12.2. Промежуточные колонны, опускаемые частями

Расчет нижней (первой) и последующих частей колонны, верх которых находится внутри предыдущей колонны, т.е. , производится в соответствии формулой 12.8.

Расчет нижней (первой) к последующих частей колонны, верх которых находится в открытом стволе, т.е. производят также в соответствии с п.п. 6.1-6.9 с заменой во всех формулах значения на .

Расчет верхней (последней) части колонны производится так же, как и расчет промежуточной колонны (по разделам 3 и 5).

12.3. Эксплуатационные потайные колонны

Избыточное наружное давление в нефтяных скважинах определяют по формуле 12.3, где значение Н принимают минимальным (на момент окончания эксплуатации), а значение - максимальным из вычисляемых по п.п. 2.4-2.7.

Избыточное наружное давление в газовых скважинах определяют как разность между наружным и внутренним давлениями в интервале, от до башмака потайной колонны L. При этом значение принимается по п.6.15, а (п. 4.3)

Избыточное наружное давление в скважинах, в которых имеется одновременно столб жидкости и газа, определяет как разновидность между и . При этом принимают по п. 6.15, а Р по п.4.4 на момент окончания эксплуатации.

Избыточное внутреннее давление и максимальное значение Р для всех скважин при расчетах на прочность определяют по п.6.7.

Выбор компоновки колонны необходимо осуществить в соответствии с п.п. 6.9-6.11.

Надставки к потайным колоннам (до устья скважины) рассчитывают как самостоятельные эксплуатационные колонны.

12.4. Рекомендации по расчету импортных обсадных труб

Прочностные характеристики импортных труб, поставляемых по стандартам АНИ, приведены р. прил. 13-19.

В случаях применения труб, отличных от труб по стандартам АНИ, прочностные характеристики принимают по технологическим условиям поставщика.

Действующие нагрузки определяют в соответствии с настоящей инструкцией, при этом расчет колонн производят при следующих запасах прочности (если другие запасы прочности не определены согласованными с поставщиками техническими условиями на применение труб):

- на избыточное наружное давление (на сминающее давление) в зоне эксплуатационного объекта в зависимости от устойчивости коллектора от 1,125 до 1,25;

- на наружное давление для остальной части колонны 1,125;

- на внутреннее избыточное давление (на давление, соответствующее пределу текучести материала трубы) 1,1;

- на растягивающую нагрузку для резьбового соединения (на разрушающую нагрузку) 1,75;

- на растягивающую нагрузку по телу трубы (на нагрузку, соответствующую пределу текучести) 1,25.

12.5. Допустимое внутреннее давление в обсадной колонне

При освоении скважин, гидроразрывах, капитальном ремонте и других работах, связанных с созданием в обсадной колонне избыточного давления, необходимо определять допустимое внутреннее давление с учетом как осевых, так и радикальных нагрузок, действующих на колонну.

Ниже приведена методика проверочного расчета и определения допустимого внутреннего давления с учетом прочности труб и резьбовых соединений обсадной колонны, натяжение которой производилось усилием, равным весу свободной (незацементированной) части колонны или большим его, т.е. .

Данный расчет предусмотрен для колонн, жестко закрепленных на устье, в, случаях, когда внутреннее давление в колонне создается в один прием без пакера.

Допустимое внутреннее избыточное давление Р (МПа) на устье определяется из выражений:

( )

( )

где: ( )

( )

Условные обозначения в формулах этого раздела те же, что и в разделе 9.

Запасы прочности, как при расчете осевой нагрузки , так и при расчете внутреннего давления принимают согласно п.п. 2.20-2.27. Для колонн, бывших в эксплуатации, в зависимости от их состояния, запас прочности может быть увеличен по усмотрению производственного управления.

Внутреннее давление необходимо определять для верхней трубы каждой секции колонны. Меньшее из значений Р, полученных по формулам 1 и 2, принимают за допустимое.