Содержание к диссертации
Введение
1 Выбор технического средства для выполнения работ по подземному ремонту скважин на блок-кондукторе (БК) 8
1.1 Описание района проведения работ и морских нефтегазопромысловых сооружений месторождения «Белый Тигр» 8
1.2 Сравнение вариантов проведения ремонтных работ с привлечением технических средств различных типов 15
1.3 Особенности конструкции и использования гидравлической установки для подземного ремонта скважин 35
1.4 Выводы по главе 1 и постановка задачи исследования 43
2 Методы расчета возвышающейся части ствола морской скважины 45
2.1 Расчет водоотделяющей колонны морской скважины 45
2.2 Расчет водоотделяющей колонны (райзера) при глубоководном бурении 47
2.3 Расчет возвышающейся части ствола скважины пробуренной при помощи СПБУ. Расчет свободностоящего ствола скважины 58
2.4 Расчет моноопорного бурового основания 63
2.5 Выводы по главе 2 68
3 Расчет возвышающейся части ствола скважины 70
3.1 Исследование устойчивости и податливости свободностоящего ствола скважины 70
3.2 Расчет возвышающейся части ствола скважины, при выполнении операций по подъему и спуску колонны НКТ, с передачей возникающих нагрузок на колонную головку 85
3.3 Выводы по главе 3 96
4 Опытно-промышленные работы по проведению подземного ремонта скважин на морской платформе 98
4.1 Подготовка к проведению работ 98
4.2 Результаты проведения работ 109
4.3 Выводы по главе 4 111
Выводы по работе 112
- Сравнение вариантов проведения ремонтных работ с привлечением технических средств различных типов
- Особенности конструкции и использования гидравлической установки для подземного ремонта скважин
- Расчет возвышающейся части ствола скважины пробуренной при помощи СПБУ. Расчет свободностоящего ствола скважины
- Расчет возвышающейся части ствола скважины, при выполнении операций по подъему и спуску колонны НКТ, с передачей возникающих нагрузок на колонную головку
Введение к работе
Актуальность темы. Продолжающееся освоение морских месторождений нефти и газа шельфа Российской Федерации приводит к появлению новых и корректировке уже существующих технических задач. Тем не менее, учитывая высокий потенциал российского шельфа, запасы которого, согласно официальной оценке, составляют 15,5 млрд. т нефти и 84,5 м3 природного газа, решение таких научно-технических задач является одной из наиболее актуальных проблем, существующих сегодня в нефтегазовой промышленности.
При реализации проектов освоения нефтяных и газовых ресурсов континентального шельфа выбор техники и технологии освоения морских месторождений в первую очередь определяется сочетанием прогнозируемых объемов добычи углеводородов и экономической эффективности, характеризующим максимально малый срок окупаемости. Это приводит к возникновению ситуаций, когда принятые технические решения в дальнейшем требуют привлечения для удовлетворения возникающих технологических потребностей дорогих в обслуживании технических средств.
Задача снижения расходов, возникающих при эксплуатации, является актуальной и перспективной, направленной на дальнейшее совершенствование средств освоения, в том числе и маргинальных морских нефтегазовых месторождений.
Одним из способов снижения капитальных затрат на обустройство шельфовых месторождений является использование сателлитных платформ (блок-кондукторов). Последние, в отличие от полноценных морских стационарных платформ, оснащенных полным комплектом бурового оборудования, приспособлены для бурения и ремонта скважин только с использованием <
і самоподъемных буровых устаї ої&Р(0ИВУ%нал ьная і
Cnereftor/I»// I
ОЭ KW7m#// '
В процессе разработки нефтяных и газовых залежей, расположенных на шельфе, независимо от выбора способов и средств эксплуатации, появляется необходимость проведения ремонтных работ в скважинах, поэтому возникает вопрос организации работ по подземному ремонту, в том числе на блок-кондукторах. Поскольку стоимость аренды и/или использования СПБУ весьма высока, поиск новых схем проведения ремонтных работ на скважинах является актуальной задачей.
Применение современных технических средств, а именно гидравлических ремонтных установок, может способствовать решению поставленной задачи. Однако при этом возникает комплекс проблем, связанных с оценкой несущей способности возвышающейся над дном моря части ствола скважины, на колонную головку которого при выполнении технологических операций передается вертикальная нагрузка со стороны гидравлической установки.
