16,7 V_БЖ / (q_МАКС n_БЖ), (100)

где: V_БЖ - объём буферной жидкости, м³;

q_МАКС - производительность закачки раствора в обсадную колонну одним цементировочным агрегатом в режиме ускоренной закачки л/с.

t_БЖ = 16,7*22,77/14,1 = 27 мин.

По результатам расчёта количества и выбора цементировочной техники разрабатываем технологическую схему обвязки цементировочного оборудования.

Схема расстановки оборудования при цементировании скважины представлена на рис. 2 Графического Приложения 1.



6. Организация работ по креплению скважины

6.1 Подготовительные работы к спуску колонны (подготовка ствола и колонны)

а) Обсадные трубы, поставленные на буровую, должны иметь комплектовочную ведомость, сертификаты или их копии на завезенные трубы, а также сведения о проверке и подготовке труб (опрессовке, дефектоскопии).

Соответствие внутреннего диаметра трубы номинальному проводится пропуском через трубу жесткого цилиндрического шаблона. Диаметр шаблона должен быть меньше номинального на следующие величины:

- для труб 114-219 мм на 3 мм;

На трубах, отбракованных при шаблонировании, устойчивой светлой краской делается надпись "брак", трубы складируются в стороне буровой на отдельный стеллаж.

Необходимо проверять у всех труб группу прочности, толщину стенки, диаметр муфт, тип и состояние резьбы, давление опрессовки на поверхности в соответствии с ведомостью.

Замерять трубы необходимо стальной рулеткой, не имеющей наклонов, укладывать на стеллажи (предохраняя от ударов) маркировкой вверх в последовательности, предусмотренной планом работ, муфтовые концы должны располагаться на одной прямой и быть обращены в сторону буровой.

Транспортирование труб без предохранительных колец и ниппелей, а также перетаскивание их волоком и сбрасывание запрещается;

При укладке труб на стеллажи необходимо снять предохранительные кольца и ниппели, очистить, промыть соляркой и протереть насухо, после чего на ниппельный конец вновь навернуть предохранительные кольца (если заводом-изготовителем не предусмотрена смазка резьб, нанесенная непосредственно на заводе).

Применение металлических щеток или иных металлических приспособлений для очистки резьбы запрещается, в связи с наличием в муфтах покрытия из мягкого металла для дополнительной герметичности резьбы.

Для замены дефектных труб на буровую должны доставляться резервные трубы максимальной (по расчету) группы прочности одного или нескольких типоразмеров в зависимости от конструкции обсадной колонны в количестве 30-50 м на каждые 1000 м длины. Внешним осмотром определить качество заводского соединения муфты. Характерным признаком некачественного свинчивания является большое расстояние между торцом муфты и последней риской резьбы (более 1 нитки).

б) Перед спуском обсадной колонны ствол скважины необходимо проработать на участках сужений и резких искривлений (выявленных по данным каверно-, профиле- и инклинограмм) со скоростью не более 35-40 м/ч и промыть высококачественным буровым раствором (тщательно очищенным от шлама), удовлетворяющим основным требованиям теории промывки и требованиям недопущения ГНВП. Промывку следует вести с расхаживанием и вращением бурильной колонны, что обеспечит ликвидацию сужений и удаление шлама из каверн. Контролировать промывку следует по изменению концентрации шлама в промывочной жидкости. Постепенное уменьшение концентрации и её стабилизация говорит о необходимости остановки промывки. Если в процессе промывки концентрация шлама не уменьшается, промывку необходимо прекратить, поскольку это свидетельствует об осыпании пород и образовании каверн. Промывка ведется в течение одного-двух циклов циркуляции бурового раствора.

в) Электрометрические работы производить через бурильный инструмент, низ которого оборудован воронкой.

В процессе электрометрических работ производить расхаживание бурового инструмента на длину свечи после каждого подъёма каротажного прибора, но не реже, чем через 2 часа. Через каждые 6 часов электрометрических работ ствол скважины необходимо промыть.

В случае продолжительности электрометрических работ более 16 часов, наличия в стволе сужения или желобных выработок, а также затяжек при подъёме бурильных труб, ствол скважины необходимо прошаблонировать компоновкой инструмента, применяемой при бурении скважины. Скорость проработки ствола перед спуском должен быть 100 - 120 м/час, при производительности насосов 30 - 32 л/с. После проведения геофизических работ, спустить воронку до забоя и промыть скважины. При промывке скважины довести параметры промывочной жидкости в соответствии с ГТН.

6.2 Технологический режим спуска колонн

Обсадную колонну спускают в скважину либо в один приём от устья до забоя, либо секциями. Эксплуатационную колонну на данной скважине спускают в один прием. Этому есть объяснение: ствол скважины достаточно устойчив и не осложняется при оставлении ее без промывки в течение времени, необходимого для производства комплекса работ от последней промывки до окончания спуска обсадной колонны.

Возможность спуска обсадной колонны на клиновых захватах с учетом коэффициента запаса (n_И = 1,3) определяем по формуле [3]:

QP_K/n_И. (101)

P_K=(F*G_T*X*10³)/(1+d_СР/4*L*tg()),

где Q - допускаемый вес, кН;

F - площадь сечения трубы, м²;

G_T - предел текучести материала трубы, МПа (для стали группы прочности Д 380 МПа);

Х - коэффициент охвата, МПа (0,78Х1);

d_СР - средний диаметр трубы, мм

d_СР=(D_H+d_ВН)/2 (102)

L - длина плашек клина, мм;

- угол уклона клина [=9⁰27^I15^II (уклон 1 к 6)];

- угол внутреннего трения (для углеродистых сталей 7⁰).

F=3,14*(0,1683² - 0,1503²)/4=0,0042 м².

d_СР=(0,1683 + 0,1503)/2=0,1593 мм.

P_K=(0,0042*380*1*10³)/(1+0,1593/4*300*tg(9,5+7))=1545 т.