Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

КАФЕДРА БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

 

УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ

 

 

По выполнению курсового проекта

по дисциплине «Заканчивание скважин»

Для специалистов и бакалавров

По направлению 130500 «Нефтегазовое дело»

Специализации 130504 «Бурение нефтяных и газовых скважин»

 

 

Уфа 2013

В методических указаниях изложены: требования к составлению курсового проекта по курсу «Заканчивание скважин», принципы расчета обсадных колонн, определение технологических параметров процесса цементирования, скорости спуска обсадной колонны и др., необходимых для составления плана заключительных работ при строительстве скважин.

Учебное пособие предназначено для студентов дневной и заочной формы обучения, а также для слушателей курсов и факультетов повышения квалификации работников буровых предприятий.

 

Составители: д.т.н., профессор Ф. А. Агзамов

к.т.н., доцент С.Ф. Комлева

к.т.н., доцент Т.О. Акбулатов

к.т.н., доцент Р.М. Сакаев

 

Рецензент: д.т.н., профессор Г.В. Конесев

 

Компьютерная обработка: ст. группы БГБ11-01 К.Р. Валямов

 

Ó Уфимский государственный нефтяной технический

университет, 2013

 

Содержание

	Общие положения……………………………………………………
	Задание на проектирование………………………………………….
	Исходные данные для составления проекта …..…………………….
	Обоснование и проектирование конструкции скважин…………...
	Обоснование схемы оборудования устья скважины …..…………
	Расчет обсадных колонн…………………………………………….
	Обоснование состава технологической оснастки и размещение ее элементов на обсадной колонне…………………………………
	Cпуск обсадных колонн ……………………………………………
	Обоснование способа цементирования и расчет параметров процесса цементирования ………………………………………..
	Определение времени цементирования ………………………….
	Обо Обоснование способа контроля качества цементирования……….
	Выбор способа освоения скважины, организация процесса освоения…………………………………………………………….
	Специальная часть проекта………………………………………….
	Требования к оформлению курсового проекта…………………….
	Список рекомендуемой литературы………………………………….
	Примеры ……………………………………………………………..
	Приложения …………………………………………………………

Условные обозначения

Кп – индекс давления поглощения;

Ка – индекс пластового давления (коэффициент аномальности);

Кг - индекс геостатического (горного) давления;

Рн_z – наружное давление, действующее на обсадную колонну на глубине z;

Рв_z – внутреннее давление, действующее на обсадную колонну на глубине z;

Рни_z - наружное избыточное давление, действующее на обсадную колонну на глубине z;

Рви_z – внутреннее избыточное давление, действующее на обсадную колонну на глубине z;

Рнас – давление насыщения нефти газом;

Ру – давление на устье скважины;

Рпл_z – пластовое давление на глубине z;

Рпл_L – пластовое давление на глубине L;

l – глубина скважины;

L – глубина спуска обсадной колонны;

r_пж – плотность промывочной жидкости;

r_цр – плотность цементного раствора;

r_оцр – плотность облегченного цементного раствора;

r_пр – плотность продавочной жидкости;

r_гс – плотность жидкости, находящейся в порах цементного камня;

r_гп – плотность горных пород;

r_н – плотность пластового флюида;

r_ог – относительная плотность газа по воздуху;

r _ож – плотность опрессовочной жидкости;

 

 

Общие положения

Курсовой проект по «Заканчиванию скважин» выполняется после изучения студентами, основных курсов по профилю будущей специальности. Цель курсового проектирования – закрепление студентами теоретических и практических знаний, приобретенных в процессе обучения, и применение их для решения конкретных задач, связанных с заканчиванием скважин.

Курсовой проект должен содержать:

- задание на проектирование;

- исходные данные для проектирования;

- введение;

- основные сведения о геолого-технологических условиях строительства скважин и условиях ее эксплуатации;

- обоснование и проектирование конструкции скважины;

- расчет обсадных колонн;

- обоснование состава технологической оснастки и компоновки обсадной колонны;

- расчет спуска обсадных колонн;

- обоснование способа цементирования и расчет процесса цементирования;

- разработка схемы расстановки техники и расчет графика ее работы в процессе цементирования;

- обоснование способа контроля качества цементирования;

- выбор способа освоения скважины, организация этого процесса.

В курсовом проекте может разрабатываться специальная часть, посвященная решению одной из проблем, имеющей место при строительстве скважин. Тема специальной части выдается каждому студенту индивидуально руководителем проекта.

При выполнении курсового проекта следует ориентироваться на использование наиболее современной техники, технологических приемов и методов организации операций; необходимо использовать учебники, справочники, каталоги оборудования, монографии, статьи из технических журналов, трудов НИИ, сборников институтов, а также ведомственные инструкции.

Курсовой проект не всегда должен совпадать с типовыми проектами, которые использованы студентами при сборе материала в период производственной практики. При этом целесообразно отметить отличительные особенности разрабатываемого проекта от типового проекта.

Задание на проектирование

Задание на курсовое проектирование выдается студенту руководителем перед отъездом на производственную практику и является основанием для сбора материала, и должно быть в составе пояснительной записки к проекту.

Исходные данные для составления проекта

Данные для курсового проекта собираются в период производственной практики и до начала проектирования согласовываются с руководителем.

Геолого-технические условия строительства и эксплуатации скважины должны быть представлены в виде таблиц, которые находятся в разделе «Геологическая характеристика» группового или индивидуального проекта на бурение скважины. Не следует перегружать проект информацией, которая не используется при выполнении данного проекта. При использовании геологической информации необходимо представлять ее роль в выполняемом проекте.

Если присутствуют многолетнемерзлые породы (ММП), то следует указать глубины границ пород с отрицательными температурами и значения этих температур, интервалы залегания пород, в которых лед является основным связующим элементом. Отдельно выделить наличие хемогенных пород (указать состав этих пород). Кроме этого в данном разделе проекта указываются коэффициенты запаса прочности для расчета обсадных колонн, профиль скважины и другие данные, которые, по мнению заказчика (руководителя) необходимо указать в задании.

Скважины

Цель данного раздела - определить необходимость использования противовыбросового оборудования (ПВО) и колонных головок (КГ) для нормальной проводки скважины. Критериями выбора ПВО являются максимальное давление, возникающее на устье скважины при полном замещении промывочной жидкости пластовым флюидом при закрытом превенторе, и диаметры проходных отверстий превенторов, позволяющих нормально вести углубление скважины или проводить в ней любые работы. При выборе колонных головок помимо максимального устьевого давления необходимо учесть диаметры всех обсадных колонн, обвязываемых с помощью колонной головки. При наличии в пластовом флюиде сероводорода необходимо выбирать ПВО и КГ в коррозионностойком исполнении. Максимальное давление, которое может возникнуть на устье скважины в случае закрытия превентора после начавшегося газо-, нефте-, водопроявления, определяется по формулам [18, 19]. Выбор ПВО и КГ для оборудования устья скважины может проводиться по [7, 8, 12, 18, 19].

Необходимо обосновать и привести в пояснительной записке проекта схему обвязки устья скважины при вскрытии пласта с использованием выбранного комплекта ПВО. Типовые схемы обвязки устья приведены в [7, 8, 14,].

Расчет обсадных колонн

Обсадные колонны в процессе цементирования и эксплуатации скважины подвергаются воздействию различных нагрузок, наиболее опасными из которых являются осевые растягивающие, наружные и внутренние избыточные давления. Поэтому, в отечественной и зарубежной практике типы обсадных труб, марки сталей и толщины стенок определяются из расчета на смятие (от действия наружного избыточного давления), расчета на разрыв (от действия внутреннего избыточного давления), расчета на страгивание (от действия растягивающих нагрузок).

Расчет должен проводиться согласно действующей инструкции, выпущенной и утвержденной в 1997 году [11].

В случае многоколонной конструкции скважины в курсовом проекте допускается проведение расчета одной или двух обсадных колонн (по согласованию с руководителем проекта).

На первом этапе расчета определяются наружные и внутренние избыточные давления, действующие на обсадную колонну.

Максимальная величина внутреннего избыточного давления обычно наблюдается при испытании обсадных колонн на герметичность. Избыточные наружные давления максимальны при создании депрессии во время вызова притока или в конце эксплуатации (если она ведется без поддержания пластового давления). При расчете обсадных колонн в наклонно-направленных скважинах следует руководствоваться разделом 6.5 данного пособия.

Таблица 6.3 - Значения коэффициента запаса прочности на страгивание

для труб с треугольной резьбой (n₃)

Диаметр колонны, мм.	Длина колонны, м.	n3 для вертикальной скважины
114-168	£ 3000	1,15
114-168	> 3000	1,30
178-245	£ 1500	1,30
178-245	> 1500	1,45
273-324	£ 1500	1,45
273-324	> 1500	1,60
>324	£ 1500	1,60
>324	> 1500	1,75

 

Таблица 6.4- Результаты расчета эксплуатационной колонны (пример)

Номер секции	Длина, м	Группа прочности	Толщина стенки	Вес секции, кН	n1	n2	n3
		Д	10,6	Q1	1,15	2,8	10,3
		Д	8,9	Q2	1,0	1,7	2,1
		Д	8,0	Q3	-	1,4	1,15
		Д	8,9	Q4	-	1,3	1,15

Спуск обсадных колонн

В данном разделе обосновываются виды и объемы подготовительных работ к спуску обсадной колонны, а именно:

- интервалы и скорость проработки отдельных интервалов;

- компоновка бурильной колонны для проработки ствола и кольматации проницаемых участков;

- интенсивность и продолжительность промывки;

- комплекс геофизических исследований перед спуском;

- способ спуска обсадных колонн (в один прием или по частям);

- для хвостовиков – способ подвески, расчет бурильных труб на прочность при растяжении;

- рассчитываются предельная скорость спуска колонны и допустимая величина ее опорожнения при спуске;

Предельная скорость спуска обсадной колонны определяется из соотношения Рс = Ргст +Ргд £ Ргр

где: Ргст - гидростатическое давление столба промывочной жидкости на глубине наиболее слабого пласта (пласта с наименьшим индексом давления начала поглощения или гидроразрыва);

Ргт - гидродинамическое давление в скважине при спуске колонны труб с закрытым нижним концом;

Ргр - давление начала поглощения (гидроразрыва) наиболее слабого пласта.

Гидродинамическое давление при спуске находится при турбулентном течении вытесняемой жидкости по формуле

(8.1)

при ламинарном течении по формуле

(8.2)

В формулах (8.1) и (8.2) - соответственно длина и гидравлический диаметр кольцевого пространства на - том участке; - скорость течения жидкости на - том участке; n – количество участков кольцевого пространства различного размера от устья до наиболее слабого пласта, t₀ - динамическое напряжение сдвига, l - коэффициент гидравлических сопротивлений.

Коэффициент является функцией параметра Сен-Венана Илюшина , где и находится по графикам, приведенным в [17] или по интерполяционной формуле (для интервала 10 < sеn < 900)

(8.3)

Скорость течения вытесняемой жидкости при спуске колонны труб с закрытым нижним концом определяется из выражения

(8.4)

где: - скорость движения труб;

- соответственно, диаметр скважины и наружный диаметр обсадных труб на - том участке скважины;

- коэффициент, учитывающий увлечение части жидкости стенками колонны труб. Для практических расчетов можно принимать = 0,5.

По приведенным уравнениям строится зависимость и, зная значение Ргр, по графику находится предельно допустимая скорость спуска колонны труб.

Величина практической скорости, соответствующей смене режимов течения находится из выражений (8.5 или 8.6)

(8.5)

где: ;

Не - параметр Хедстрема, определяется из уравнения .

Для упрощенных расчетов w _кр можно определить из выражения

(8.6)

Полученные значения скорости спуска сравниваются с нормативными, после чего принимается окончательное решение, которое записывается в ГТН. В соответствии с [12] скорость спуска эксплуатационных колонн не должна превышать 1,5 м/с, промежуточных колонн и кондукторов – 0,5 м/с.

Допустимая глубина опорожнения колонны при спуске определяется из условия предупреждения ее смятия наружным избыточным давлением.

(8.7)

где Ркр - критическое давление на смятие, МПа;

Ргд - гидродинамическое давление в заколонном пространстве, МПа, при принятой скорости спуска.

