Расчет насосно-компрессорных труб

Расчеты НКТ можно разделить на технологические и прочностные. К технологическим относятся: расчеты гидравлического сопротивления потоку, движущемуся по трубам; определение работы газа по подъему жидкости в колонне труб; проверка удлинения труб.

Расчеты на прочность определяют допустимость использования данных труб по следующим параметрам: по нагрузке, вызывающей

страгивание резьбового соединения; по эквивалентному напряжению, возникающему в опасном сечении трубы с учетом давления среды и осевой нагрузки; по циклической переменной нагрузке; по усилиям, вызывающим продольный изгиб трубы. Необходимость учитывать все или часть этих факторов при расчете НКТ определяется условиями их работы. Насосно-компрессорные трубы могут растягиваться под действием веса колонны труб, присоединенного оборудования, давления откачиваемой жидкости. При подаче к забою жидкости в верхней части колонны могут возникать напряжения от избыточного внутреннего давления, при опоре колонны НКТ в скважине на якорь может возникать продольный изгиб.

Рассмотрим расчет растягивающей нагрузки, вызывающей страгивание резьбового соединения (при котором в резьбовом соединении для гладких труб напряжение достигает предела текучести).

Страгивающую нагрузку определяют по формуле Яковлева - Шумилова

P_CT = ptDcpBs_T/(1 + h D_cp ctg(a + j )/ 21)   (1.16)

где: Dcp - средний диаметр тела трубы под резьбой в ее основной плоскости, м; Dcp = Dвнp + В, Dвнp - внутренний диаметр трубы под резьбой, м; В - толщина тела трубы под резьбой, м; 1 - длина резьбы, м; s_т - предел текучести для материала труб, Па; a - угол профиля резьбы, для НКТ = 60°; j - угол трения, для стальных труб = 9°; h = В / ( В + S) - поправка Шумилова на жесткость основного тела трубы; S - номинальная толщина трубы, м.

Для равнопрочных труб и труб НКБ расчет ведется исходя из прочности тела трубы

Рт = s_т p( D_H² - D_BH²)/ 4,   (1.17)

где Dн, D_BH - наружный и внутренний диаметры трубы.

Для труб НКМ расчет ведется по формуле

Pст = p[ (D_H - 0,17)² - (D_H - 2 S)²] s_тmin /4 (1.18)

где s_тmin - наименьший предел текучести при растяжеиии.

Допускаемая нагрузка для неравнопрочной конструкции

[P] = Рст/ n₁; [Р] = Рт/n₁        (1.19)

где  n₁- запас прочности (допускается 1,3 - 1,4).

Для наклонно-направленных и искривленных скважин коэффи­циент запаса прочности определяется

n₁ = n₁,/(1- n₁сa₀)          (1.20)

где a₀ - интенсивность искривления (в градусах на Юм);

c = ED_cp/(1,15x10³s_T)          (1.21)

Pmax = gLq + Mg,        (1.22)

q - масса погонного метра трубы с муфтами, кг/м.

Если Р_ст < Рmax , то рассчитывают ступенчатую колонну.

Глубину спуска для различных колонн определяют

L₁= P_CT1,/(n₁, q₁, g); L_i=Pcтi/(n_i qi, g). (1.23)

Для равнопрочных труб вместо P_CTi подставляется

s_тp(D_н²-D_BH²)/4            (1.24)

n₁ - запас прочности (на резьбу допускается 1,3 - 1,4); D_H, D_BH - наружный и внутренний диаметры трубы.

В условиях наружного в внутреннего давления дополнительно к осевым s₀ действуют радиальные s_r и кольцевые s_к напряжения.

s_r = - Рв или s_r = - Рн          (1-25)

s_к = (P_вD_вн-P_нD_H)/2S,     (1.26)

Р_в, Р_н соответственно - внутреннее и наружное давления.

По теории наибольших касательных напряжений находят эквивалентное напряжение

s_э = s₁- s₃, (1.27)

где s₁, s₃соответственно - наибольшее и наименьшее напряжения.

