Расчет обсадной эксплуатационной колонны сводится к определению расчетных нагрузок и их распределения по длине колонны, выявлению наиболее опасной из расчетных нагрузок в рассматриваемом сечении колонны и к подбору труб, соответствующих «данным значениям коэффициента запаса прочности, для комплектования секций обсадной колонны.
Условия нагружения обсадной колонны зависят от глубины ее спуска, сложности строения геологического разреза, назначения скважины и назначения колонны.
Выделяются три расчетные нагрузки:
Поскольку условия нагружения обсадной колонны в скважине весьма разнообразны, инструкцией регламентированы правила определения расчетных нагрузок.
|
| При расчетах обсадных колонн, спущенных в нефтяную добывающую скважину, наиболее часто применяется схема I (рис.10.2), для разведочных нефтяных скважин обсадные колонны рассчитывают с использованием схемы II, а для газовых скважин - схема III. Значение внутренних давлений максимально в период ввода скважины в эксплуатацию или при опрессовки колонны (позиции А расчетных схем). Наружные избыточные давления, главным образом, проявляются на стадии окончания эксплуатации скважины (позиции Б расчетных схем). За счет этих давлений может произойти разрыв колонны или ее смятие. Кроме того, на рис. 10.2 точка а, б, в, г - это характерные точки, в которых определяют избыточные наружные давления на стадии окончания эксплуатации, а точки a', б', в' - характерные точки, в которых находят внутренние избыточные давления при испытании колонны на герметичность или при вводе в эксплуатацию. Рис. 10.2. Расчетные схемы при проектировании обсадной колонны для скважин добывающей нефтяной (I), разведочной (II) и добывающей газовой (III): А, Б - в исходном состоянии и на завершающем этапе соответственно, I - буровой раствор за колонной; 2 - цементный раствор-камень; 3 жидкость в колонне; 4 - газ в колонне |
Порядок расчета эксплуатационной колонны на прочность следующий.
По расчетным данным о наружных и внутренних давлениях по характерным точкам строятся эпюры избыточных давлений наружного и внутреннего. В качестве характерных точек для построения эпюры принимают уровни жидкости в колонне и цементного раствора за колонной, положение башмака предыдущей обсадной колонны, отметки кровли и подошвы зон АВПД и интервалов высокопластичных пород, перекрываемых эксплуатационной колонной. Изменение избыточных давлений между указанными точками, как правило, принимается линейным. Исключение составляют пласты с АВПД толщиной до 200 м. для которых давление принимается постоянным по толщине пласта, н внутреннее давление в скважине, заполненной газом, рассчитываемое по формуле Pz=Pпл/es.
При расчете обсадной колонны наружное и внутреннее избыточные давления в любом ее сечении определяются по соответствующим эпюрам.
Действующей инструкцией определен следующий порядок расчета обсадной колонны:
, где Р2т -
имеем 
, где [Рт] и [Рт+1] - допустимые нагрузки растяжения соответственно для труб m - й и (m+1) секций;Расчет продолжают до тех пор, пока суммарная длина всех секций не превысит глубины спуска колонны; в этом случае длина самой верхней секции корректируется по глубине скважины 
.