 

Специальная часть проекта

Специальная часть проекта может быть выполнена либо в виде реферативного обзора, отчета о патентной проработке конкретной темы, либо в виде обобщения собственных экспериментальных или теоретических исследований. Тема специальной части согласовывается с руководителем и при высоком качестве выполнения может явиться основой специальной части дипломного проекта.

 

15. Требования к оформлению курсового проекта

Курсовой проект должен выполняться согласно данными методическими указаниями. Оформление проекта производится на листах форматом А4 (297 х 210 мм) в соответствии с требованиями ГОСТ, рукописным или печатным способом. Текст должен быть сжатым и понятным, в нем не должно быть большего числа общих положений, повторяющихся громоздких расчетов, подробного переписывания технических данных стандартного оборудования.

Примеры

Пример 1 - Расчет обсадной колонны

Рассчитать эксплуатационную колонну диаметром D_эк=146мм для нефтяной скважины глубиной l = 3150м. Пластовое давление в кровле продуктивного пласта равно Р_к =49 МПа. Толщина продуктивного пласта 120 м. На глубине L₃ =2100 м начинается проницаемый пласт толщиной 40 м, имеющий в середине пласта давление Р₃ =30 МПа. Цементный раствор плотностью 1800 кг/м³ поднят до 1900 (от устья), выше находится облегченный раствор плотностью 1580 кг/м³, который поднят на 200 м выше башмака предыдущей колонны. Промежуточная колонна спущена на глубину 980 м. Скважина заканчивается раствором (глинистым) плотностью 1450 кг/м³. Плотность нефти, не содержащей газа и сероводорода, равна 670 кг/м³.

Герметичность эксплуатационной колонны будет определяться опрессовкой проводимой продавочной жидкостью с плотностью 1050 кг/м³ сразу после получения "стоп". Пластовое давление в конце эксплуатации 3.5 МПа.

1. Расчет давлений действующих на обсадную колонну

Расчет наружных давлений.

В незацементированном интервале 0–780 метров.

Р_{н 780} =r_пж.×g×h =1450×9,81×780=11,1 МПа.

В зацементированном интервале 780-3150 метров.

После цементирования (сразу после получения "стоп"):

Рн_цем= r_пж ×g×h+`r_цр.ср × g× (z-h);

;

Рн_цем =11,1МGа+1696×981×(3150-780)=50,5 МПа.

После ОЗЦ. После затвердевания цемента колонна испытывает наружное давление, обусловленного действием поровой жидкости цементного камня.

Р_{н 2120} =r_пж.×g×h+r_г.с.×g×(z-h)= 1450×9,81×780+1100×9,81×(2120-780)=25,6МПа;

Р_{н 3150}=1450×9,81×780+1100×9,81×(3150-780)=36,7 МПа.

В интервале проницаемых пород наружное давление берется равным пластовому давлению. В данном случае согласно условию задачи оно равно 30 МПа. Согласно полученным данным строится графики наружных давлений (рис. 1пр.).

 

 

Рисунок 1 пр. - Графики наружных давлений, действующих на обсадную колонну.

Расчет внутренних давлений.

Находится давление на устье скважины на момент начала ее эксплуатации:

Pу=Pпл - r_н× g× (l - z)= 49×10⁶-670×9.81×(3150-0)=28,1 Мпа;

Поскольку устьевое давление больше нормативного (Pу>[Pоп]= 12,5МПа), то в расчет закладывается наибольшее значение давлений.

Роп = 1,1× Ру =1,1×28,1=30,9 МПа,

P_оп ³¹⁵⁰ = Pоп+r_оп× g× z =30,9+1050×9,81×3150=63,3 Мпа,

где r_оп – плотность опрессовочной жидкости.

Пример 2

Обосновать параметры цементного раствора, рассчитать количество материалов, цементировочной техники и разработать схему ее обвязки при цементировании эксплуатационной колонны в разведочной скважине. Конструкция скважины: кондуктор диаметром 426,0 мм спущен на глубину 350м, первая промежуточная колонна диаметром 323,9 мм спущена на глубину 1400м, вторая промежуточная колонна диаметром 244,5 мм спущена на глубину 2000 м, эксплуатационная колонна диаметром 168,3 мм спущена на глубину 4300м. Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну – 215,9 мм. Толщина стенки труб эксплуатационной колонны - 10,6 мм, второй промежуточной – 10,0 мм. Индекс давления поглощения в интервале 2000 – 2500 м равен 1,68; в интервале 2500 – 4200 равен 1,87; в интервале продуктивного пласта 4200 – 4300 равен 1,73. Для вскрытия продуктивного пласта использован глинистый раствор плотностью 1450 кг/м³. Забойная температура 92⁰С. Коэффициент кавернозности 1,15.