Целью работы является создание методики расчета для определения несущей способности возвышающейся над дном моря части ствола скважины.
Основные задачи исследования:
изучение особенностей проведения подземного ремонта скважин, расположенных на морском нефтегазопромысловом сооружении, при использовании мобильной гидравлической установки по сравнению с традиционным оборудованием;
изучение характера и особенностей приложения внешних и внутренних нагрузок к возвышающейся части ствола скважины при различных условиях эксплуатации;
разработка метода расчета устойчивости возвышающейся части ствола скважины.
Научная новизна.
1. Предложена схема проведения работ по подземному ремонту скважин, расположенных на морских сателлитных платформах (блок-кондукторах), с использованием мобильной гидравлической установки.
)
-
Показано, что использование принципов расчета потери устойчивости по Эйлеровым законам для возвышающейся части ствола скважины при спущенной колонне насосно-компрессорных труб приводит к существенным ошибкам. Для получения более точных результатов необходимо применение принципов расчета динамической устойчивости.
-
Установлены аналитические зависимости, позволяющие определять динамическую устойчивость возвышающейся части ствола скважины при различных условиях нагружения, в том числе при схеме действующих нагрузок, соответствующей проведению спуско-подъемных работ при подземном ремонте скважины с использованием мобильной гидравлической установки.
Практическая ценность.
Полученные в результате проведенных исследований результаты позволили расширить область возможного применения в условиях морских нефтегазовых месторождений мобильных гидравлических установок, а также диапазон допустимых параметров морской акватории для безопасной эксплуатации возвышающейся части ствола скважины в различных ее видах.
Методика была использована для выполнения расчетов устойчивости при проведении ремонтных работ на скважинах СП «Вьетсовпетро».
Апробация работы.
Основные положения диссертационной работы докладывались на:
научно-практической конференции «Молодежная наука нефтегазовому комплексу» 30-31 марта 2004 г. (г. Москва);
научно-практической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» 26 - 27 января 2005 г. (г. Москва);
научных семинарах на кафедре «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности» Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.
Публикации.
По теме диссертационной работы опубликовано 8 научных работ, из них: 6 статей, научно-технический обзор, учебное пособие; а также 2 тезиса докладов.
Структура и объем диссертации.
Диссертационная работа включает в себя введение, четыре главы, выводы по работе и список использованных источников, охватывающий 102 наименования; изложена на 123 страницах машинописного текста, содержит 30 рисунков, 8 таблиц.
Сравнение вариантов проведения ремонтных работ с привлечением технических средств различных типов
Касательно особенностей непосредственно гидрологии и физических параметров морской среды необходимо также отметить ряд особенностей, присущих данному месту: - неравномерность приливов и отливов, достаточно высокая амплитуда приливов (до 2,5 м) и сравнительно небольшая амплитуда отливов (до 1,2 м); - существенная изменчивость среднегодовых скоростей течения как во времени, так и в пространстве, при этом максимальные скорости достигаются в период смены зимних муссонов на летние, когда поверхностные течения характеризуются скоростью 0,01 - 224 см/с, а придонные - 137 см/с; - неравномерные скорости перемещения водных масс, достигающие максимальных значений в переходный период (до 200 см/с) и являющиеся минимальными в зимний период; - достаточно стабильная высота волн, составляющая максимальную величину 2 — 5 м и среднюю 0,5 -2м- для поверхностных и для подводных соответственно 5-6ми2-4м, при редких случаях возникновения поверхностных волн высотой более 4 м (так в период с 1984 по 1991 год было зафиксировано 13 случаев), при наблюдаемом абсолютном максимуме 7 м; - сравнительно высокая, достигающая 31 С температура морской воды, при малой изменчивости последней в зависимости от глубины и расположения (среднегодовая температура акватории месторождения «Белый тигр» составляет 28 С); - высокое содержание, в диапазоне 29 73 - 34,51 % в морской воде раствореїшьіх солей, при малой изменчивости данного параметра по глубине, достаточно стабильный химический состав воды и рН фактор, колеблющейся от 7,6 - 8,0 в прибрежной зоне до 8,1 - 8,3 в акватории нефтяного месторождения; - существенная изменчивость прозрачности воды от 4 - 5 м в прибрежной зоне и 11 — 15 м на акватории месторождения до 50 м в открытом море; - сезонные колебания содержания в морской воде фосфатов