• Гідрологія і Гідрометрія
• Господарське право
• Економіка будівництва
• Економіка природокористування
• Економічна теорія
• Земельне право
• Історія України
• Кримінально виконавче право
• Медична радіологія
• Методи аналізу
• Міжнародне приватне право
• Міжнародний маркетинг
• Основи екології
• Предмет Політологія
• Соціальне страхування
• Технічні засоби організації дорожнього руху
• Товарознавство продовольчих товарів

Розрахунок насосно-компресорних труб

Розрахунки НКТ можна розділити на технологічні та

міцністні. До технологічних можна віднести розрахунки гідравлічного опору потоку, який рухається по трубах, визначення роботи газу по підйому рідини в колоні труб.

Розрахунки на міцність визначають допустимість використання даних труб за такими параметрами: навантаження, яке викликає зрушення (руйнування) різьбового з’єднання; еквівалентне напруження, яке виникає в небезпечному перерізі труби з врахуванням тиску середовища та осьовому навантаженню; циклічне змінне навантаження; зусилля, які спричиняють поздовжній згин труби.

Необхідність враховувати всі або частину цих факторів при розрахунку НКТ визначається умовами їх роботи. НКТ розтягуються від власної ваги, приєднаного обладнання та тиску відкачуваної рідини. При подачі до вибою рідини у верхній частині колони можуть виникати напруження від надлишкового внутрішнього тиску, при опорі колони НКТ в свердловині на пакер або якір може виникнути поздовжній згин.

НКТ у фонтанних свердловинах залежно від схеми підйомника піддаються або розтягуючому, або стискаючому навантаженням.

Міцність колони рівноміцних (з висадженими назовні кінцями) НКТ перевіряється визначенням напружень від розтягуючої сили q в перерізі по тілу труби і порівнянні отриманої величини напруження з допустимим. При використанні нерівноміцних (гладких труб) міцність колони перевіряється по небезпечному перерізу різьбового з’єднання (по першому повному витку). В небезпечному перерізі розраховують навантаження, які викликають зрушення різьбового з’єднання.

Під зрушенням різьбового з’єднання розуміють початок роз’єднання труби і муфти, коли при осьовому навантаженні напруження в трубі досягає границі плинності матеріалу, потім труба трохи стискається, муфта розширюється і різьбова частина труби виходить з муфти із зімнутими і зрізаними верхівками витків різьби, але без розриву труби в її поперечному перерізі і без зрізу різьби при її основі.

Допустимі навантаження, які викликають зрушення різьби (зрушуючі навантаження) кожного типорозміру НКТ і групи міцності відомі, їх значення визначається дослідним шляхом.

Вираз для визначення зрушуючого навантаження в загальному вигляді з достатньою точністю був визначений Ф. І. Яковлєвим і уточнений П. П. Шуміловим для конічних різьбових з’єднань при відношенні внутрішнього діаметра труби до товщини її стінки по тілу труби в межах 10 – 14, а по різьбі 15 - 20.

Яковлєв Ф. І. розглянув взаємну дію на різьбове з’єднання осьового навантаження Р і радіальних сил q (рис.3.4), які виникають в різьбі шляхом нахилу граней різьби і сил тертя.

Рисунок 3.4 – Схема сил, що діють на виток різьби

Враховуючи, що осьове зусилля стає зрушуючим навантаженням при досягненні границі плинності,

Ф. І. Яковлєв отримав наступний вираз:

, (3.1)

де d_сер - середній діаметр тіла труби в нарізаній його частині по основній площині;

d_сер = d_вн+b,

де d_вн, b - внутрішній діаметр труби і товщина тіла під різьбою;

- границя плинності для матеріалу труб;

l - довжина різьби (рис. 3.3);

a - кут профілю різьби, a = 60^о;

j - кут тертя, j = 8 -10^о.

Формула П. П. Шумілова відрізняється введенням коефіцієнта h = (s – номінальна товщина труби), який враховує різницю в жорсткостях тіла труби та її різьбової частини.

Тоді

. (3.2)

У випадку, коли низ труби опирається на вибій або на якір, можлива втрата стійкості колони і її поздовжній згин. Аналогічно деформуються труби при падінні колони в свердловину. В цих випадках в зонах контакту зігнутої частини колони НКТ з експлуатаційною виникають додаткові зусилля і деформації труб через появу великих сил тертя.

Для обох випадків бажано визначити умови міцності та критичне стискаюче навантаження.