Рисунок 4 пр. – Расчетная схема к примеру 2

Для цементирования интервала продуктивного пласта и выше него необходимо применить тампонажный раствор нормальной плотности (1850 кг/м³). С учетом забойной температуры в интервале 2500 – 4300 м рекомендуется использовать тампонажный портландцемент ПЦТ - 1- 100 ГОСТ 1581- 96, с водоцементным отношением 0,5. Для регулирования свойств тампонажного раствора использованы: ССБ - 0,2%, хромпик - 0,2%.

В интервале 0 – 2500 м необходимо использовать облегченный тампонажный цемент, плотность которого определяется из условий (9.2). Нижняя граница плотности тампонажного раствора должна быть на 200 кг/м³ больше плотности промывочной жидкости, т.е. 1650кг/м³. Далее, необходимо проверить возможность подъема цементного раствора выбранных рецептур до устья. Сначала проверяется отсутствие поглощения тампонажного раствора в интервале слабого пласта (Рскв ‹ Ргст + Ргд). Поскольку расчет гидродинамических давлений достаточно сложен, их величину в конце цементирования можно принять равными 5-10 % от гидростатического давления.

При этом давление поглощения на глубине 2500м будет равно =1000×9,81×2500×1,68=41,2МПа. Условие недопущения поглощения будет выражаться уравнением ³ 1,1 .

1,1× = 1,1×1650×9,81×2500 = 44,5МПа › 41,2 МПа.

Следовательно, при выбранной плотности цементного раствора возможен недоподъем цементного раствора. Примем ρ_оцр = 1500кг/м³, и еще раз проведем проверку.

1,1× = 1,1×1500×9,81×2500 = 40,5МПа ‹ 41,2 МПа. Условие выполняется.

Такая же проверка проводится и для продуктивного пласта.

=1000×9,81×4300×1,73 = 73МПа

1,1× = 1,1((1500×9,81×2500) + (1850×9,81×1800)) = 76,45МПа › 73,0 МПа.

Поскольку существует опасность поглощения в продуктивном пласте, приходится уменьшать высоту интервала зацементированного чистым цементом, принимаем его равным 1000 м и проводим повторную проверку.

1,1× = 1,1((1500×9,81×3300) + (1850×9,81×1000)) = 66,7МПа ‹ 73,0 МПа.

2. Определение объемов тампонажных растворов:

Объем цементного раствора

= ( - )×l₁+ ,

где -диаметр эксплуатационной колонны, - объем цементного стакана.

=1,1 =1,1×0,216=0,237м,

= (0,237² – 0,168²)×1000 + 0,25 = 22,2м³,

Объем облегченного цементного раствора

= [(0,237² – 0,168²)×1300 + (0,225² – 0,168²)×2000] = 63,7 м³,

Объем продавочной жидкости

= ( - +0,5)× = (1,27×4300/100 - 0,25 + 0,5)×1,05 = 57,6 ,

S_кп = ( - ) = 0,02 м³.

Объем буферной жидкости взят с таким расчетом, чтобы ее высота в кольцевом пространстве составила не менее 150 м. =0,02×150=3

3. Определение количества цемента и воды для затворения.

Количество цемента для приготовления 1 м³ цементного раствора определяется из уравнения:

где плотность цементного раствора, кг/м³;

В/Ц – водоцементное отношение.