от 8 — 10 мг/л в летний период до 5 — 17 мг/л в зимний; - относительно низкое содержание нефти в диапазоне 0,01 - 0,03 мг/л вблизи новых скважин и увеличивающееся по мере приближения к прибрежной зоне; - относительно ровный рельеф дна, сложенного преимущественно, что в процентном отношении определяется величиной 79%, песчаными отложениями с илом с несущественными включениями гравия; - значительное разнообразие биологических ресурсов при достаточно высокой плотности распределения в водном пространстве фитопланктона, зоопланктона, бентоса, креветок, каракатиц, рыб, моллюсков и кораллов; - сосредоточение в районе месторождения самых больших в экономической зоне Социалистической Республики Вьетнам, составляющих более 1,6 млн. т, запасов креветок и рыб Восточного моря Намбо, а также сосредоточение в районе месторождения большого косяка каракатиц; - наличие морских биологических ресурсов высокой стоимости, в том числе водорослей Surgasum и красных кораллов. Данное месторождение располагается в 110 км по направлению на юго-восток относительно береговой линии провинции Бария-Вунгтау. Добываемая здесь нефть отличается такими реологическими свойствами, как плотность: 832 - 873 кг/м ; содержание парафинов 18 - 23,6 %; температура застывания 31 - 33,бС, что с учетом значительной удаленности от береговой черты накладывает определенные ограничения на выбор технических и технологических решений.
Добыча нефти на месторождении «Белый Тигр» осуществляется из скважин, устья которых размещены на десяти морских стационарных платформах (МСП) и шести блок-кондукторах (БК), иначе именуемых морскими сателлитными платформами. Конструкция блок кондуктора отличается той особенностью, что допускает производить операции по бурению и ремонту скважин с помощью самоподъемных буровых установок, а эксплуатацию скважин производить в автономном режиме, и при этом позволяет иметь куст добывающих скважин общим числом не свыше девяти.
Блок-кондуктора преимущественно расположены в южной части нефтегазоносной площади, откуда продукция скважин в виде многофазной смеси по системе подводных трубопроводов передается на центральную технологическую платформу, поскольку система сепарации смесей на блок-кондукторе не предусмотрена, а имеется только система замера дебита скважин.
Блок-кондуктор (БК) является, по сути, стационарной платформой облегченного класса без штатных буровых вышек и с автономной работой скважин (рис. 1.1), т.е. без постоянного присутствия на объекте обслуживающего персонала. Конструкция блок-кондуктора предусматривает возможность осуществлять бурение и ремонт куста скважин с числом последних от трех до девяти. За рубежом существуют также блок-кондукторы, максимальное число скважин на которых может достигать тридцати шести.
По проекту предусматривалось строительство блок-кондуктора укрупненными блоками (блоками-модулями БМ) полностью укомплектованными механизмами, оборудованием, трубопроводами, электронасосами и т.п. Масса опорного блока составляла 1500 тонн.
Особенности конструкции и использования гидравлической установки для подземного ремонта скважин
Гидравлические установки, в ряде источников именуемые гидроприводными, с возможностью принудительного спуска колонны труб, положительная динамика увеличение случаев использования которых именно для морских месторождений нефти и газа наметилась с 1990 года [9], в настоящее время являются средствами проведения капитального ремонта скважин в полном объеме, отвечающими всем требованиям, предъявляемым к агрегатам для ремонта скважин на морских месторождениях.
Так, очевидным фактом является то, что современные гидравлические установки для подземного ремонта скважин, в соответствии со своей конструкцией, позволяют размещать фрагменты колонны труб в корзинах с вертикальной ориентацией в пространстве, что позволяет значительно экономить рабочую площадь.
Рассматривая ретроспективу, можно говорить, что первые попытки создать работоспособную конструкцию гидравлической установки были предприняты еще в начале прошлого века [10]. В этот период основной задачей было решить проблему устойчивости гидроцилиндров. Так, для обеспечения жесткости конструкции, автор разработки 1921-го года [11], воспользовался аналогией с ранее опубликованной работой [12], где в качестве устройства, обеспечивающего вертикальное перемещение колонны труб, применялся винт, в центре которого был предусмотрен цилиндрический канал для прохода колонны труб и трубный захват для фиксации последней.
Одним из наиболее оригинальных решений является работа [13], где гидроцилидры расположены не вертикально, а под некоторым углом, образуя конус, геометрические характеристики которого изменяются в процессе выполнения спуско-подъемных операций.
