Куземин Д. А. Группа: 2Б881.
Методические указания к выполнению лабораторной работы по дисциплине «Заканчивание скважин» для студентов специальности 130504 «Бурение нефтяных и газовых скважин» очного обучения
РАСЧЁТ НАРУЖНЫХ ИЗБЫТОЧНЫХ ДАВЛЕНИЙ
На ОК скважины действует давление со стороны кольцевого пространства, называемое РН (наружное давление) и действует давление внутри колонны РВ (внутреннее давление), разность этих давлений составляет РНИ. В разные периоды времени наружное избыточное давление достигает наибольших значений. РНИ = РН - РВ; РНИ Þ max. Имеются три таких случая.
1 случай: При цементировании
· в конце продавки ТС и снятом на устье давлении;
2 случай: При снижении уровня жидкости в колонне:
· при испытании на герметичность снижением уровня;
· вызов притока (в начале эксплуатации).
3 случай: Конец эксплуатации
· снижение уровня флюида для нефтяных скважин, снижение давления для газовых скважин.
первый случай
1 случай, котором встречается в период цементирования в конце продавки ТС и снятом на устье давлении.
Исходные данные:
ρбж = 1,05 г/см3
ρоб.т.р. = 1,4 г/см3
ρц.р. = 1,85 г/см3
ρпж = 1,000 г/см3
hбж = 350 м
hоб.т.р. = 2650 м
hц.р. = 50 м
Hоб=3050 м
Расчет 1 случая:
Точка 1 ® устье скважины
РНИ = 0;
Точка 2 ® уровень ТС за колонной
РНИ = hбж*g* ρбж – ρпж *g* hбж = 9,81*350*1050 – 9,81*1000*350= 0,17, МПа;
Точка 3 ® уровень об.т.р. и ц.р.
РНИ = hбж*g* ρбж + hоб.т.р. *g* ρоб.т.р. – ρпж *g* (hбж + hоб.т.р.) = 9,81*350*1050 + 9,81*2650*1400 – 9,81*1000*(350 + 2650) = 10,6, МПа;
Точка 4 ® забой скважины
РНИ = hбж*g* ρбж + hоб.т.р. *g* ρоб.т.р. + hц.р. * ρц.р. * g – ρпж *g* Hоб = 9,81*350*1050 + 9,81*2650*1400 + 9,81*50*1,85 – 9,81*1000*3050 = 11,02, МПа.
Рис. 2 График наружных давлений в 4 точках
|
|
третий случай (второй случай)
3 случай, соответствует концу эксплуатации скважины.
Исходные данные:
ρбж = 1,05 г/см3
ρоб.т.р. = 1,4 г/см3
ρц.р. = 1,85 г/см3
ρн = 0,752 г/см3
hбж = 350 м
hоб.т.р. = 2650 м
hц.р. = 50 м
Hоб=3050 м
hн = 1017 м
hд = 2033 м
ρпж = г/см3
Рис. 3 Конец эксплуатации скважины.
Расчет 2 случая:
Точка 1 ® устье скважины
РНИ = 0;
Точка 2 ® граница буферной жидкости
РНИ = РН - РВ; РН РНИ = hбж*g* ρбж = 9,81*350*1050 = 3605175 = 3,605, МПа;
Точка 3 ® динамический уровень нефти в скважине
РНИ = hбж*g* ρбж + (hоб.т.р. – (hн - hц.р.)) *g* ρоб.т.р. = 3,605*106 +9,81*(2650 – (1017 – 50))*1400 = 16,905, МПа;
Точка 4 ® граница раздела об.т.р. и ц.р.
РНИ = РН - РВ; РН = hбж*g* ρбж + hоб.т.р. *g* ρоб.т.р.= 350*9,81*1050+2650*9,81*1400 = 40,005,МПа.
РВ = pн *g* (hн- hц.р.) = 9,81*752*(1017-50) = 7,13, МПа;
РНИ = РН - РВ = 40,005-7,13 = 32,875, МПа.
Точка 5 ® забой скважины
РНИ = РН - РВ; РН = hбж*g* ρбж + hоб.т.р. *g* ρоб.т.р. + hц.р. * ρц.р. * g = 1050*9,81*350+3650*1400*9,81+50*9,81*1850 =, МПа.
РВ = hн *g* ρн = 9,81*752*1017 = 7,5, МПа;
РНИ = РН - РВ = 40-7,5 = 33,4, МПа.
Рис. 4 График наружных давлений в 5 точках для третьего случая
За РВ принимается:
1. Давление столба нефти в скважине в конце эксплуатации (для нефтяных скважин). Максимальное снижение уровня пластовой нефти H в конце эксплуатации нефтяной скважины при отсутствии промысловых данных может быть принята равной H = 2/3 L, где L глубина скважины.
2. Остаточное давление газа в скважине для газовых скважин, которое задаётся экономической целесообразностью её дальнейшей эксплуатации. При отсутствии промысловых данных минимальное давление газа в конце эксплуатации может быть принято равным:
|
|
Рмин = 0,5 – 1 МПа.
За РН принимается:
1. В незацементированном интервале (0 - h) – давление столба БР;
2. В зацементированном интервале (h - L) в зоне, закрепленной предыдущей колонной – давление составного столба от БР и гидростатического давления столба пластовой воды по высоте цементного кольца по формулам которые мы записали выше;
3. В зацементированном интервале (h - L) открытого ствола – давление составного столба от БР и столба цементного камня по формулам которые мы записали выше;
4. При наличии текучих пород принимается РГОРНОЕ (анализируется интервал их расположения в разрезе ± 50 м); если РГОРНОЕ >åРГС = РБР + РЦК;
5. При АВПД принимается РПЛ(интервал ± 50 м), если РПЛ >åРГС = РБР + РЦК.
6. Для первых на площади разведочных 2 – 3 скважин за РН принимается давление БР в интервале, где закончилось бурение (РБР).
РАСЧЁТ ВНУТРЕННИХ ИЗБЫТОЧНЫХ ДАВЛЕНИЙ
Расчёт внутренних избыточных давлений производится, как и для внешних избыточных давлений для периода времени, когда они достигают максимальных давлений. РВИ = РВ – РН; РВИ Þ max. Имеются два таких случая.
1 случай:
Конец продавки тампонажной смеси при цементировании, когда давление на цементировочной головке достигает максимального значения.
2 случай:
Опрессовка колонны с целью проверки её герметичности.
первый случай
который встречается в период цементирования в конце продавки ТС. Известно, что при цементировании максимальные давления в цементировочной головке РЦГ возникают в конце процесса при посадке разделительной пробки на стоп-кольцо. Величина этого давления составит:
|
|
РЦГ = ΔРГС + РГД + РСТ
где: ΔРГС – разность гидростатических давлений, возникающих из-за разности плотностей жидкости в затрубном пространстве и внутри колонны;
РГД – гидродинамическое давление, необходимое для преодоления
гидравлических сопротивлений жидкости при движении её внутри
колонны и в затрубном пространстве;
РСТ – дополнительное давление, возникающее при получении сигнала
“стоп”.
Гидродинамическое давление ориентировочно может быть найдено по эмпирической формуле:
РГД = 0,002 L + 1,6, МПа.
Величина ΔРГС для случая цементирования до устья равна (ρТР - ρБР) g L, в противном случае равна (ρТР - ρБР) g (L-h), где h – уровень тампонажного раствора. Для этих двух случаев приводим схемы расчётов 1 и 2.
Схема 1. – цементирование колонны без выхода тампонажного р-ра на устье
Точка 1 ® устье скважины
РВИ = РВ – РН; РН = 0; РВ = РЦГ; РВИ = РЦГ.
Точка 2 ® уровень ТС за колонной
РВИ = РВ - РН; РН = ρБР g h; РВ = РЦГ + ρБР g h; РВИ = РЦГ
Точка 3 ® забой скважины
РВИ = РВ - РН; РН = ρБР g h + ρТC g (Н- h);
ρТC может быть принята как средневзвешенная;
РВ = РЦГ + ρБР g Н; РВИ = РЦГ - (ρТР -ρБР) g (Н- h); Па
Схема 2 – цементирование колонны до устья
Точка 1 ® РВИ = РВ - РН; РНИ = 0; РВ = РЦГ; РВИ = РЦГ
Точка 2 ® РВИ = РЦГ - (ρТР - ρБР) g Н Па
второй случай
характерный для опрессовки колонны.
В этом случае:
PВ=PОП+PГС
1. PОП - давление опрессовки обсадной колонны. В соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» величина давления опрессовки РОП должна составлять:
РОП = 1,1 РУ
где: РУ – максимальное ожидаемое давление на устье.