Тогда

Объем воды, необходимый для затворения этого количества цемента

Таблица 2 пр. - Распределение тампонажных материалов по смесительным машинам

Смеситель	ЦА	Материал	Цемент, т	Вода, м^3	Буф. ж., м^3	Продавка, м^3
		ЦР	14,35	3,6
	ЦР	3,6
		ЦР	14,35	3,6
	ЦР	3,6
		ОЦР	14,0	5,6
	ОЦР	5,6
		ОЦР	14,0	5,6		11,0
	ОЦР	5,6		11,0
		ОЦР	14,0	5,6		11,0
	ОЦР	5,6		11,0
		ОЦР	13,7	5,5		11,6
	ОЦР	5,5
-		Подача воды
-

 

В соответствии с графиком, схемой загрузки и расстановки цементировочной техники составляется график ее работы (рис 6). Затем проводится расчет продолжительности операции цементирования.

Операция цементирования начинается ЦА №1, который закачивает 3м³ буферной жидкости с производительностью 11л/с, затем ЦА №5,6,7,8 начинается закачка облегченного цементного раствора, приготовленного смесительными агрегатами №3 и 4.

 

Б.Ж. ОЦР ЦР Продавка

Рисунок 5 пр. – Графики изменения давления на цементировочной головке при закачке и продавке цементного раствора

Рисунок 6 пр. - График работы цементировочных агрегатов

 

 

ПРИЛОЖЕНИЯ

 

Приложение 1

 

Вес 1 погонного метра обсадной трубы

Диаметр трубы	Толщина стенки	Вес погонного метра трубы, q, кг
С резьбой треугольного профиля	С резьбой ОТТМ, ОТТГ
114,3	6,4	17,4
7,4	19,9	-
8,6	22,8	-
127,0	6,4	19,7	-
7,5	22,7	-
9,2	27,3	-
139,7	7,0	23,7	23,6
7,7	25,9	25,8
9,2	30,3	30,2
10,5	34,4	34,3
	7,0	24,8	24,7
7,7	27,0	26,9
8,5	29,6	29,5
9,5	32,8	32,7
10,7	36,5	36,4
168,3	7,3	30,0	-
8,9	36,1	36,1
10,6	42,2	42,2
12,1	47,5	47,5
219,1	8,9	47,8	-
10,2	53,8	54,3
11,4	60,0	60,5
12,7	66,1	66,6
14,2	73,0	73,5
244,5	8,9	53,5	-
10,0	59,6	60,2
11,1	65,2	65,8
12,0	70,3	70,9
13,8	80,3	80,9
273,1	8,9	59,8	59,8
10,2	67,8	67,8
11,4	75,6	75,6
12,6	82,7	82,7
13,8	90,4	-
298,5	8,5	62,6	-
9,5	70,0	70,0
11,1	80,4	80,4
12,4	89,7	89,7
14,8	105,6	-
323,9	9,5	75,8	75,8
11,0		87,0
12,4	97,4	97,4
14,0	109,1	-
351,0	9,0	78,5	-
10,0	86,7	-
11,0	94,8	-
12,0	102,9	-
377,0	9,0	84,5	-
10,0	93,3	-
11,0	102,0	-
12,0	110,8	-
426,0	10,0	106,1
11,0	116,0
12,0	125,9

 

 

Приложение 2

Критические давления для обсадных труб

по ГОСТ 632-80, МПа

 