Также на раннем этапе развития гидроприводных установок, в середине 1930-х годов, в их конструкцию было внесено одно из наиболее существенных усовершенствований [14], а именно — появилась вторая группа рабочих гидроцилиндров, что позволило сделать процесс перемещения колонны труб в вертикальном направлении непрерывным.
В решении задачи спуска колонны труб в скважину под давлением без глушения, гидравлическая установка может быть заменена только сложной системой канатов, противовесов, талевых блоков и шлипсовых катушек механических установок принудительного спуска труб в скважину под давлением, использующих стандартные буровые лебедки и вышки [15, 16]. Это привело к тому, что именно такие гидравлические установки [17, 18, 19], сконструированные для работы с насосно-компрессорными трубами малого диаметра (до 32 мм), вошли в практику работ по подземному ремонту скважин в первую очередь. Их использование в промышленных объемах началось с конца 1950-х годов [6].
Несмотря на значительный прогресс в надежности системы гидравлического привода, достигнутый с начала XX века, вылившийся в 1960-е годы в создание мощных гидравлических цилиндров и широкое внедрение, в тот же период, воронкообразных клиновых захватов, гидроприводные установки, по-прежнему, использовались, в основном, только для принудительного спуска труб в скважины под давлением.
Перелом в ситуации наметился в 1972-м году, и тут необходимо отметить, что все существовавшие к этому моменту времени гидравлические установки относились к короткоходовым, теперь же появилась возможность создавать длинноходовые гидроприводные ремонтные агрегаты, по скорости перемещения колонны труб сравнимые с традиционными установками для проведения капитального ремонта скважин, оперирующие с одн отрубками [20].
В отечественной практике, однако, тенденция к использованию гидравлических установок только в особо сложных случаях сохранялась в течение длительного времени и не изжита полностью до сих пор. Что было связано, в первую очередь, с трудностями создания отечественной промышленностью надежной гидросистемы и системы автоматики.
В качестве подтверждения высказанного тезиса можно привести работы Г.М. Гульянца [21] и [22], где рассмотрены, в первую очередь, вопросы использования гидравлических ремонтных установок зарубежного производства для предотвращения выбросов при работе на нефтяных и газовых скважинах без глушения последних. Сходные вопросы разбираются в переводной работе [23].
В тоже время, работы по созданию подобного оборудования отечественного производства достаточно широко велись, в первую очередь, в азербайджанском научно-исследовательском институте нефтяного машиностроения. Здесь создавались универсальные установки, предназначенные для работы с трубами сравнительно большого диаметра, обеспечивающие перемещение колонны НКТ как при спуске, так и при подъеме [24, 25, 26,27].
Результаты предшествующих этим разработкам исследований были подробно изложены в работе тех же авторов [28].
Помимо этого конструкторского коллектива можно отметить работы Украинской военизированной части по предупреждению и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов [29, 30, 31], ООО «Газобезопасность» [32, 33] и ОАО «Нижегородский машиностроительный завод» [34]. Помимо указанных работ, являющихся отдельными фрагментами длительного процесса создания и совершенствования гидроприводных установок, в советской нефтяной промышленности предпринимались отдельные попытки создать такое оборудование [35, 36, 37]. В одной из ранних работ [35] в качестве основных инноваций конструкции указывалось крестообразное расположение траверс, а в другой конструкции, для уменьшения массогабаритных параметров установки, гидравлически управляемый спайдер размещался в полости поршня [36].
Гидравлические установки оказались также исключительно удобными при работе с колонной гибких труб. Так, появившиеся за рубежем в конце 1960-х годов специальные гидроприводные установки [38] прочно вошли в комплекс колтюбингового оборудования [39], что сейчас наблюдается и в отечественной практике [40].
Одна из самых первых гидравлических установок, рассмотренных выше, была предложена для спуска обсадных труб в бурящиеся скважины [10], современное же развитие систем гидропривода и совершенствование силовых гидроцилиндров позволяет создать не только компактное устройство для шаговой подачи обсадных труб [41], но и гидравлический экстрактор для извлечения обсадных колонн [42].
Расчет возвышающейся части ствола скважины пробуренной при помощи СПБУ. Расчет свободностоящего ствола скважины
Принятие первого допущения приводит к завышению получаемых результатов на 5 - 10%, что идет в запас прочности конструкции, что же касается задания изменения давления течения по глубине в соответствии линейным законом, то оно в большинстве литературных источников считается приемлемым для проведения инженерных расчетов.
Недостатком работы [55] можно считать тот факт, что нижняя точка закрепления колонны принимается как шарнир, в то время как в более ранних работах [50, 52, 53, 54] она либо рассматривается как жесткая заделка, либо как в [52, 54] предлагается несколько вариаіггов граничных условий. С другой стороны необходимо отметить, что данное допущение возможно для больших глубин, в противном же случае не имелось бы возможности использовать синусоиды как аппроксимирующей прогиб колонны функции.
В публикации [56] также принимаются во внимание поперечные колебания водоотделяющей колонны, также учтены нагрузки вызванные движением бурового раствора. Среди особенностей данной работы [56] можно отметить расчетную схему (рис. 2.4), разделенную на три участка отличающихся по свойствам, и учет силы инерции промывочной жидкости (в процессе бурения) препятствующей изгибу колонны.
Здесь принимается, что участки I и III ведут себя как стержни, а участок II - как гибкая нить.
Отдельные вопросы расчета водоотделяющей колонны при глубоководном бурении рассматриваются также в работах: Тагиева А.Г. [57] (расчет нагрузок от вертикальных колебаний буровой платформы, возникающих из-за качки); Штрассера В.В. [58] (расчет изгибающих моментов от смещения буровой платформы) и ряде других.
Из иностранных работ в первую очередь необходимо отметить работы посвященные расчету райзера с использованием компьютерной техники методом конечных элементов [59] и [60], при этом уравнения движения водоотделяющей колонны записываются на основе принципа возможных перемещений и вариационного принципа Лагранжа, относящихся к вариационным дифференциальным принципам.
Среди других публикаций зарубежных авторов можно выделить серию статей [61, 62, 63, 64, 65, 66у 67], освещающих различные аспекты расчета и проектирования морских стояков (райзеров), где приведены аналитические выражения для определения сил реакции, входящих в дифференциальные уравнения равновесия стояка. Выделяются три группы методов анализа: при статических условиях; при псевдодинамических и при динамических условиях.
В качестве наиболее совершенной расчетной теории упоминается методика, представленная в работе [68], где расчет силы от действия волн производится согласно линейной волновой теории Эри либо по формуле Морисона в зависимости от условий (глубины моря). Другими, заслуживающими внимания публикациями можно признать работу [69], в которой большое внимание уделено инерционной составляющей волновой нагрузки, во многом сходную с [50], и работу [70] где рассматривается прочность морского стояка в зависимости от различных форм изгиба его упругой линии. Расчетные схемы морского стояка (райзера) не предусматривают наличие продольной сжимающей колон ну силы кроме собственного веса и веса бурового раствора, в случае же свободностоящего ствола скважины речь идет о водоотделяющей колонне, не имеющей верхней точки закрепления, в связи с чем несущая способность такой конструкции должна быть гораздо выше чем у райзера. Свободностоящнй ствол скважины образуется в результате буровых работ проведенных самоподъемной буровой установкой в отсутствии морского нефтегазопромыслового гидротехнического сооружения при необходимости сохранить скважину для будущей эксплуатации. Т.е. возвышающаяся часть ствола скважины существу в виде свободностоящего ствола после отвода самоподъемной буровой установки до его закрепления на блок-кондукторе (сателлитной платформе). Согласно [71] расчет свободностояшего ствола скважины сводится к решению двух задач: - определение максимальных напряжений в стволе, находящимся под действием внешних нагрузок и собственного веса; - определение допускаемой величины навала корпуса СПБУ во время снятия последней. Чаще всего расчет не производится, для такого случая, в литературных источниках, относящихся к периоду начала использования СПБУ в нашей стране [72, 73, 74], и в современных работах [75], просто констатируется возможность сохранения ствола скважины при глубине моря не более 20 м в течение некоторого времени без закрепления на блок-кондукторе. Первая работа, рассматривающая задачу расчета свободностояшего ствола скважины, [71] во многом основана на более ранней публикации того же автора, посвященной анализу прочности морского стояка [52], рассмотренной выше. Так в [71] сохранен принцип решения, основанный на предварительном разбиении водоотделяющей колонны по длине на участки и записи дифференциальных уравнений для каждого из них. Однако, если в [52] границы участков проходили в точках крепления промежуточных поплавков, то в работе [71] они отделяют зоны действия различных горизонтальных нагрузок, действующих на ствол скважины, в качестве которых выступают нагрузки от ветра, волн и течений (рис. 2.5).