Для различных условий эксплуатации формулы для определения эквивалентного расчетного напряжения приобретают следующий вид:

s_э = s₀- s_r при Р_н = О, Р„ = 0 или Р_в> Р_н, s₀ > s_к > s_r. (1.28)

s_э = s_к+ s_r при Рв = 0 или Рв> Рн, s_к > s_в > s_r. (1.29)

s_э = s₀+ s_к при Рв = 0, Рн = 0 или Рн> Рв, s₀ > s _r  > s_к. (1.30)

Из рассмотренных случаев следует, что при Рн > Рв длина спус-каемой колонны будет меньше и ее определяют по формуле

L₁= (Р_ст1- (Р_н D_H p Dсp В_n1') /2 S ) /(n₁, q₁, g). (1.31) где _n1'- запас прочности по давлению = 1,15.

При действии на НКТ циклических нагрузок ведется проверка на страгивающую нагрузку и усталость. Определяют наибольшую и наименьшую нагрузки, по которым определяют наибольшее, наи-меньшее и среднее напряжения стш, а по ним - амплитуду симмет-ричного цикла (ст.). Зная (cr_i) - предел выносливости материала труб при симметричном цикле растяжения-сжатия, - определяют запас прочности:

n = s-₁/(Ks_а, + Y_ss_m), (1.32)

где s-₁- предел выносливости материала труб при симметричном цикле растяжения-сжатия; К - коэффициент снижения предела вы-носливости, учитывающий концентрацию напряжений, масштабный фактор и состояние поверхности детали; Y_s - коэффициент, учиты­вающий свойства материала и характер нагружения детали.

К=(К_s + К_F-1)/КaК_Ʋ

где Кs - эффективный коэффициент концентрации напряжений; K_F- коэффициент влияния шероховатости поверхности; Кa -коэффици­ент влияния абсолютных размеров поперечного сечения; К_Ʋ - коэф­фициент влияния поверхностного упрочнения.

Предел выносливости для стали группы прочности Д равен 31 МПа при испытании в атмосфере и 16 МПа - в морской воде. Коэффициент Y_s = 0,07-0,09 для материалов с пределом прочности s_в = 370-550 МПа и Y_s= 0,11-0,14 - для материалов с s_в = 650-750 МПа.

По сжимающей нагрузке при опоре НКТ о пакер или забой

При опоре низа колонны НКТ о забой или на пакер может возни­кать продольный изгиб груб. При проверке труб на продольный из­гиб определяют критическую сжимающую нагрузку, возможность зависания труб в скважине и прочность изогнутого участка.

Колонна НКТ выдерживает сжимающие нагрузки, если

Р_кр>Р_устn_ус                                     (1.34)

                                                            (1.35)

3,5 - коэффициент, учитывающий защемление колонны в пакере; J - момент инерции поперечного сечения трубы J = D_H⁴ - D_BH⁴) /64; D_Н, D_BH - наружный и внутренний диаметр трубы, при колон­не НКТ, состоящей из секций в расчет принимаются размеры нижней секции; X - коэффициент, учитывающий уменьшение веса труб в жидкости =1 - ρ_ж /ρ_ст; q - масса 1 погонного метра труб с муфтами в воздухе, кг/м; Руст > Plmax - происходит зависание труб в скважине; Р_lmах - предельная нагрузка, действующая на забой, при любом увеличении сжимающего усилия в верхнем конце колон­ны труб.

При изгибе труб на большой длине возможно зависание изогну­тых труб НКТ за счет трения их об обсадную колонну. При этом на пакер передается не весь вес изогнутой колонны. В случае, если на верхнем конце колонны неограниченно увеличивать сжимающее усилие, то нагрузка на забое не превысит величины

P_{1; ∞}= llqζ_{1; ∞},                                (1.36)

где ζ_{1; ∞}=1/a(е^2a+1)/(е^2a-1)]; a = 0,5l  ; a - параметр зависания; f- коэффициент трения НКТ об обсадную колонну при незапарафированной колонне (для расчетов можно Принимать f = 0,2); r - радиальный зазор между НКТ и обсадной колонной; l-длинаколонны, для скважин в пределе l=Н.

Если увеличивать длину колонны, то a , ζ_{1; ∞} 1/a и полу­чаем предельную нагрузку на забой:

Plmax=2                              (1.37)

При свободном верхнем конце колонны НКТ (l= Н) нагрузка на забой:

P_1,0=lqHζ_1;0 (1.38)

где ζ_1;0 = 1/a[(е^2а -1)/(е^2а +1)].