Трубы исполнения Б

Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности
Д	К	Е	Л	М	Р	Т
Овальность 0,01
	6,4 7,4 8,6	26,7 33,6 41,8	32,6 42,3 53,4	35,2 46,2 59,0	- 52,3 68,0	- - 76,2	- - 87,8	- - 93,7
	6,4 7,5 9,2	22,1 29,1 39,6	26,4 36,0 50,5	28,1 39,0 55,7	- 43,5 63,9	- - 71,2	- - 81,5	- - 86,6
	6,2 7,0 7,7 9,2 10,5	17,3 21,9 25,9 34,5 41,8	20,0 26,1 31,7 43,4 53,3	21,1 27,8 34,1 47,5 58,9	- - 37,5 53,9 67,9	- - 40,3 59,3 76,0	- - 43,6 66,6 87,6	- - 45,1 70,0 93,5
	6,5 7,0 7,7 8,5 9,5 10,7	17,4 20,1 24,0 28,4 33,8 40,2	20,1 23,7 28,9 35,0 42,5 51,3	21,2 25,2 31,1 37,9 46,6 56,7	- 27,2 34,0 42,2 52,6 65,1	- - - 45,6 57,8 72,6	- - - 50,0 64,7 83,2	- - - 51,9 67,9 88,6
	7,3 8,0 8,9 10,6 12,1	16,4 19,7 24,1 32,3 39,2	18,9 23,2 29,1 40,3 49,9	19,9 24,7 31,3 44,0 55,0	21,2 26,6 34,2 49,5 63,0	- - 36,6 54,2 70,2	- - 39,3 60,2 80,2	- - 40,5 63,0 85,2
	6,9 8,1 9,2 10,4 11,5 12,7	12,8 18,1 23,2 28,6 33,6 38,8	14,5 21,2 27,9 35,4 42,2 49,4	15,1 22,4 29,9 38,3 46,1 54,4	- 24,0 32,5 42,6 52,2 62,4	- - 34,6 46,2 57,3 69,4	- - 37,2 50,6 63,9 79,2	- - 38,2 52,5 67,1 84,0
	7,6 8,3 9,5 10,9 12,7	13,2 16,0 21,0 26,9 34,3	14,9 18,4 24,9 32,9 43,1	15,5 19,3 26,6 35,5 47,3	- 20,5 28,7 39,3 53,5	- - 30,4 42,3 58,8	- - 32,3 46,0 66,0	- - 33,1 47,6 69,3
	7,7 8,9 10,2 11,4 12,7 14,2	10,2 14,2 19,0 23,4 28,2 33,7	11,3 16,2 22,3 28,2 34,8 42,3	11,7 17,0 23,5 30,2 37,6 46,3	- 17,8 25,3 33,0 41,9 52,4	- 18,5 26,6 35,1 45,2 57,4	- - 28,1 37,6 49,4 64,2	- - 28,7 38,8 51,4 67,4

Продолжение приложения 2

	7,9 8,9 10,0 11,0 12,0 13,8	8,2 11,1 14,5 18,0 21,1 27,1	9,0 12,4 16,5 21,1 25,0 33,1	9,3 12,7 17,3 22,3 26,6 35,8	- 13,3 18,2 23,7 28,7 39,6	- 13,7 18,9 24,9 30,4 42,5	- - 19,7 26,3 32,4 46,3	- - 20,1 26,9 33,2 47,9

 

 

Приложение 3

 

Растягивающие нагрузки, при которых напряжения

в теле труб по ГОСТ 632-80 достигают предела текучести, кН

 

 

Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности
Д	К	Е	Л	М	Р	Т
	5,2 5,7 6,4   7,4   8,6   10,2	(804) (920) (1058) -	- -   (1058)   (1216)   (1392) -	- -       -	- -	- -	- - -	- - -   -
	5,6 6,4   7,5   9,2   10,7	(902) (1038) (1274)	-   (1176)   (1372)   (1666)	-	-	-	- -	- -   29-2
	6,2   7,0   7,7   9,2   10,5	(960) (1078) (1196) (1412) (1588)	(1274)   (1430)   (1568)   (1842)   (2078)		-	-	-   -	-   -

 

 

Продолжение приложения 3

	6,5   7,0   7,7   8,5   9,5   10,7	(1058) (1136) (1254) (1372) (1510) (1686)	(1392)   (1490)   (1646)   (1804)   (2000)   (2234)		-	-	-   -   -	-   -   -
	7,3   8,0   8,9   10,6   12,1	(1372) (1490) (1666) (1960) (2216)	(1804)   (1962)   (2176)   (2568)   (2902)			-   -	-   -	-   -
	5,9 6,9   8,1   9,2   10,4   11,5   12,7   13,7 15,0	(1372) (1608) (1824) (2038) (2234) 2490) (2450) - -	-   (1804)   (2118)   (2392)   (2686)   (2942)   (3216) - -	-             -	-   -	-   -	-   -   -	-   -   -
	7,6   8,3   9,5   10,9   12,7   15,1	(1646) (1804) (2038) (2334) (2686) -	(2176)   (2372)   (2686)   (3058)   (3530) -	-	-	-	-	-

 

Продолжение приложения 3

	6,7 7,7   8,9   10,2   11,4   12,7   14,2	(1902) (2196) (2490) (2764) (3058) (3392)	-   (2510)   (2196)   (3274)   (3648)   (4040)   (4470)	-	- -	- -	- -   -	- -   -