Добавить предприятие |
Расчет для газовой скважины
Исходные данные. Скважина вертикальная добывающая; диаметр обсадной колонны d=177,8мм; диаметр ствола скважины D=215,9 мм; глубина спуска обсадной колонны h=2700м; плотность бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта ρб.р= 1700кг/м. Сведения о цементировании колонны: высота подъема цемента -до устья; плотность цементного раствора ρц.р=1930 кг/м3; глубина спуска промежуточной колонны hпр=2100м; интервал продуктивного пласта 2500-2700 м. Давление в продуктивном пласте при вводе в эксплуатацию рпл=43 МПа; давление в колонне в конце эксплуатации ркон=1,0 МПа. Испытание колонны на герметичность с водой в одни прием без пакера. Интервал залегания высокопластичных глин 2200-2350 м; средняя плотность горных пород 2500 кг/м3. Решение. Построение эпюры наружного давления. Расчет наружного давления в характерных точках эпюры. В зацементированном интервале у устья рн.у =0, у кровли пластичных глин на глубине 2200 м рн2200=1100·9,8·2200·10-6=23,7 Мпа, в интервале залегания пластичных глин в кровле на глубине 2200 м р'н.2200=ρг.пghкр=2500·9,8·2200·10-6=53,9МПа, в подошве на глубине 2350 м р'н.2350=2500·9,8·2350·10-6=57,6МПа. Так как толщина пласта 150 м<200 м, принимается рср=(53,9+57,6)/2≈55,8МПа. В зацементированном интервале: у подошвы глин на глубине 2350 м рн.2350=1100·9.8·2350·10-6=25,3 МПа; у кровли газового пласта на глубине 2500 м рн.2500=1100·9,8·2500·10-6=27,0МПа. В продуктивном пласте рн=43,0МПа. Построение эпюры внутреннего давления. Расчет внутреннего давления в колонне в характерных точках эпюры. При завершении цементирования: на устье скважины рв.у=(ρц.р-ρб.р)gh=(1930-1700)9,8·2700·10-6=6,1 Мпа (буровой раствор использован в качестве продавочной жидкости); у забоя на глубине 2700 м рв2700=рв.у+ρб.рgh=6,1+1700·9,8·2700·10-6=6,1 +45,0=51,1 МПа. Перед началом эксплуатации: против интервала продуктивного пласта рв=рпл=43 МПа; на устье pву=pпл/еs где S =-0,03415ρh/mT; Y - средняя абсолютная температура по стволу.
При опрессовке обсадной колонны с водой: у устья роп.у=1.1рву=1,1·34,7=38,2МПа; у забоя роп.з=роп.у+ρвgh=38,2+1000·9,8·2700·10-6=38,2+26,5=64,7 Мпа. При окончании добычи газа внутреннее давление рв= 1,0 МПа принимается постоянным по всей колонне. Построение эпюры наружного избыточного давления. Расчет наружного избыточного давления в характерных точках эпюры для самых неблагоприятных условий нагружения обсадной колонны, когда в конце эксплуатации внутреннее противодавление снизится до 10 МПа: у устья рн.и.у=рн.у-рв.у=0 - 1,0= -1,0 МПа; давление в интервале пластичных глин постоянно (рн.и=55,8-1,0=54,8 МПа) и распространяется на 50 м выше и ниже интервале глин, т.е. в интервале 2150-2400 м; в зацементированном интервале на отметке 2150 м рн.и=1100·9,8·2150·10-6-1,0=23,2-1,0=22.2 Мпа; в зацементированном интервале на глубине 2400 м рн.и=100·9,8·2400·10-6-1,0=23,2-1,0=22,2 Мпа; в зацементированной части против продуктивного пласта и на 50 м т.выше его кровли, т.е. в интервале 2450-2700 м, рн.и=43,0-1,0=42,0МПа. Построение эпюры внутреннего избыточного давления. Расчет внутреннего избыточного давления в характерных точках эпюры при опрессовке колонны, когда внутреннее давление максимально: у устья рв.и.у=роп.у-рн=38,2-0=38,2МПа; на глубине 2200 м против кровли глин рв.н2200=роп.у+ρвg2200·10-6-рн2200=38,2+1000·9.8-2200·10-6 - 23,7= =38,2+21,6 - 23,7=36,1 МПа; на глубине 2200 м против пластичных глин р'в.