Для добывающих скважин максимальное давление на устье возникает в начальный момент эксплуатации при закрытом устье. Для нефтяных скважин это давление составит:
РУ = РПЛ – ρН g L
где: РПЛ – пластовое давление в МПа;
L – глубина измерения пластового давления, м;
ρН – плотность нефти, кг/м3.
Для газовых скважин полностью заполненных газом при закрытом устье в начальный момент это давление равно:
РУ = РПЛ / eS
где: e – основание натурального логарифма;
s = 10–4 ρОТН L (упрощённая формула);
ρОТН – относительная плотность газа по воздуху, обычно равная 0,6.
В тех случаях, если в процессе эксплуатации скважины возникает необходимость гидроразрыва пласта и давление для этой технологической операции превышает рассчитанные по вышеприведённым формулам, то в качестве максимального устьевого давления принимают давление гидроразрыва пласта.
Для скважин других категорий максимальное давление на устье определится необходимым давлением для производства соответствующей технологической операции - нагнетание рабочей жидкости для поддержание пластового давления и др.
В любом случае давление опрессовки РОП не должно быть ниже минимальных РОПМИН, то есть РОП ≥ РОПМИН, которые в инструкции по расчёту обсадных колонн даны в виде таблицы:
| Диаметр обсадных колонн, мм | 114-127 | 140-146 | 168-174 | 178-194 | 219-351 | 273-351 | 397-508 |
| РОПМИН Атм (МПа) | (15) | (12,5) | (11,5) | (9,5) | (9) | (7,5) | (6,5) |
1. PГС - гидростатическое давление столба жидкости, которой производится опрессовка скважины.
За РН принимается:
1. В не зацементированном интервале (0 - h) – давление столба БР;
2. В зацементированном интервале (h - L) в зоне, закрепленной предыдущей колонной – давление составного столба от БР и гидростатического давления столба пластовой воды по высоте цементного кольца по формулам которые мы записали выше;
3. В зацементированном интервале (h - L) открытого ствола – давление составного столба от БР и столба цементного камня по формулам которые мы записали выше;
4. При наличии текучих пород принимается РГОРНОЕ (анализируется интервал их расположения в разрезе ± 50 м); если РГОРНОЕ >åРГС = РБР + РЦК;
5. При АВПД принимается РПЛ(интервал ± 50 м), если РПЛ >åРГС = РБР + РЦК.
6. Для первых на площади разведочных 2 – 3 скважин за РН принимается давление БР в интервале, где закончилось бурение (РБР).
По данным расчета, как и для случая наружных избыточных давлений, строятся графики внутренних избыточных давлений для момента конца продавки ТС и периода опрессовки в координатах “глубина РВИ”. Затем по ним строится совмещённый график внутренних избыточных давлений, который используется при расчетах секций обсадных колонн. Определение страгивающих нагрузок на растяжение производится при расчётах параметров ОК, так как в этом случае необходимо знать вес её секций.
РАСЧЁТ ПАРАМЕТРОВ ОБСАДНОЙ КОЛОНН
К параметрам обсадной колонны при заданном диаметре, который уже вами выбран при разработке конструкции скважины, относятся группа прочности материала труб, толщина стенок и длина секций с соответствующей группы прочности и толщиной стенки.
Рекомендуется использовать по возможности наиболее дешёвые обсадные трубы, поэтому для начала расчёта выбираются трубы группы прочности Д. Принимается также тип обсадных труб и вид исполнения (“А” или“Б”)
Перед началом расчёта вы должны определиться с наиболее опасными нагрузками, с которых начнёте расчёт параметров ОК. При анализе используются совмещенные графики избыточных наружных и внутренний давлений. Из этих графиков видно, что наружные избыточные давления достигают максимума на забое скважины. Уровень наружных избыточных давлений, как правило, больше внутренних, к тому же, прочность на внутреннее давления выше прочности на смятие (наружные избыточные давления), поэтому, за начало расчета в большинстве случаев принимают наружное избыточное давление и расчёт параметров ОК начинается снизу ОК.
Расчёт начинают с определения параметров нижней (1-ой секции), секции, которая находиться в пределах эксплуатационного пласта (пластов).
1. Секция (в пределах эксплуатационного пласта)
1) Определяется требуемая прочность трубы на смятие для 1-ой секции Р1см, которая удовлетворяет условию:
Р1СМ ≥ nСМ Р1НИ
где: Р1НИ - величина наружного избыточного давления в начале 1-ой секции (на
забое);
nСМ - коэффициент запаса на смятие внешним избыточным давлением. Для секций, находящихся в пределах эксплуатационного объекта 1,0 - 1,3 (в зависимости от устойчивости коллекторов, пластового давления, количества эксплуатационных пластов), для остальных секций 1,0.
2) Находится толщина стенки δ1, которая обеспечивает найденную прочность на смятие или на критические давления (по таблице в Инструкции по расчёту обсадных колонн).
3) Принимаем глубину L1 спуска 1-ой секции на уровне кровли эксплуатационного объекта плюс 50 метров.
4) По эпюре определяют наружное избыточное давление Р2НИ на верхнем конце 1-ой секции, и по таблице находят трубы с толщиной стенки δ2, у которых Р2СМ больше Р2НИ. Из этих труб будет состоять 2-я секция.
5) Определяется предварительная длина 1-ой секции l1
l1 = L-L1 где L - глубина скважины.
6) Рассчитывается предварительный вес 1-ой секции G1
G1 = 11 • q1
где q1 - вес 1 м. труб 1-ой секции с толщиной стенки δ1 (находится в таблице основных характеристик выбранных обсадных труб).
7) Корректируется прочность на смятие труб для 2-ой секции с учетом двухосного нагружения от наружного избыточного давления и растяжения от веса 1-ой секции по выражению
*Р2СМ = Р2СМ (1-0,3 G1 / Q2Т),
где: *Р2СМ - прочность на смятие труб 2-ой секции при двухосном нагружении;
Р2СМ - прочность на смятие труб 2-ой секции при радиальном нагружении (табличное значение);
G1 - растягивающая нагрузка на 2-ю секцию, равная весу 1-ой секции;
Q2Т - растягивающая нагрузка для 2-ой секции, при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести (находится по таблице в Инструкции).
9) На графике наружных избыточных давлений находится новая (откорректированная) глубина *L1, на которой действует *Р2СМ (глубина
установки 1-ой секции).
10) Определяется откорректированная длина 1-ой секции
*l1 =L - *L1
11) Рассчитывается откорректированный вес 1-ой секции
*G1 = *l1 • q1
12) Определяются фактические коэффициенты запаса прочности для 2-ой секции на глубине *L1 при откорректированной длине 1-ой секции *l1
на внутреннее давление:
nР = Р2Р / Р2ВИ
где: Р2Р - прочность труб 2-ой секции на внутреннее давление с толщиной стенки δ2 (найдено по таблице в Инструкции………..);
Р2ВИ - внутреннее избыточное давление на глубине *L1 (определяется по
обобщённому графику избыточных внутренних давлений).
на страгивание в резьбовом соединении:
nСТР = Q2СТР / *G1
где Q2СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 2-ой секции с
толщиной стенок δ2 (определено по таблице в Инструкции по …………..);
*G1 - растягивающая нагрузка на 2 -ую секцию, равная откорректированному весу 1-ой секции.
Рассчитанные коэффициенты должны быть больше допустимых коэффициентов запаса прочности. Для диаметров труб от 114 до 219 мм np=1,15, для диаметров свыше 219 мм np=1,15 (исполнение А) и np=1,45 (исполнение Б). nстр в таблице
| диаметры труб, мм | длина колонны, м | коэффициент запаса прочности, nстр |
| от 114 до 168 | до 3000 | 1,15 |
| свыше 3000 | 1,30 | |
| от 178 до 219 | до 1500 | 1,30 |
| свыше 1500 | 1,45 |
Как правило, ввиду малых значений величин Р2ВИ и *G1 вблизи забоя, эти
условия в большинстве случаев соблюдаются. В противном случае либо устанавливается глубина, на которой будут соблюдены условия прочности для толщины труб 2-ой секции, либо толщина стенок 2-ой секции увеличивается до значения, обеспечивающего условия прочности.
13) При соблюдении условий прочности для второй секции параметры 1-ой секции принимаются окончательно
группа прочности " Д"
толщина стенок δ1
длина секции *l1
глубина установки *L1
интервал установки L - *L1
вес секции *G1
2. Секция
1) Группа прочности материала труб для 2-ой секции принимается такой же, как для 1-ой.
2) Толщина стенок труб для 2-ой секции принята равной δ2 при определении параметров 1-ой секции.
Трубы с толщиной стенки δ2 могут быть установлены до глубины, на которой действующее наружное избыточное давление обеспечат трубы со следующей меньшей толщиной стенки δ3 < δ2.
3) Находится значение наружного избыточного давления Р3НИ из условия
Р3НИ = Р3СМ / nСМ
где *Р3СМ - прочность труб на смятие для толщины труб δ3 (значение из таблицы для критических давлений в Инструкции по ……)
4) На графике наружных избыточных давлений находится глубина L2, на которой действует Р3НИ (предварительная глубина установки 2-ой секции).
5) Определяется предварительная длина 2-ой секции l2
l2 =*L1-L2
где: *L1 - откорректированная глубина установки 1-ой секции.
6) Рассчитывается предварительный вес 2-ой секции G2
G2 = l2 q2
где q2 - вес 1 м труб с толщиной стенки δ2 (значение из таблицы сортамента выбранных обсадных труб).
7) Корректируется прочность на смятие труб 3-ей секции с толщиной стенок δ3 в условиях двухосного нагружения
*Р3СМ = Р3СМ (1-0,3 ΣG2 / Q3Т),
где: *Р3СМ - прочность на смятие труб 3-ей секции при двухосном нагружении;
Р3СМ - прочность на смятие труб 3-ей секции при радиальном нагружении (критические давления из Инструкции по …………….);
ΣG2 - нагрузка растяжения на 3-ю секцию, равная сумме откорректированного веса 1-ой секции *G1 и предварительного веса 2-ой секции;
Q3Т - нагрузка растяжения на пределе текучести для труб 3-ей секции (значение из таблицы в Инструкции по ……………..).
8) Находится новое (откорректированное) значение наружного избыточного давления *Р3НИ, которое обеспечится прочностью труб с толщиной стенки б'", но с учетом двухосного нагружения из условия:
*Р3НИ = *Р3СМ / nСМ
9) На обобщенном графике наружных избыточных давлений находится новая (откорректированная) глубина установки 2-ой секции *L2, на которой действует *Р3НИ .
10) Определяется откорректированная длина 2-ой секции.
*12 = *L1 - *L2
где *L1 - откорректированная глубина установки 1-ой секции.
11) Рассчитывается откорректированный вес 2-ой секции *G2
*G2 = *l2 • q2
и откорректированная сумма весов 2-х секций ΣG2:
ΣG2= *G1 + *G2
12) Определяются фактические коэффициенты запаса прочности для 3-ой секции на глубине *L2 при откорректированных параметрах 2-х секций
на внутреннее давление:
nР = Р3Р / Р3ВИ
где: Р3Р - прочность труб 3-ой секции на внутреннее давление с толщиной стенки δ3 (найдено по таблице в Инструкции………..);
Р3ВИ - внутреннее избыточное давление на глубине *L2 (определяется по
обобщённому графику избыточных внутренних давлений).
на страгивание в резьбовом соединении:
nСТР = Q3СТР / Σ*G2
где Q3СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 3-eй секции с
толщиной стенок δ3 (определено по таблице в Инструкции по …………..);
Σ*G2 - растягивающая нагрузка на 3 -ую секцию от откорректированного веса 2-х секций.
Рассчитанные коэффициенты должны быть больше допустимых коэффициентов запаса прочности.
13) При соблюдении условий прочности для третьей секции, откорректированные параметры 2-ой секции принимаются за окончательные:
группа прочности "Д"
толщина стенок δ2
длина секции *l2
глубина установки *L2
интервал установки *L1 - *L2
вес секции *G2
суммарный вес 2-х секций Σ*G2
Если по одному из видов нагрузок условие прочности не выполняется, то дальнейший расчет ведется по этому виду нагрузок. В большинстве случаев в первую очередь несоблюдение условия имеет место по растягивающей нагрузке. В этом случае нужно найти длину рассчитываемой секции, при которой условие прочности будет выполняться.