Расчет возвышающейся части ствола скважины, при выполнении операций по подъему и спуску колонны НКТ, с передачей возникающих нагрузок на колонную головку
Из представленных графиков видно, что коэффициент податливости наиболее существенно зависит от расчетной длины ствола скважины. При этом в наибольшей степени это проявляется при длине свыше сорока — сорока пяти метров. Величины веса НКТ и сосредоточенной массы оказывают незначительное воздействие, в результате чего можно утверждать, что при глубине моря около указанной длины значения коэффициента податливости не превышают, либо превышают незначительно число равное 0,6, которое является верхней границей классификационной группы податливых морских инженерных сооружений [96].
Таким образом, на основании того, что классификации морских инженерных сооружений по податливости можно сделать вывод, что в области основных глубин моря, нефтедобыча на которых освоена отечественной промышленностью и где возможна и экономически обосновано использование блок-кондукторов, свободностоящий ствол скважины может быть отнесен к категории «жестких», либо «податливых» сооружений, для которых допустимо пренебрегать собственными перемещениями конструкции при расчете нагрузок от волн,
3.2 Расчет возвышающейся части ствола скважины, при выполнении операций по подъему и спуску колонны НКТ, с передачей возникающих нагрузок на колонную головку
В предыдущем параграфе было показано, что действующие на возвышающуюся часть ствола скважины силы от волн и течений могут считаться при выполнении расчетов постоянными во времени, и их значения должны определяться в соответствии с существующими расчетными методиками [99, 100, 101] как для жестких конструкций, являющихся при этом гидродинамически прозрачными. Последний термин означает, что при их обтекании волны незначительно меняют форму и направление движения, условием чего является значение отношения внешнего диаметра к длине колонны менее 0,2 [100].
Таким образом, система внешних и внутренних сил, действующих на ствол скважины, в общем виде может быть сведена к схеме, представленной на рис. 3.9. Где RA) RB и R - силы реакции в местах закреплений.
Здесь Li и L2 - соответственно расстояние от дна моря до плоскости действия равнодействующих волновых сил и сил течений.
Для удобства последующих расчетов, удобно принять, что, как верхний, так и нижний концы закреплены шарнирно. Такая постановка вопроса вполне допустима, поскольку, несмотря на то, что сверху водоотделяющая колонна проходит сквозь центратор, расположенный на меньшей высоте, чем нижняя палуба и в некоторых случаях приваривается к металлоконструкциям, данное закрепление трудно считать защемленным, поскольку те части морской стационарной платформы, к которым крепится колонна нельзя считать абсолютно жестким. При том, что достаточно уже небольшой величины угла поворота, чтобы закрепление считалось близким к шарнирному.
Поскольку, лишь тогда, когда имеет место надежное защемление концов, допускается их рассмотрение как жесткой заделки то и защемленный в морском дне конец также можно считать шарнирно закрепленным, только непосредственно на уровне дна.
Очевидно, что система колонн, образующих возвышающуюся часть ствола скважины, теряет устойчивость и подвергается изгибу, в случае наличия горизонтальных сил, даже без какой бы то ни было дополнительной сжимающей нагрузке.
В соответствии с положениями, изложенными в первой главе, при выполнении технологических операций с использованием мобильной гидравлической установки сжимающая сила будет подразделяться на две нагрузки, а именно вес оборудования, установленного на колонной головке ствола скважины и технологическую нагрузку, передаваемую через колонну насосно-компрессорных труб, причем вторая нагрузка по своей величине доминирует над первой. При этом, первая может рассматриваться как сосредоточенная масса, а вторая является направленной по касательной к кривой оси ствола скважины в верхней точке.
Также очевидно, что поскольку колонна насосно-компрессорных труб находится в растянутом состоянии, то при уже достаточно небольшом прогибе, когда стрела последнего достигает величины равной разности внутреннего диаметра эксплуатационной колонны и внешнего диаметра труб НКТ, колонна последних «ляжет» на внутреннюю стенку ствола скважины.
После появления участка контакта длиной IKmi между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб, как это показано на рис. 3.10, расчетная схема ствола скважины может быть разбита на два участка (рис. 3.11), где относительно распределенной нагрузки можно принять те же допущения, что и в предыдущем параграфе.