и2200=38,2+21,6-53,9=5,9 Мпа; на глубине 2350 м против пластичных глин рв.и2350=38,2+1000·9,8·2350·10-6-57,6=38,2+23,0-57,6=3,6МПа; на глубине 2350 м у подошвы пластичных глин рв.и2350=38,2+1000·9.8·2350·10-6-25,3=38,2+23,0-25,3=35,9МПа; рв.и2500=38,2+1000·9,8·2500·10-6-27,0=38,2+24,5-27,0=35,7МПа; на глубине 2500 м в продуктивном пласте р'в.т2500=38,2+24,5-43,0= 19,7МПа; на глубине 2700 м в продуктивном пласте рв.и2700=38,2+1000·9,8·2700·10-6-43,0=38,2+26,5-43,0=21,7МПа. Выбор типа обсадных труб для комплектования эксплуатационной колонны. Тип резьбовых соединений обсадных труб и уплотнительные материалы подбираются по табл. 10.2 по внутреннему избыточному давлению, превышающему 30 МПа. Принимаем трубы с трапецеидальной резьбой типа ОПТ и уплотнительный материал Р-2МВП, так как температура в скважине не превышает 100 °С. Расчет эксплуатационной колонны на прочность. Расчет начинается с самой нижней секции. Для нижней секции подбираются трубы по наибольшему наружному избыточному давлению с учетом коэффициента запаса прочности. Для интервала продуктивного пласта принимаем коэффициент запаса k3=l,3. Выбираем трубы ОТТГ из стали группы прочности Е с толщиной стенки 12,7 мм, ркр=58,7МПа>42,0-1,3=54,6МПа, рв=68,9МПа, [Ррас]=2285кН. Длина 1-й секции l1=(2700-2500)+50=250м. Вес 1-й секции Р1=0,515·250= 128,75кН. Секция 2 располагается в интервале 2400-2450 м. На глубине 2450 м наружное избыточное давление по эпюре 35,8 МПа. Коэффициент запаса прочности k3 = 1,0. Выбираем трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 11,5 мм-ркр=36,9 МПа, рв=42,9, [Ррас]= 1814кН. Скорректированное критическое давление для труб секции 2 с учетом веса нижней секции
Так как 36,2 МПа>35,8 МПа, секцию 2 в интервале 2400-2450 м можно комплектовать трубами из стали Д с толщиной стенки 11,5 мм. Длина 2-й секции l2=50м, вес Р2=0,473·50=23,65кН. Суммарный вес двух секций Р1-2 = 128.75+ 23.65 = 152.4кН. В интервале 2150-2400 м наружное избыточное давление рн.и=54,9МПа. Для этого интервала годятся трубы из стали группы прочности Л с толщиной стенки 11,5 мм - ркр=57,0 Мпа>54,9МПа. Скорректированное значение критического давления для труб секции 3
где Рт3=3922кН. Для комплектования секции 3 принимаем трубы из стали группы прочности Л с толщиной стенки 11,5 мм. Длина секции 3 по протяженности интервала l3=2400-2150=250м, вес Р3=0,473-250=118,25кН. Суммарный вес трех секций Р1-3=152,4+118,25=270,65кН. На глубине 2150м избыточное наружное давление 22,2 МПа. Для секции 4 выбираем трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 9,2 мм -ркр=25,9МПа>22,2 МПа. Скорректированное критическое давление для труб секции 4
Трубы ОТТГ-178 с толщиной стенки менее 9,2 мм не выпускаются, следовательно, до поверхности пока следует оставить трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 9,2 мм. Проверка нижнего конца секции 4 на растяжение. Допустимая нагрузка растяжения для труб секции 4 [Ррас]=1480кН. Весовая нагрузка от трех секций значительно ниже допустимой. Проверка верхнего конца секции 4: вес Р4=q4l4=0,385·2150=827,75кН; суммарный вес четырех секций Р1-4=270,65+827,75= 1098,4кН; суммарный вес менее допустимой нагрузки растяжения. Проверка труб секции на внутреннее избыточное давление: коэффициент запаса прочности на внутреннее давление k3=1,15; рв.и2150=роп.у+1000·9,8·2150·10-6-рн=38,2+21,1-23,2=36,1 МПа. Предельное внутреннее давление для труб ОТТГ-178 из стали группы прочности Д с толщиной стенки 9,2 мм рв=34,3 МПа. С учетом коэффициента запаса прочности для труб исполнения А необходимы трубы с рв>1,15·36,1 =41,5МПа. Для комплектования секции 4 по внутреннему давлению выбираем трубы из стали группы прочности Е с толщиной стенки 9,2 мм рв=49,9МПа и [Рв]=49,9/1,15=43,4МПа. Оно превышает давление на устье 38,2 МПа, создаваемое при опрессовке. Следовательно, для секции 4 подходят трубы из стали группы прочности Е с толщиной стенки 9,2 мм в интервале 0-2150 м. Проверка труб секции 4 на растяжение: вес Р4=0,385·2150=827,75кН; суммарный вес четырех секций Р1-4=270,65+827,75= 1098кН; суммарная нагрузка растяжения для труб секции 4 [Ррас]=1676кН, вес обсадной колонны 1098,4 кН значительно меньше допустимой нагрузки. Рассчитанная конструкция из четырех секций принимается следующей (табл. 10.5). Таблица 10.5 Конструкция эксплуатационной колонны диаметром 177,8 мм из труб ОТТГ
|
Расчет для нефтяной скважины Исходные данные. Скважина вертикальная добывающая, диаметр обсадной колонны d=146,1 мм, диаметр ствола скважины D= 190,5 мм, глубина спуска колонны hц=2300 м; плотность цементного раствора ρц=1850 кг/м; глубина спуска промежуточной колонны hпр=2500м; интервал продуктивного пласта 3300-3380 м; коэффициент аномальности пластового давления в продуктивном пласте ka= 1,35; плотность пластового флюида (в период ввода в эксплуатацию) ρпл=860 кг/м3; плотность жидкости, поступающей в скважину в конце эксплуатации, ρфл=950 кг/м3; снижение уровня в колонне в конце эксплуатации hk=2400 м.
Сведения о проницаемом пласте: интервал положения пласта 2900-3100 м; коэффициент аномальности проницаемого пласта ka=1,17; индекс давления поглощения проницаемого пласта kп=1,6; плотность жидкости в колонне при ее испытании на герметичность ρоп.ж=1420 кг/м3.
Решение. Расчет наружного давления.
На глубине 2300 м около цемента: р2300 = ρб.рghц = 1420·9.8·2300·10-6 = 32.0 Мпа.
на глубине 2500 м: р2500 = р2300 + 1100g(2500 - 2300)-10-6 = 32.0 + 2.2 = 34.2 МПа;
на глубине 2900 м в кровле проницаемого пласта: р2900= р2500+1100·9,8(2900-2500)-10-6 = 34.2 + 43 = 385МПа.
В интервале проницаемого пласта с ka=1,17:
давление у кровли ркр=kaρвghкр =117·1000·9,8·2900-10-6 =333 МПа.
давление у подошвы рпод = kaρвghпод = 1.17·1000·9.8·3100·10-6 = 35.5 МПа.
Так как толщина проницаемого пласта не превышает 200 м, в интервале 2900-3100 м наружное давление принимается постоянным и равным среднеарифметическому
рпр = (333 + 355)/2 = 34.4 Мпа.
На глубине 3100 м под проницаемым пластом
р3100 = р2900+ 1100·9.8(3100 - 2900)·10-6 =385 + 2.2=40.7 МПа.
Так как давление против проницаемого пласта оказывается ниже давления в цементном камне против подошвы и кровли, при построении эпюры наружного избыточного давления влияние проницаемого пласта можно не учитывать.
На глубине 3300 м над продуктивным пластом р3300=р3100+1100·93(3300 -3100)·10-6=40.7 + 2.2 = 42.9 МПа.
На глубине 3300 м в продуктивном пласте р3300 = kaρвghкр.под = 1,35·1000·9.8·3300·10-6 = 43.7 Мпа.
На глубине 3380 м в продуктивном пласте р3300 =kaρвghпод.прод=135·1000·9.8·3380-10-6 =44.7 Мпа.
Так как толщина продуктивного пласта менее 200 м, давление в нем принимается постоянным и равным среднеарифметическому рпрод=(43,7+44,7)/2=44,2 МПа. Это давление распространяется на 50 м выше кровли продуктивного пласта, т.е. до глубины 3250 м.
Давление на отметке 3250 м в цементном камне
р3250 = р2900 + 1100·9.8(3250 - 2900)·10-6 =385 + 3.8 = 423 МПа.
По рассчитанным величинам строится эпюра наружного давления на эксплуатационную колонну (рис. 10.3).
Расчет внутреннего давления в колонне.
Давление на устье:
в период ввода в эксплуатацию ру=рпр.3300-ρплghкр.пр=43.7-860·9.8·3300-10-6 =43.7-27.8 = 15.9 МПа.
при опрессовке колонны роп=1,1·15,9= 17,5 МПа - это давление принимается в качестве расчетного, так как оно превышает минимальное рекомендуемое давление опрессовки роп= 12,5 МПа для обсадных колонн диаметром 146,1 мм (см.табл 10.3).
Минимальное давление у башмака колонны в период ввода в эксплуатацию
р3400 = ρплgh = 860·9.8·3400·10-6 = 28.7 МПа.
Давление у башмака колонны в период опрессовки
р3400= роп + ρб.рgh = 175 +1420 ·9,8·3400 ·10-6=175+47.3 = 64.8 МПа.
в конце эксплуатации р'3400 = ρф.лg(h - hk) = 950·9,8(3400 - 2400)·10-6 = 9,3 МПа.
По рассчитанным величинам строятся эпюры внутреннего давления во время опрессовки колонны и в конце эксплуатации.
Построение эпюры наружного избыточного давления.
Эпюра наружного избыточного давления строится для самых неблагоприятных условий иагружения, т.е. на заключительном этапе эксплуатации, когда вследствие снижения уровня жидкости в колонне внутреннее противодавление становится минимальным. Так как при снижении уровня жидкости в колонне она опорожняется до глубины 2400 м, то в интервале от устья до глубины 2400 м эпюра наружного избыточного давления аналогична эпюре наружного давления:
на глубине 2300 м - рн.и= 32.0 Мпа.
на глубине 2400 м - рн.и =32.0 + 1100·9.8(2400-2300)·10-6 =32.0 + 1.1 = 33.1 МПа;
на глубине 3250 м - рн.и=32,0+1100·9,8(3250-2300)·10-6 - 950·9,8(3250-2400)·10-6=32 0+10 2-7,9=34,3 МПа;
на глубине 3400 м - рн.и=32,0+1100·9,8(3400-2300)-950·10-6(3400-2400)·10-6=32,0+11,9-9,3=34,6 МПа.
По разностям наружного и внутреннего давлений в характерных точках строится эпюра наружного избыточного давления (см.рис. 10.3), которая затем используется при расчете эксплуатационной колонны.
Построение эпюры внутреннего избыточного давления.
Для построения эпюры внутреннего избыточного давления исходной является эпюра наружного давления, и для сопоставления подбираются условия нагруження колонны, при которых внутреннее давление будет максимальным. Как видим, в рассматриваемом примере максимальное давление в колонне возникает во время ее опрессовки. Принимается, что внутреннее давление в колонне равномерно увеличивается от 17,5 МПа на устье до 64,8 МПа у башмака.
Некоторые расчетные значения внутреннего избыточного давления в характерных точках:
на устье ρв.и= 17,5 МПа;
на глубине 2300 м - pв.и=ру+1420·9,8·2300·10-6-32,0=17,5+32,0-32,0=17,5 МПа;
на глубине 3250 м - pв.и=pу+1420·9,8·3250-10-6-32,0-1100·9,8(3250-2300)·10-6= 17,5+45,2-32,0-10,2= 20,5 МПа;
на глубине 3250 м (под влиянием продуктивного пласта) - ρв.и= 17,5+45,2-44,2=18,5 МПа;
на глубине 3400 м - pв.и=ру+1420·9,8·3400·10-6-44,2=17,5+47,3-44,2=20,6 Мпа.
Эпюра внутреннего избыточного давления представлена на рис.10.3
Рис. 10.3. Эпюра нагружения эксплуатационной колонны: 1,2,3 - наружное, внутренне и избыточное наружное давление соответственно; 4 - избыточное внутреннее давление (при опрессовке колонны)
Выбор типа обсадных труб для комплектования обсадной колонны и герметизирующего материала.
Поскольку некоторые показатели прочности обсадных труб (например, при расчете на растяжение) зависят от типа резьбового соединения труб, прежде чем приступить к расчету производится выбор обсадных труб. Для эксплуатационных колонн диаметром до 219,1 мм, работающих в жидкой среде при избыточном внутреннем давлении в пределах 10-30 МПа, рекомендуются обсадные трубы с треугольной резьбой и уплотнением ФУМ или трубы с трапецеидальной резьбой типа ОТТМ. Выбираем обсадные трубы с треугольной резьбой. Треугольная резьба может быть короткой и удлиненной. Учитывая, что эксплуатационная колонна проектируется для глубокой скважины, принимаем удлиненную резьбу.
Проектирование эксплуатационной колонны.
Расчет обсадной колонны ведется от ее нижнего конца. В нижней части наибольшее нагружение колонны возникает от избыточного наружного давления, поэтому оно и принимается, прежде всего, во внимание.
Коэффициент запаса прочности на смятие в интервале продуктивного пласта принимается в пределах k3= 1,0-1,3 в зависимости от устойчивости коллектора. Примем k3=l,2. Тогда критическое давление обсадных труб, пригодных для комплектования нижней секции в интервале 3250-3400 м, должно быть pкр≥ 1,2· 34,6=41,5 МПа. Этому давлению соответствуют трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 10,7 мм, ркр=43,7 МПа, внутреннее избыточное давление рв.и=48,6 МПа. Оно значительно превышает фактическое внутреннее избыточное давление рв.и=20,6 МПа.
Длина 1-й секции l1=3400-3250= 150м.
Вес 1-й секции Р1 =0,360·150=54кН.
На отметке 3250 м выше 1-й секции в.и=34,ЗМПа.
При коэффициенте запаса k3=1 для второй секции выбираем трубы с ркр=34,3 МПа. Этому давлению соответствуют трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 9,5 мм, ркр=37,1 МПа, рв=43,1 МПа.
Скорректированное критическое давление для труб 2-й секции
где Р2т=1548 кН.
Так как 36,7 МПа > 34,4 МПа, трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 9,5 мм подходят для 2-й секции.
Для 3-й секции принимаем трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 8,5 мм, ркр=31,4 МПа, рв=38,6 МПа. Эти трубы в соответствии с эпюрой наружного избыточного давления можно применять выше отметки 2250 м.
Длина 2-й секции l2=3250-2250= 1000м.
Вес 2-й секции Р2=0,323-1000=323 кН.
Суммарный вес двух секций Р1-2 = 54 + 323 = 377 кН.
Скорректированное критическое давление смятия для труб 3-й секции
где Р3т=1392кН.
Скорректированная глубина спуска 3-й секции по эпюре h'3=2070м.
Скорректированная дина 2-й секции l'2=3250-2070=1180м.
Вес 2-й секции P'2=0,323·1180=381,1 кН.
Суммарный вес двух секций P1-2=54+381,1=435,1кН.
Для 4-й секции принимаем трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 7,7 мм,ркр=26,7 МПа, рвн=35,0, Pстр=794кН.
Секцию 4 можно использовать выше отметки h4= 1990м.
Длина 3-й секции l3=2070-1900= 170м.
Вес 3-й секции P3=0,292 170=49,6кН.
Суммарный вес трех секций P1-3=435,1+49,6=484,7кН.
Скорректированное критическое давление смятия для 4-й секции
где P4т=1274кН.
Скорректированная глубина спуска 4-й секции h'4=1700м.
Скорректированная длина 3-й секции l'3=2070-1700=370м.
Вес 3-й секции Р3=0,292·370=108,0кН.
Суммарный вес трех секций Р1-3=435,1+108,0=543,1кН.
Страгивающая нагрузка для труб 4-й секции Рстр=823кН, допустимая нагрузка растяжения [Р]=Pcтр/k3=823/1,3=633,0кH.
Трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 7,7 мм пригодны для комплектования 4-й секции.
Для 5-й секции примем трубы из стали Д с толщиной стенки 7 мм, ркр=22,4 МПа, ρвн=31,8 МПа.
В соответствии с эпюрой наружного избыточного давления 5-я секция может быть спущена на глубину h5= 1600м.
Длина 4-й секции l4= 1700-1600= 100м.
Вес 4-й секции Р4=0,245·100=24,5кН.
Суммарный вес четырех секций Р1-4=543,1 +24,5=567,6кН.
Скорректированное критическое давление смятия для труб 5-й секции
где P5т=1156кН.
Скорректированная глубина спуска 5-й секции h'5= 1370м.
Скорректированная длина 4-й секции l'4=1700-1370=330м.
Скорректированный вес 4-й секции P'4=0,245·330=80,9кH.
Суммарный вес четырех секций Р1-4=543,1+80,9=624,0кН.
Для труб 4-й секции из стали группы прочности Д с толщиной стенки 7,7 мм допускаемая нагрузка растяжения [Р4]=823/1,3=633,0, для труб 5-й секции из стали группы прочности Д с толщиной стенки 7,0 мм допускаемая нагрузка растяжения [Р5]=735/1,3=565,4кН.
На основании сопоставления допустимой нагрузки с весом четырех секций Р1-4=624,0кН можно установить, что трубы 5-й секции не пригодны для использования, кроме того, начиная с 4-й секции расчет колонны надо вести по нагрузке растяжения.
Скорректированная длина 4-й секции 
Вес 4-й секции Р4=0,267·337=90кН.
Суммарный вес четырех секций Р1-4=543,1+90=633,1кН.
Для 5-й секции трубы из стали Д с 8,5-мм толщиной стенки Рстр5=931кН, [Р5]=931/1,3=716,1кН.
Вес 5-й секции Р5=0,292·284=82,9кН.
Для 6-й секции трубы из стали Д с 9,5-мм толщиной стенки Рстр5=1059кН, [Рв]= 1059/1,3=814,6кН.
Длина 6-й секции l6=(814,6-716,0)/0,232=305м.
Суммарная длина шести секций l1-6=150+1180+370+337+284+305=2626м.
Вес 6-й секции P6=0,323·305=98,5кН.
Суммарный вес шести секций Р1-6=716,0+98,5=814,5кН.
Для 7-й секции трубы из стали Д с 10,7-мм толщиной стенки Pстр7=1216кН, [Р7]= 1216/1,3=935,3кН.
Длина 7-й секции l7=(935,3-814,5)/0,360=330м.
Вес 7-й секции P7=0,360·330=118,8кН.
Суммарный вес семи секций P1-7=814,5+118,8=933,3кH.
Суммарная длина семи секций l1-7=2626+330=2956м.
Для 8-й секции трубы из стали К исполнения Б с толщиной стенки 10,7 мм, Рстр8=1569кН, [Р8]= 1569/1,3=1206,9кН.
Длина 8-й секции l8=(1206,9-933,3)/0,360=760м.
Скорректированная длина 8-й секции l'8=3400-2956=444м.
Вес 8-й секции Р8=0,360·444=159,8кН.
Суммарный вес восьми секций P1-8=933,3+159,8=1093,1кН.
Конструкция колонны приведена в табл. 10.4
Таблица 10.4 Конструкция эксплуатационной колонны диаметром 146,1 мм из труб по ГОСТ 632-80 с удлиненной треугольной резьбой по данным расчёта
Номер | Интервал | Длина | Толщина | Группа | Исполнение | Вес | Нарастающий |
3400- | 10,7 | Д | А | 54,0 | 54,0 | ||
3250-2070 | 9,5 | Д | А | 381,1 | 435,1 | ||
2070-1700 | 8,5 | Д | А | 108,0 | 543,1 | ||
1700- | 7,7 | Д | А | 90,0 | 633,1 | ||
1363- | 8,5 | Д | А | 82,9 | 716,0 | ||
1079-774 | 9,5 | Д | А | 98,5 | 814,5 | ||
774-444 | 10,7 | Д | А | 118,8 | 933,3 | ||
444-0 | 10,7 | К | Б | 159,8 | 1093,1 |
Дата добавления: 2015-08-27; просмотров: 475 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
| Перед акционерами (участниками) банка | | | 1 Снимите топливный бак (see Section 2). |