Критичне стискаюче навантаження, при якому в момент установки механічного пакера колона піддається поздовжньому згину, визначають за формулою

Р_кр = , (3.3)

де 3,5 - коефіцієнт, який враховує защемлення колони труб в пакері;

І - момент інерції поперечного перерізу труби;

І = , (3.4)

- коефіцієнт, який враховує зменшення ваги труб в рідині;

, (3.5)

q - вага погонного метра труби в повітрі;

ρ_р - густина рідини;

ρ_т - густина матеріалу труб;

Е - модуль пружності матеріалу труб; Е = 2,1·10⁵ МПа.

У колоні НКТ, яка складається з секцій різних діаметрів, в розрахунок приймаються діаметральні розміри нижньої секції. Запас стійкості для попередження згину приймають рівним 3 - 4.

При жорсткій опорі колони НКТ на якір і стискаючим зверху колону зусиллям, втрата її стійкості та згин можуть призвести до її зависання у стовбурі свердловини внаслідок тертя до обсадної колони. При цьому на пакер передається не вся вага зігнутої колони.

Тоді це зусилля не перевищить величини

, (3.6)

де , а = ,

а - параметр зависання;

f - коефіцієнт тертя НКТ до обсадної колони;

f = 0,2 - 0,25;

l - довжина колони;

r - зазор між НКТ та експлуатаційною колоною.

Якщо збільшити довжину колони, то , , а максимальне осьове навантаження на якір (вибій) буде:

. (3.7)

При незакріпленому (верхньому) кінці колони НКТ осьове навантаження на вибій

, (3.8)

де ,

Н – глибина свердловини.

Умову міцності для зігнутої частини колони НКТ можна виразити так:

, (3.9)

де F_o - площа небезпечного перерізу труб, м²;

- осьове зусилля, яке діє на зігнуту частину колони НКТ, МН;

- границя плинності матеріалу труб, МПа;

n₁ - запас міцності, приймається рівним 1,35.

При використанні НКТ в комплекті обладнання штангових свердловинних насосних установок на неї діють циклічні навантаження. При цьому труби перевіряються на міцність під дією розтягуючих навантажень і на втому. Для цього визначають найбільше і найменше навантаження на труби. Ці навантаження дозволяють знайти найбільше, найменше та середнє ( ) напруження, а по них – амплітуду напружень симетричного циклу ( ).

Знаючи границю витривалості матеріалу труб при симетричному циклі ( ), можна визначити запас міцності за формулою

, (3.10)

де - границя витривалості матеріалу труб при симетричному циклі розтяг - стиск;

- коефіцієнт, який враховує концентрацію напружень, масштабний фактор та стан поверхні деталі;

- коефіцієнт, який враховує властивості матеріалу і характер навантаження деталі.

Границя витривалості для сталі групи Д дорівнює

31 МПа при випробуванні на повітрі, а в мінералізованій пластовій воді, яка не містить H₂S і СО₂ рівна 15 МПа. Коефіцієнт залежить від границі міцності матеріалу, для = 350 - 600 МПа, = 0,07 - 0,09, а для = 650 - 750 МПа, = 0,12 - 0,014.

Контрольні запитання

1 Яке обладнання входить в комплект фонтанної свердловини?

2 Яке призначення колони НКТ?

3 Назвіть типи НКТ згідно ГОСТ 633-80.

4 Чому гладкі НКТ є нерівноміцними?

5 Назвіть параметри НКТ.

6 Перелічіть умовні діаметри НКТ згідно ГОСТ 633-80.

7 Назвіть параметри, які вказуються при клеймуванні НКТ.

8 Перелічіть параметри різьбових з’єднань НКТ.

9 Зарисуйте різьбові з’єднання НКТ з гладкими і з висадженими на зовні кінцями, безмуфтове та муфтове високогерметичні з’єднання.

10 Яким чином забезпечується щільність різьбових з’єднань усіх типів НКТ?

11 Яке призначення має зовнішня висадка на кінцях НКТ?

12 В чому полягає суть технологічного розрахунку НКТ?

13 Які навантаження сприймає колона НКТ при експлуатації свердловин фонтанним способом?

14 В чому полягає суть розрахунку НКТ на міцність?

15 Запишіть умову міцності рівноміцних і нерівноміцних НКТ при дії на них навантажень розтягу?

16 Назвіть причини руйнування НКТ.

17 Перелічіть відомі способи і засоби захисту НКТ від корозійно-механічних руйнувань та відкладень парафіну.

4 ФОНТАННА АРМАТУРА

4.1 Призначення. Умови експлуатації. Типові схеми. Параметри. Умовні позначення. Область раціонального застосування

Фонтанна арматура (ФА) призначена для обв’язки устя (гирла) фонтануючих нафтових і газових свердловин з метою їх герметизації, контролю та регулювання режиму експлуатації.

Для свердловин використовують трійникову і хрестову фонтанні арматури (рис. 4.1, а,б).

1 - трубна головка; 2 - перехідник трубної головки; 3 - запірний пристрій; 4 - дросель; 5 - трійник; 6 - хрестовик; 7 - запірно-розрядний пристрій; 8 - манометр; 9 - манометр із запірно-розрядним пристроєм на маніфольді; 10 - буферний фланець під манометр

Рисунок 4.1 - Схеми ФА

Умови експлуатації:

- високі тиски у фонтануючих свердловинах до 140 МПа, які змінюються (пульсують);

- велика швидкість пластового флюїду (суміші рідин, газу і механічних домішок) до 10 м/с;

- абразивність і агресивність середовища (наявність H₂S і CO₂);

- кліматичні умови.

Фонтанна арматура складається із фонтанної ялинки та трубної головки (обв’язки) (рис.4.1).

Фонтанна ялинка призначена для направлення продукції свердловини в маніфольд, для регулювання режиму експлуатації, контролю тиску і температури робочого середовища, а також проведення ряду технологічних операцій.

На буферний фланець або запірний пристрій фонтанної ялинки можна встановлювати лубрикаторне обладнання, за допомогою якого проводять дослідження та ремонтні роботи у свердловині. Через фонтанну ялинку може бути спущено свердловинне обладнання (відсічний клапан та ін.).

Фонтанні ялинки згідно ГОСТ 13846-89 збираються за схемами трійникового (1-4) та хрестового типу (5-6) (рис. 4.2).

Трубна головка (обв’язка), яка встановлюється на верхній фланець колонної обв’язки призначена для підвішування однієї або декількох колон НКТ, герметизації міжколонних присторів, контролю тиску в затрубному просторі, проведення ряду технологічних операцій в процесі освоєння, випробування, експлуатації та ремонту свердловин. Трубна обв'язка (рис. 4.3, а) складається із хрестовини (трійника), муфтової підвіски та маніфольда. При підвішуванні двох концентричних колон НКТ застосовуються дві трубні головки (рис.4.3, б). В цьому випадку внутрішню (меншого діаметра) колону НКТ підвішують на перехіднику або на муфтовій підвісці, яка встановлена в розточці першої (верхньої) трубної головки, а зовнішню – в розточці хрестовини (трійника) другої (зовнішньої) трубної головки.

1 - манометр;

2 - запірний прис-трій до маномет-

ра;

3 - трійник;

4 - перехідник до трубної головки;

5 - дросель;

6 - хрестовик;

7 - відвідний

фланець

Рисунок 4.2 - Типові схеми фонтанних ялинок

а б

а – трубна обв’язка однієї колони насосно-компресорних труб;

б – трубна обв’язка двох концентрично розміщених колон НКТ;

1 - фланець; 2 - запірний пристрій; 3 - трубна головка; 4 - манометр із запірно-розрядним пристроєм

Рисунок 4.3 – Типові схеми трубних обв’язок ФА

Маніфольд трубної обв'язки складається із одного або двох запірних пристроїв з ручним приводом, які встановлені на одному із відводів хрестовини і одного запірного пристрою на другому відводі, розділювача, вентиля і манометра.

Читайте також:

1. Автоматичний розрахунок суми проведення.
2. Аеродинамічний розрахунок
3. Аеродинамічний розрахунок ротора вітроустановки
4. Аналітичний розрахунок завантаження горловин
5. Аналітичний розрахунок сумарного завантаження типових перетинань
6. Види норм праці, їх розрахунок
7. Вплив характеру кола на криву струму при несинусоїдній напрузі /розрахунок найпростіших кіл
8. Гідравлічний розрахунок
9. Гідравлічний розрахунок малих мостів
10. Гідравлічний розрахунок сифонів
11. Графічний розрахунок режиму роботи ПСН
12. Графоаналітичний розрахунок витрат тепла і повітря на сушіння.

Переглядів: 2402