НКТ, типы труб и расчет колонны.

⇐ ПредыдущаяСтр 5 из 13Следующая ⇒

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) служат для извлечения на поверхность поступающих в скважину при эксплуатации пластовых жидкостей нефти и газа, для нагнетания в пласты воды в нагнетательных скважинах, для проведения различных работ при освоении и испытании скважин.

Отечественной промышленностью изготавливаются насосно-компрессорные трубы следующих конструкций:

- муфтовые гладкие с конической резьбой треугольного профиля (ГОСТ 633-80);

- муфтовые гладкие высокогерметичные с конической резьбой трапецеидального профиля (тип НКМ по ГОСТ 633-80);

- муфтовые гладкие с конической резьбой треугольного профиля с повышенной пластичностью и хладостойкостью (ТУ 14-3-1282-84).

Импортные насосно-компрессорные трубы изготавливаются, как правило, в соответствии со стандартами американского нефтяного института (АНИ) и по технической документации фирм.

Трубы и муфты к ним изготавливаются из стандартизированных сталей марок Н-40, J-55, N-80, L-80, С-90, С-95, Р-110 (стандарт 5СТ АНИ).

Трубы по стандартам АНИ изготавливаются с муфтовыми резьбовыми соединениями как гладкими, так и с высаженными наружу концами. Эти трубы имеют резьбу треугольного профиля и могут быть свинчены с трубами по ГОСТ 633-80 без применения переводников.

Перед спуском трубы должны быть сложены на мостках муфтами к

скважине (резьбу трубы и муфты защищают соответствующие защитные детали).

Комплект труб, спускаемый в одну скважину, как правило, должен состоять из труб одной марки. Для обеспечения герметичности резьбовые соединения НКТ должны быть очищены от грязи, смазаны графитовой смазкой и надежно закреплены, с крутящим моментом.

Расчет колонны.

Колонна НКТ может быть одноступенчатой, состоящей из труб одного диаметра, и многоступенчатой, состоящей из труб нескольких диаметров. Каждая ступень может включать несколько секций.

Диаметр муфты и длину колонны НКТ определяют из условий эксплуатации.

Оптимальный внутренний диаметр колонны НКТ определяется из выражения по формуле (1):

где r- плотность ГЖС, кг/м³; L - глубина спуска колонны НКТ (подъемных труб), м; р₁ - для фонтанных скважин принимается как давление на забое р_заб, Па, для газлифтных скважин как пусковое давление р_п, Па; р_у - давление на устье, Па; Q_ж - дебит жидкости, добываемой из скважины, м³/сут.

После вычисления по формуле (1) выбираются по стандарту трубы ближайшего большего диаметра. В случае ступенчатой конструкции НКТ первая секция должна составляться из труб ближайшего к расчетному диаметра, а последующие секции - из труб большего диаметра.

Пример. Определить диаметр колонны НКТ, свободно подвешенной без пакера, при следующих условиях: плотность жидкости, закачиваемой в скважину при освоении r=820 кг/м³; длина колонны НКТ L=3100 м; давление на забое р_заб=25 МПа; давление на устье (буфере) р_у=3, 5 МПа; предполагаемый отбор (дебит) жидкости из скважины Q_ж =73 м³/сут.

Решение. Оптимальный внутренний диаметр колонны НКТ определяется по формуле (1):

По таблице по справочнику принимается ближайший больший стандартный внутренний диаметр труб 59 мм и соответственно трубы 73х7-D по ГОСТ 633-80.

Колонну НКТ рассчитывают на прочность при растяжении, на сопротивляемость смятию избыточным наружным давлением, на сопротивляемость разрыву избыточным внутренним давлением.

Предельные осевые растягивающие нагрузки Р_стр (Н), при которых в резьбовом соединении гладких труб напряжения достигают предела текучести, определяют по формуле Яковлева-Шумилова. Предельное растягивающее усилие Р_т (Н), при котором в теле труб с высаженными наружу концами и безмуфтовых труб с высаженными наружу концами (НКБ) возникает напряжение, равное пределу текучести, находят из выражения (2):

Значения предельных страгивающей и растягивающей нагрузок для НКТ приведены в таблице по справочнику.

Допустимая растягивающая нагрузка [Р]_р, действующая на верхнюю трубу каждой секции (ступени) должна составлять:

для труб с гладкими концами и труб НКМ формула (3):

для труб с высаженными наружу концами и труб НКБ формула (4):

где k₁ – нормативный коэффициент запаса прочности (КЗП), для вертикальных скважин k₁=1, 3.

В искривленных скважинах КЗП определяют по формуле (5):

где k₁ - нормативный КЗП, k₁=1, 3; С₀ - коэффициент, учитывающий прочные характеристики материала труб,

i_θ- интенсивность искривления, градус/10 м; Е - модуль упругости, Е=2, 1^.10¹¹ Па

Значения коэффициента запаса прочности k₁ приведены в справочнике.

При испытании колонны на герметичность или установке гидравлического пакера осевую растягивающую нагрузку Р_р (Н) в верхней части произвольной колонны НКТ находят из выражения (7):

При извлечении пакера (8):

В формулах (7) и (8) i - порядковый номер секции; n - число секций; q_i - масса 1 м трубы i-й секции, м; S_в - площадь проходного канала трубы, м²; р_и.в - внутреннее избыточное давление, Па; Δ Р - осевая растягивающая нагрузка при извлечении пакера, Н.

Значение р_и.в определяется техническими характеристиками пакера и якоря, а максимальное значение Δ Р должно составлять 125 кН.

Осевая сжимающая нагрузка при установке механического или гидромеханического пакеров:

Р_сж=Р_раз, (9)

где Р_раз - разгрузка части веса труб на пакер, Н.

Значение Р_раз определяется технической характеристикой пакера.

Осевую нагрузку на колонну с пакером под влиянием давлений, собственного веса труб и температуры жидкости в скважине в процессе эксплуатации рассчитывают по формулам (10) и (11):

где Р₀ – дополнительная растягивающая (сжимающая) нагрузка, Н; р_пак

– давление рабочее на пакере, Па; μ =0, 3 – коэффициент Пуассона;

r'_н, r'_в – плотность жидкости снаружи и внутри колонны НКТ после ее спуска в скважину, кг/м³; l_пак – глубина установки пакера от устья скважины, м; Р_t – осевая нагрузка от температурных изменений, Н,

а – коэффициент линейного расширения, для стали а=12^.10^–⁶; Δ t – средняя температура жидкости в скважине, ⁰С (при нагреве принимается со знаком " +"; при охлаждении – со знаком " –" );

t₁, t₂ – температура в скважине соответственно на устье и на глубине l_пак до начала эксплуатации, ⁰С; t₃, t₄ – температура в скважине соответственно на устье и на глубине l_пак во время эксплуатации, ⁰С.

При эксплуатации скважин на колонну НКТ действуют дополнительные нагрузки, вызванные внутренним и наружным давлениями. Схемы конструкции двух- и однорядных лифтовых колонн с пакером и без пакера показаны на рис. 5 и рис. 6 соответственно.

Наружное избыточное давление (Па) определяют из выражения (12):

где р₀ – давление на устье при освоении, Па; r_н =r₀ – плотность жидкости, закачиваемой в скважину при освоении, кг/м³.

На однорядную колонну НКТ без пакера в процессе эксплуатации действует наружное избыточное давление (Па), вычисляемое по формуле (13):

где р_заб – забойное давление, Па; r_ж=r_в – r_н – плотность жидкости в скважине, кг/м³; р_буф – буферное устьевое давление, Па.

При расчете колонны НКТ, на которую действует внутреннее избыточное или наружное избыточное давление, верхнюю трубу каждой секции проверяют на прочность.

Внутреннее избыточное давление р_т (Па), при котором наибольшее напряжение в трубах достигает предела текучести, определяют по формуле Барлоу:

Внутреннее избыточное давление не должно превышать допускаемого значения (14):

где k₂ – нормативный КЗП.