Из условия прочности на растяжение длина рассчитываемой (i) секции определяется из следующего условия:
Qi+1СТР / nСТР = ΣGi-1 + Gi, (*)
где Qi+1СТР - табличное значение прочности на страгивающие нагрузки в резьбовом соединении для труб следующей (i+1) секции с толщиной стенок δi+1;
ΣGi-1 - суммарный вес предыдущих секций;
Gi - вес рассчитываемой секции, который может быть выражен:
Gi = li qi (**)
где: 1i - длина рассчитываемой секции;
qi - вес 1 м рассчитываемой секции.
Тогда из (**) и (*) можно найти:
1i = (Qi+1СТР / nСТР – ΣGi-1) / qi
Для последующих секций толщина стенок увеличивается, а их длина
определяется по выше приведенному выражению. При этом проверяется запас прочности на внутреннее избыточное давление для верхней части очередной секции, так как с уменьшением глубины это давление растёт и на наружное избыточное давление в нижней части секции. Расчет проводится до тех пор, пока сумма длин всех секций не станет равной или большей длины обсадной колонны.
Возможен вариант, когда выбрана максимальная толщина стенки труб
группы прочности "Д", а сумма длин рассчитанных секций составляет величину, меньшую длины колонны. Тогда необходимо принимать следующую группу прочности "К". Расчетные данные о параметрах секций обсадной колонны рекомендуется представлять в виде таблицы.
| №№ секций | Группа прочности | Толщина стенки, мм | Длина, м | Вес, кг | Интервал установки, м | ||
| 1м трубы | секций | суммарный | |||||
Приведённая схема расчёта справедлива как для вертикальных, так и для наклонно направленных скважин. Особенностями расчёта обсадных колонн для наклонно направленных скважин являются следующие:
1. При расчетах, в которых учитываются гидродинамические, пластовые и горные давления, в качестве длины интервала их действия используют длины “по стволу”.
2. Изменения в этом случае допустимых растягивающих нагрузок за счёт изгиба учитываются увеличением коэффициента запаса прочности на страгивающие нагрузки. Для обсадных труб с треугольной резьбой:
nSСТР = nСТР / [1- nСТР λ (α0 – 0,5)],
где: nSСТР – коэффициент запаса прочности для изогнутой обсадной колонны на страгивающие нагрузки;
nСТР – коэффициент запаса прочности на страгивающие нагрузки для вертикальной колонны;
λ – коэффициент, учитывающий влияние размеров соединения обсадных труб и его прочностные характеристики (значения берут из таблицы в Инструкции по ……….);
α0 – интенсивность искривления труб, равная: α0 = 573 / R, где R – проектный радиус искривления в метрах.
Для труб с резьбами трапециидального профиля и нормальным диаметром муфт (ОТТМ, ОТТГ, ТБО и импортных труб с резьбой “Батресс”, “Экстрем лайн” и др.) при интенсивности искривления скважин до 50 на 10 м для труб диаметром до 168 мм и до 30 на 10 м для труб диаметром выше 168 мм расчёт на страгивающие нагрузки проводят также как для вертикальных скважин без учёта изгиба. При интенсивности искривления от 3 до 50 на 10 м для труб диаметром выше 168 мм допускаемая нагрузка на страгивание уменьшается на 10%, то есть в этом случае nSСТР = 1,1 nСТР.
3. Искривление учитывается для секций обсадной колонны в пределах которой наблюдается это искривление и нижележащих секций.
4. До начала расчёта колонн выделяют интервалы, в которых имеет место отклонение ствола. Определяют интервал с максимальной интенсивностью искривления. Если этот интервал является первым от устья, то расчёт всего нижележащего участка скважины вместе с этим интервалом + 25 метров в сторону устья ведут с nSСТР для участка максимального искривления. Если участок максимального искривления не является ближайшим к устью, то до этого участка расчёт колонны ведут с учётом вышележащего искривления, а от него + 25 метров в сторону устья и ниже ведут с учётом максимального искривления.
5. Коэффициент запаса прочности на растяжение по гладкому телу трубы на изогнутом участке ствола nSРАСТ рассчитывается по формуле:
nSРАСТ = nРАСТ / [1- nРАСТ λ1 (α0 – 0,5)],
Где: nРАСТ – коэффициент запаса для вертикальной скважины nРАСТ = 1,25;
λ1 – коэффициент, учитывающий влияние формы тела трубы и её прочностные характеристики (определяется по приложению №21 в Инструкции по ……….).
ЛИТЕРАТУРА
1. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. – М.: АООТ «ВНИИТ-нефть», 1997 – 194 с.