Условие прочности для изогнутого участка колонны НКТ записывается в виде:

Plсж (1/F₀ + r/2W_o ) < s_т/п,                       (1.39)

где F₀ - площадь опасного сечения труб, м²; W₀ - осевой момент сопротивления опасного сечения труб, м³; Р_lСЖ - осевое усилие, Действующее на изогнутый участок труб, МН; s_т - предел текуче­сти материала труб, МПа; n- запас прочности, принимаемый Равным 1,35.

Колонные головки

Устье скважин после окончания бурения оборудуется колонной головкой, на которую устанавливается фонтанная арматура. В зависимости от условий бурения скважина может иметь одну или несколько обсадных колонн. Соответственно этому меняется и конструкция колонной головки [1].

Колонные головки предназначены для обвязки обсадных колонн нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин.

Колонная головка при эксплуатации скважины должна не только герметизировать межтрубное пространство, но и позволять замерять в них давление, отводить из них газ или заполнять их тяжелой жидкостью при газопроявлении. Для этого в колонных головках имеются отверстия, закрытые пробками. Вместо пробок можно подсоединять трубки манометров или технологические трубопроводы, В некоторых случаях должно быть обеспечено передвижение колонн относительно друг друга без потери герметичности затрубного пространства (например, в случае подачи в скважину теплоносителя). Тогда колонная головка оснащается сальником, который позволяет эксплуатационной колонне перемещаться в вертикальном направлении без нарушения герметичности затрубного пространства [2].

При бурении скважин на колонных головках размещают превентор, в процессе эксплуатации - фонтанную арматуру. Существуют шесть стандартных схем обвязки обсадных колонн (рис. 1.16 [3]).

Колонные головки изготавливают двух типов (рис. 1.17.):

-   однофланцевые колонные головки, которые нижней частью корпуса крепят к кондуктору; на корпус и на фланец верхней части корпуса подвешивают и герметизируют техническую или эксплуа-тационную колонну;

-   двухфланцевые промежуточные колонные головки, которые нижним фланцем корпуса устанавливают либо на колонный фланец кондуктора, либо на стоящую ниже колонную головку; на корпус и на фланец верхней части корпуса подвешивают и герметизируют техническую, промежуточную или эксплуатационную колонну

 

 

Основные параметры однофланцевых и двухфланцевых колонных головок, установленные ГОСТ 30196-94, приведены в таблицах 1.10 и 1.11.

Таблица 1.10 Основные параметры однофланцевых колонных головок

Условный диаметр про-хода верхнего фланца, мм Рабочее давление, МПа    Условный диаметр обсадных труб, иа ко-торые устанавливается колониая головка, мм   Условный диаметр обсадных труб, закрепляемых в трубодержателе, мм

Условный диаметр про­хода верхнего фланца, мм	Рабочее давление, МПа	Условный диаметр обсадных труб, иа ко­торые устанавливается колониая головка, мм	Условный диаметр обсад­ных труб, закрепляемых в трубодержателе, мм
180	14; 21;35	От 168 до 194	От 114 до 127
230	14; 21; 35	От 219 до 245	От 114 до 146
280	14; 21,35	От 219 до 273	От 114 до 194
350	14; 21;35	От 299 до 351	От 114 до 273
425	14; 21;35	От 377 до 426	От 194 до 340
(480)	35	От 406 до 473	От 219 до 377
540	14; 21	От 473 до 530	От 273 до 426
680	7; 14; 21	От 560 до 720	От 406 до 630

 

В случаях, когда устье скважины располагается в слабых или склонных к просадке грунтах, во избежание изгиба устьевой части обсадной колонны под действием сжимающей нагрузки, нижняя часть колонной головки укрепляется стальной плитой с откосами (рис 1.18).

Обсадные трубы подвешивают с использованием клиньевых и муфтовых колонных подвесок. Клиньевая подвеска состоит из корпуса и клиньев, которые в сборе устанавливают в конической расточке крестовины.