Наружное избыточное давление р_кр (Па), при котором наибольшие напряжения в трубе достигают предела текучести, определяют по формуле Г.М. Саркисова.

Рис. 5. Конструкции двухрядных лифтовых колонн (подъемников) с пакером (а) и без бакера (б), а также кольцевая (в) и центральная (г) системы: 1, 2 – номера рядов.

Значения р_т и р_кр, рассчитанные по формулам, приведены в справочнике. Избыточное наружное давление не должно превышать допускаемого значения (15):

где k₃=1, 15 – КЗП.

При совместном действии растягивающей осевой нагрузки и наружного давления на свободно подвешенную колонну условие прочности трубы описывается выражением (16):

где Р_р – растягивающая нагрузка, Н; р_и.н_z– наружное избыточное давление, Па; D – наружный диаметр трубы, мм; S – площадь поперечного сечения трубы, м²; k₁=1, 3.

Рис. 6. Конструкция однорядных лифтовых колонн без пакера (а), с пакером (б), а также кольцевая (в) и центральная (г) системы.

В процессе установки пакера (механического или гидромеханического) нижняя часть колонны НКТ находится в изогнутом состоянии. Условие прочности этого участка записывается в следующем виде:

где Р_сж – осевая сжимающая нагрузка (разгрузка на пакер), Н; S₀ – площадь опасного сечения труб (для гладких труб по основной плос- кости), м²; f – зазор между обсадной колонной и колонной НКТ, м; W₀ – осевой момент сопротивления опасного сечения труб, м³.

Значения S₀ и W₀, как и другие геометрические характеристики НКТ, приведены в справочнике.

Критическая сжимающая нагрузка (Н), при которой колонна НКТ подвергается продольному изгибу, определяется по формуле (18):

где EI – жесткость трубы, Н^.м²; q – масса 1 м труб в воздухе, кг/м.

Нижняя часть колонны НКТ над пакером может принять изогнутую форму не только при установке пакера, но и в процессе эксплуатации скважины под действием осевых сжимающих нагрузок, связанных с влиянием давлений и температуры. Условие прочности при этом записывается в следующем виде:

где Р₀ – определяют по формуле (11), Н; значения S₀, W₀, S_в, S_н берут справочника. Для каждой секции колонны НКТ надо определять КЗП по следующим формулам: для гладких труб и труб типа НКМ (20):

для труб с высаженными наружу концами и типа НКБ (21):

где Р_р_(n) – определяют по формуле (10).

КЗП можно вычислить также по формуле (22):

Длину первой секции (м) свободно подвешенной колонны (рис. 6, а, в, г) рассчитывают по формуле (23):

где Р_стр – страгивающая нагрузка для труб с гладкими концами или растягивающая нагрузка Р_т для труб с высаженными наружу концами и труб типов НКМ и НКБ, Н; k₁ – КЗП на растяжение; q₁ – теоретическая масса 1 м колонны НКТ, кг/м.

Предельные глубины спуска одноступенчатой колонны, составленной из труб по ГОСТ 633– 80 одной группы прочности при k₁=1, 3 приведены в справочнике.

Длины второй и последующих секций находят по формуле (24):

где Р_стр_(n)– страгивающая нагрузка для труб n-й секции, Н; l_i и q_i – длина (м) и масса (кг/м) труб i-й секции.

Можно также воспользоваться выражением (25):

Длину первой секции колонны, устанавливаемой с гидравлическим (гидромеханическим) пакером, или колонны, подвергаемой испытанию на герметичность, определяют из выражения (26):

Длина второй и последующих секций (n≥ 2) составит (27):

где Р_доп – дополнительная нагрузка, действующая на колонну от избыточного устьевого давления или от напряжения колонны при освобождении пакера, Н.

В расчетах принимается большее из значений Р_доп, полученных по формулам (28):

где S_в – площадь проходного канала труб, м²; р_пак – рабочее давление пакера, Па; Δ Р – усилие натяжения колонны при освобождении пакера, Н.

Оборудование устья скважин. Оборудование устья скважин всех типов предназначено для герметизации затрубного пространства, отвода продукции скважины, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ. Оно комплектуется в зависимости от способа эксплуатации скважин.

При фонтанном, компрессорном и бескомпрессорном способахдобычи нефти оборудование устья составляется из одинаковых деталей иузлов по подобным схемам.

Рис. 7. Схема оборудования устья скважины крестовой арматурой: 1 – кондуктор; 2 – эксплуатационная колонна; 3 – фонтанная колонна; 4 – манометр; 5 – отвод от межколонного пространства; 6 – задвижка ручного привода; 7 – манометр затрубный; 8 – отвод от затрубья; 9 – линия задавочная; 10 – подвеска фонтанных труб; 11 – коренная задвижка; 12 – задвижка с пневмоприводом; 13 – крестовина; 14 – задвижка резервная; 15 – катушка для подключения контрольно-измерительных приборов; 16 – задвижка рабочая; 17 – штуцер регулируемый; 18 – задвижка буферная; 19 – буфер и буферный манометр; 20 – блок пневмоуправления; 21 – прискважинная установка для подачи в затрубье ингибиторов и ПАВ; 22 – отвод рабочий; 23 – шлейф, 24 – задвижки фекельной линии; 25 – амбар земляной.

На устье скважин (рис. 7) монтируются колонная головка (ГК) и фонтанная арматура (ФА), состоящая, в свою очередь, из трубной головки (ГТ) и фонтанной елки (Е).

Колонная головка предназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры.

Трубная головка служит для обвязки одного или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а также для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской. Боковые отводы 8 позволяют закачивать в межтрубное пространство воду и глинистый раствор при глушении скважины, ингибиторы гидратообразования и коррозии, измерять затрубное давление (манометром 7), а также отбирать газ из него. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке.

Фонтанная елка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных приборов. Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов-выкидов (струн). На каждом отводе устанавливают по две задвижки: рабочую 16 и резервную (ближайшую к стволу) 14. На стволе установлены коренная (главная, центральная) 11 и буферная 18 задвижки. На отводах имеются «карманы» для термометров и штуцеры для манометров, а также для регулирования расхода 17. Ствол заканчивается буфером с манометром 19.

Фонтанные елки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. В состав ствола крестовой елки входит крестовина 13, к которой и крепятся отводы-выкиды. Каждый из них может быть рабочим. Тогда второй является резервным. В конструкцию ствола тройниковой елки (рис. 8) входят тройники 3, 13, к которым присоединяются выкидные линии - верхняя, которая является рабочей, и нижняя, являющаяся резервной. Такое распределение «ролей» связано с тем, что тройниковая арматура, как правило, применяется в скважинах, в продукции которых содержится песок или ил. При абразивном разрушении верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод.

Для этого закрывается задвижка (или кран), расположенная между тройниками; верхний тройник и отвод в это время подвергаются ремонту. Ремонт крестовой арматуры значительно более затруднен. В то же время крестовая арматура компактнее, имеет меньшую высоту, ее проще обслуживать.

Фонтанная арматура рассчитана на рабочее давление 7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа, имеет диаметр проходного сечения ствола от 50 до 150 мм.

Манифольд - система труб и отводов с задвижками или кранами - служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку (ГЗУ).

Рис. 8. Фонтанная арматура тройниковая: 1 – крестовик; 2, 4 – переводные втулки; 3 – тройник; 5 – переводная катушка; 6 – центральная задвижка; 7 – задвижки; 8 – штуцеры; 9 – буферная заглушка; 10 – манометр; 11 – промежуточная задвижка; 12 – задвижка; 13 – тройники; 14 – буферная задвижка.

Простейшая схема манифольда крестовой фонтанной арматуры показана на рис. 9. Она предусматривает наличие двух практически идентичных обвязок (рабочая и резервная), в каждой из которых есть регулируемый штуцер 1, вентили 2 для отбора проб жидкости и газа, запорное устройство 3 для сброса продукции на факел или в земляной амбар и предохранительный клапан 6. Элементы схемы собираются в одно целое с помощью фланцевых соединений 7. Узлы, очерченные четырехугольниками (№ 1, 2, 3), собираются на заводе.

Технологические режимы работы. На начальных этапах разработки фонтанные высокопродуктивные скважины определяют возможности нефтегазодобывающего предприятия. Исследованию, регулированию и наблюдению за их работой уделяется повышенное внимание. Кроме того, фонтанное оборудование позволяет сравнительно просто проводить глубинные исследования, отбор глубинных проб, снятие профилей притока и прочее. Для установления обоснованного режима эксплуатации фонтанной скважины важно знать результаты ее работы на различных опытных режимах. Режимы работы фонтанной скважины изменяют сменой штуцера. Признаками установившегося режима скважин являются постоянство основных параметров работы скважины - дебит, давление устьевое и затрубное.

Для построения регулировочных кривых и индикаторной линии необходимо по крайней мере четыре смены режима работы скважины. После выхода на установившийся режим работы через лубрикатор на забой скважины спускают глубинный манометр или другие приборы.

Рис. 9. Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры: 1 – ругулируемый штуцер; 2 – вентили; 3 – запорное устройство для сброса продукции на факел или в земляной амбар; 4 тройник; 5 – крестовина; 6 – предохранительный клапан; 7 – фланцевое соединение; ГЗУ – групповая замерная установка.

На устье скважины производят замер дебита, обводненности продукции, содержание песка и твердых частиц в продукции скважины, газовый фактор, устьевое и затрубное давление, отмечают характер работы скважины: наличие пульсации, ее ритмичность и амплитуду, вибрацию арматуры и манифольдов. По полученным данным строят зависимости измеренных показателей от диаметра штуцера. Результаты служат одним из оснований для установления технологической нормы добычи из данной скважины и режима ее постоянной работы, например:

- недопущение забойного давления ниже давления насыщения или некоторой его доли Р_С> 0, 75Р_НАС;

- установление режима, соответствующего минимальному газовому фактору или его значению, не превышающему определенной величины;

- установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения количества выносимого песка для предотвращения образования каверны в пласте за фильтром скважины;

- установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения процентного содержания воды в продукции скважины;

- недопущение на забое скважины такого давления, при котором может произойти смятие обсадной колонны;

- недопущение режима, при котором давление на буфере или в межтрубном пространстве достигнет опасных значений с точки зрения прочности и надежности работы арматуры и поверхностного оборудования вообще;

- недопущение режима, при котором давление на буфере скважины может стать ниже давления в выкидном манифольде системы нефтегазосбора;

- недопущение такого режима работы скважины, при котором могут возникать пульсации, приводящие к срыву непрерывного процесса фонтанирования;

- установление такого режима, при котором активным процессом дренирования охватывается наибольшая толщина пласта или наибольшее число продуктивных пропластков.

О нарушении нормальной работы скважин судят по аномальным изменениям буферного и затрубного давления, изменению дебита нефти и обводненности, количеству песка и пр. Например, падение буферного давления при одновременном повышении межтрубного может указать на опасные пределы отложения парафина или минеральных солей на внутренних стенках НКТ. Одновременное снижение буферного и межтрубного давления свидетельствует об образовании на забое скважины песчаной пробки или накоплении тяжелой минерализованной пластовой воды в промежутке между забоем и башмаком НКТ. Малая скорость восходящего потока в этом промежутке может при определенных условиях привести к увеличению давления на забое. Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита указывает на разъедание штуцера и необходимость его замены. Засорение штуцера или отложение парафина в манифольде и выкидном шлейфе при одновременном уменьшении дебита приводит к росту буферного и межтрубного давления.

⇐ Предыдущая 1 2 3 456 7 8 9 10 Следующая ⇒