Клиньевые подвески - три-шесть наборов клиньев с зубчатой насечкой; муфтовые - с использованием резьбовых соединений. Оборудование обвязки обсадных колонн с использованием одно-фланцевых колонных головок выпускают двух типов:

-   ОКМ с муфтовой подвеской обсадных труб;

-   ОКК с клиньевой подвеской обсадных труб

Верхний фланец		Нижний фланец
слоеный	Рабочее	Условный	Рабочее	Условный диаметр труб.
диаметр прохода, мм	давление, МПа	диаметр прохода, мм	давление, МПа	закрепляемых в трубодсржателе, мм
280	14; 21	280	14; 21	От 114 до 140
		350	14; 21	От 114 до 194
		425	14:21	От 114 до 194
	35	280	21; 35	От 114 до 140
		350	21; 35	От 114 до 194
		425	21:35	От 114 до 194
	70	280	35; 70	От 114 до 127
		350	35; 70	От 114 до 178
		425	35	От 114 до 194
	105	280	70;105	От 114 до 127
		350	70; 105	От 114 до 168
		425	70	От 114 до 194
	140	280 350	105; 140 105	От 114 до 127 От 114 до 168
350	21	350	14; 21	От 127 до 194
		425	14:21	От 140 до 245
		540	14:21	От 140 до 245
	35	350	35	От 127 до 178
		425	21	От 140 до 245
		540	21	От 140 до 245
	70; 105	350	70; 105 35;70	От 140 до 178
		425	35	От 140 до 194
		540		От 140 до 245
	21	540	14; 35	От 194 до 340
		680	14	От 194 до 324
425	35	540	35	От 194 до 324
	70	540	35	От 194 до 299
480	35	540	21	От 219 до 340
		680	21	От 219 до 377
	70	540	35	От 219до340
540	21	680	14	От 273 до 426
680	35	680	21	От 273 до 426
	14; 21	760	14	От 340 до 530

 

Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКМ (рис. 1.19) рассчитано на давление 14 МПа. Оно состоит из корпуса, муфтовой подвески, стопорных винтов, пробкового крана и манометра.

На рис. 1.20 представлена одна из возможных схем колонных головок. Параметры колонных головок, их конструкции и размеры более подробно приведены в [5].

Грузоподъемность клинового трубодержателя должна быть не менее значений, приведенных в таблице 1.12.

В шифре колонных обвязок приняты следующие обозначения: О - обвязка, К - колонна, К или М - способ подвешивания колонн (соответственно на клиньях или на муфте), 1, 2, 3 и т. д. — число подвешиваемых колонн (без учета колонны кондуктора), первое число - рабочее давление, второе число - диаметр эксплуатационной колонны в мм, третье число - диаметр технической колонны, четвертое число- диаметр колонны кондуктора в мм, XJI - климатическое исполнение Для холодного района, исполнение по коррозионной стойкости:

К1 - не коррозионностойкая (обычное исполнение);

К2 - для сред, содержащих H₂S и СО₂ до 6%;

КЗ - для сред, содержащих H₂S и С0₂ до 25%;

К2И - для колонных обвязок, изготовленных из малолегированной и низкоуглеродистой стали с применением ингибитора в скважине.

Таблица 1.12- Максимальная грузоподъемность трубодержателя колонной головки

Условный диаметр колонной головки, мм	Осевая нагрузка, т
	для ОКК2	для ОККЗ	для ОКК4
140	200	260	260
168	200	260	260
178	200	200	-
194	200	-	-
219	-	250	300
245	250	310	300
273	250	300	300
299	200	250	150
324	200	260	150
340	-	260	200
426	-	-	200
508	-	-	200

 

Например, оборудование обвязки обсадных колонн с клиньевой подвеской двух колонн (без учета колонны кондуктора) диаметром 140 и 219 мм на рабочее давление 35 МПа в коррозионностойком исполнении для сред, содержащих H2S и ССЬ до 6%:

ОКК2-350- 140х219х426К2.

Конструкция оборудования позволяет восстанавливать нарушенную герметизацию межколонного кольцевого пространства путем нагнетания специальных паст или самотвердеющих пластиков.

Колонные головки устанавливают на устье скважины последова-тельно по мере спуска и цементирования обсадных колонн. Их под-бирают с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины.

Герметизация межколонного пространства и фланцевого соеди-нения осуществляется с помощью верхнего и нижнего пакеров из эластомеров или уплотнений различной конструкции. Межпакерное пространство заполняется уплотнительным составом типа JI3-162 по ТУ 38-101315-77 или Арматол-238 по ТУ 38-101812-83 через специальное отверстие в нижнем фланце и опрессовывается на расчетное давление, определяемое из условия предупреждения смятия верхней обсадной трубы, но не выше рабочего давления фланцев.

12345678910Следующая ⇒

Поделиться: