Оборудование для добычи нефти и газа Том 1
..pdfРис. 1.2.16. Схема сил, действующих на виток резьбы
Под |
страгиванием |
резьбового |
|
соединения понимают |
начало разъ |
|
|
единения резьбы трубы и муфты, |
|
||
когда при осевой нагрузке напряже |
|
||
ние в трубе достигает предела теку |
|
||
чести материала, затем труба не |
|
||
сколько сжимается, муфта расширя |
|
||
ется и резьбовая часть трубы выхо |
|
||
дит из муфты со смятыми и срезан |
|
||
ными |
верхушками витков резьбы, |
|
|
но без разрыва трубы в ее попереч |
|
||
ном сечении и без среза резьбы у ее |
|
||
основания. |
|
\Л |
|
Выражение для определения осе- |
P f |
||
вой нагрузки на НКТ, |
вызывающей |
_____________________________ |
страгивание резьбы, нашел Ф.И. Яковлев. Он рассмотрел взаимное дейст вие на резьбовое соединение осевой нагрузки Р и радиальных сил, возни кающих в резьбе за счет наклона граней резьбы и сил трения (рис. 1.2.16). Рассматривая нефтепромысловые трубы, Ф.И. Яковлев считал их тон костенными. У НКТ отношение их внутреннего диаметра к толщине стенки равно у основного тела трубы 10... 14, а у резьбы - 15...20. Та ким образом, участок трубы у резьбы можно рассматривать как тонко стенный (условная граница между тонко- и толстостенными трубами принимается обычно при упомянутом отношении, равном 18...20).
Учитывая, что осевое усилие становится страгивающей нагрузкой при достижении напряжения предела текучести, Ф.И. Яковлев получил следующее выражение:
(1.2.4)
где Dcp - средний диаметр тела трубы под резьбой в ее основной плоско сти, Dq)=DBM+e; DBM, в - внутренний диаметр трубы и толщина тела трубы под резьбой (см. рис. 1.2.10); ат - предел текучести для материала труб; / - длина резьбы (см. рис. 1.2.10); а - угол профиля резьбы; (р - угол трения.
П.П. Шумилов уточнил формулу Ф.И. Яковлева. Он ввел коэффици ент, учитывающий влияние основного тела трубы, более жесткого, чем ослабленная резьбовая часть:
r| = в / (5 + в), где S - номинальная толщина трубы. Тогда
(1.2.5)
l + r i ( ^ c p '2 / ) ctg(a + ф)
В НКТ a = 60° Угол трения для стальных труб рекомендуется при нимать равным примерно 9°
Расчет НКТ на прочность под действием давления среды (давления отбираемой жидкости, газа или смеси) без учета осевых сил ведется поизвестным зависимостям с определением эквивалентного напряжения по четвертой теории прочности. На практике обычно избыточное дав ление действует внутри труб. Коэффициент запаса принимают в этом случае равным 1,3.
Встречаются случаи, когда в опасном сечении трубы действуют внутреннее избыточное давление жидкости и осевые усилия. Тогда не достаточно проверить трубы только на страгивание резьбы. Необходи мо также проверить трубы на совместное действие давления и осевого усилия.
Вэтом случае определяют эквивалентное напряжение по четвертой теории прочности, а по нему и по напряжению текучести материала находят запас прочности.
Внекоторых случаях на НКТ действуют циклические нагрузки. При этом трубы проверяются на страгивающую нагрузку и усталость. Для этого определяют наибольшую и наименьшую нагрузки на трубы. Эти нагрузки позволяют найти наибольшее, наименьшее и среднее напря
жения, а по ним - амплитуду напряжений симметричного цикла (ста). Зная предел выносливости материала труб при симметричном цикле
(a_j), можно определить запас прочности. Влияние циклических нагру зок на прочность материала и деталей рассматривалось в курсе сопро тивления материалов.
Запас прочности трубы определяется по формуле
п = a. I / [ка а„ + Ц1а а а], |
(1.2.6) |
где а_| - предел выносливости материала труб при симметричном цикле растяжения-сжатия; ка - коэффициент, учитывающий концентрацию напряжений, масштабный фактор и состояние поверхности детали; v|/a - коэффициент, учитывающий свойства материала и характер нагруже ния детали.
Предел выносливости для стали группы прочности Д равен 31 МПа при испытании в атмосфере и 16 МПа в морской воде. Коэффициент \\)0= 0,07...0,09 для материалов с пределом прочности ст0 = 370...550 МПа и ц/а = 0.11 ...0,14 - для материалов с а в = 650...750 МПа.
Во всех указанных расчетах ИКТ запас прочности обычно принимается равным 1,3... 1,5.
Продольный изгиб труб может возникать, в частности, при опоре низа труб на забой или на якорь и в некоторых других случаях.
При проверке труб на продольный изгиб определяют критическую сжимающую нагрузку, возможность зависания труб в скважине и проч ность изогнутого участка трубы.
Критическую сжимающую нагрузку, при которой в момент установ ки механического пакера колонна подвергается продольному изгибу,
определяют из зависимости |
|
Ркр =3,5 jEJVq'- |
(1.2.7) |
где 3,5 - коэффициент, учитывающий защемление колонны труб в пакере; J - момент инерции поперечного сечения трубы,
J = n l M ( D i - D l \ |
(1.2.8) |
X - коэффициент, учитывающий уменьшение веса труб в жидкости, |
|
Х= 1-(рж/рст), |
(1.2.9) |
ц - вес 1м длины труб в воздухе; Е - модуль упругости, Е = 2,1• 105 МПа. При колонне НКТ, состоящей из секций различных диаметров, в
расчет принимаются диаметральные размеры нижней секции.
Запас устойчивости для предотвращения изгиба принимают равным 3...4.
При изгибе труб на большой длине возможно зависание изогнутых труб И КТ за счет трения их об обсадную колонну. При этом на пакер передается не весь вес изогнутой колонны. В этом случае если на верх нем конце колонны неограниченно увеличивать сжимающее усилие, то нагрузка на забое не превысит величины
(1-2.10)
где q1;M= l/a je 20 + l)/(e2" - 1 | a = 0,5 lJ fr \q /E J
Рис. J.2.J7. Зависимость нагрузки, пе редаваемой колонной на забой, от па раметра зависания:
_________ 1- Ci.*,2 -;,,о_________
а - параметр зависания; / - |
коэф |
||
фициент трения НКТ об обсадную |
|||
колонну при незаларафированной |
|||
колонне |
(для |
расчетов |
можно |
принимать / = |
0,2); г - радиаль |
||
ный зазор между НКТ и обсадной |
|||
колонной; / - длина колонны, дли |
|||
скважин в пределе / = Н. |
|
||
Если увеличивать длину колонны, то а -» со, £ 1;;ю |
1/а (рис. 1.2.17) |
||
и получаем предельную нагрузку на забой: |
|
|
|
Л тах = i f i q E J l f r |
, |
|
(1.2.11) |
При свободном верхнем конце колонны НКТ (/ = //) нагрузка на |
|||
забой: |
|
|
|
Р| о" XqHQi o, |
|
|
(1.2.12) |
где ?|;о = 1/я[(е2а - l) (e2a + 1)].
Условие прочности для изогнутого участка колонны НКТ
записывается в виде: |
|
Pic*0IFo + rl2Wo)<<jT/n, |
(1.2.13) |
где F0- площадь опасного сечения труб, м2; W0- осевой момент сопротив ления опасного сечения труб, м3; P Jca<- осевое усилие, действующее на изогнутый участок труб, МН; от -- предел текучести материала труб, МПа;
п- запас прочности, принимаемый равным 1,35.
1.2.6.ТРУБЫ ДЛЯ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ КОММУНИКАЦИЙ
Трубопроводы промысловых коммуникаций выполняются обычно из труб общего сортамента. Это трубы по ГОСТ 3262 (газопроводные) и I ОСТ 8732 (горячекатаные). Они поставляются, как правило, без резьб. Длина их доходит до 12 м. Сортамент этих труб по диаметру весьма разнообразен. По ГОСТ 3262 трубы поставляются по диаметру
условного прохода от 6 до 150 мм. Они делятся на легкие, средние и усиленные в зависимости от испытательного давления, которое не пре вышает 3,2 МПа. Трубы по ГОСТ 8732 поставляются по наружному диаметру от 25 до 450 мм с толщиной стенок у самых меньших от 2,5 до 8 мм и у самых больших от J6 до 20 мм. Марки стали, из которых изготовляются эти трубы, приведены в табл. J.2.18.
|
|
|
|
Таблица 1.2.18 |
|
|
Материалы для изготовления промысловых трубопроводов |
||
|
|
Сталь марки |
|
Предел текучести, МПа, не менее |
|
|
Сталь 10 |
|
207 |
|
|
Счаль 20 |
|
246 |
|
|
Сталь 35 |
|
295 |
|
|
10Г2 |
|
265 |
; |
|
15х м |
|
226 |
г |
|
ЗОХМА |
|
393 |
! |
|
|
||
1 |
4 |
12ХЫ2А |
1 |
393 |
|
|
|
Промысловые трубопроводы проверяются на прочность и гидравли ческое сопротивление. При проверке прочности расчет ведется на до пускаемое давление. При расчете гидравлических сопротивлений необ ходимо учитывать, что большинство справочных таблиц составлено по условию перекачки воды, а в промысловой практике по трубопроводу перекачиваются вязкие жидкости и смеси.
Трубопроводы проектируются и изготовляются в соответствии с правилами, установленными Госгортехнадзором. Исключение состав ляют трубопроводы для пара, эксплуатируемые с абсолютным давлени ем до 0,2 МПа, для воды с температурой до J20 °С, временно устанав ливаемые трубопроводы со сроком действия до 1 года и некоторые дру гие. Трубы этих трубопроводов должны выдерживать давление испы тания, определенное по формуле
р = 2 S [от]/ dmi9 |
(1.2.14) |
где S - толщина стенки трубы (за вычетом допуска); [ат] - допускаемое равное 40 % предела текучести; cihH- внутренний диаметр
трубы.
Проектируя трубопровод по действующим правилам Госгортехнад зора, необходимо установить, распространяются ли на данный трубо провод правила проектирования Госгортехнадзора и к какой категории относится трубопровод.
1.3.СКВАЖИННЫЕ УПЛОТНИТЕЛИ - ПАКЕРЫ
1.3.1.КОНСТРУКТИВНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ ПАКЕРОВ
Пакеры служат для разобщения частей ствола скважины по вертика ли и герметизации нарушенных участков обсадной колонны. Они пред назначены для работы в скважине без профилактического осмотра или ремонта в течение нескольких часов (например, при гидроразрыве пла ста), нескольких месяцев (при закачке теплоносителей) или нескольких лет (например, пакеры для различных способов добычи нефти). Сква жинные уплотнители - пакеры - устанавливаются при эксплуатации в обсаженной части, а при бурении, как правило, - в необсаженной части скважины. В настоящей книге рассматриваются пакеры, которые ис пользуются при эксплуатации нефтяных и газовых скважин.
Перепады давления, воспринимаемые пакерами, находятся в интегвале от 7 до 70 МПа. Температура окружающей среды при эксплуата ции скважин может изменяться от 40 до 100 °С, а при тепловом воздей ствии на пласт достигает в некоторых случаях 300...400 °С. Окр^' каю щая среда, в которой работает пакер, обычно вызывает коррозию ме талла, а содержание в ней нефти и газа требует тщательного подбора материала уплотняющих элементов. Кроме того, осложняющими фак торами для пакеров, используемых для добычи нефти и газа, являются отложения солей, гидратов, смол, а также высокое содержание механи ческих примесей в пластовой жидкости.
3 |
Рис. 13.1. Схемы пакеров различных конструкций: |
||
\ |
|||
I |
а - с уплотнительным элементом, расширяющимся при действии осевой нагрузки, |
||
I |
с шлнпсовон опорой на обсадную колонну; 6 - |
самоуплотняющийся пакер (опора |
|
I |
нс показана): / - прорезь втулки; 2 - штифт; 3 - |
втулка; 4 - паужина (фонарь); 5 - |
|
ток пакера, 6. 7 - уплотняющие элсмсшы; 8 - конус; 9 - шлиисовый захват |
|||
|
Функциональное назначение пакера и его элементов: разобщение или герметизация ствола скважины; восприятие осевых усилий при установке и действии перепада давления. Для обеспечения этих функций конструк ция должна обеспечивать управление элементами пакера при его спуске в скважину и установке или демонтаже пакера; выполнение некоторых тех нологических функций (например, исключение в определенных случаях возможности притока жидкости из-под пакера в так называемом пакере с клапаном-отсекателем). Все это обусловливает его структурную схему, ко торая включает следующие элементы: уплотняющие элементы, опору па кера, систему управления пакером, технологические устройства (рис. i .3.1).
В зависимости от назначения и условий эксплуатации конструктив ное исполнение элементов меняется. Рассмотрим несколько подробней основные элементы лакеров.
Уплотнительные элементы
Различные исполнения этих элементов представлены на рис. 1.3,2. Конструкция пакера может содержать один или несколько уплотняю щих элементов. В зависимости от конструктивного исполнения уплот няющие элементы пакеров делятся на следующие группы:
1. Элементы, деформируемые за счет воздействия осевой нагрузки (см. рис. 1.3.2, а, б\ 1.3.1, а). Материалом для таких уплотнений могут слу жить резина (см. рис. 1.3.2, а), прорезиненная и пропитанная графитом асбестовая ткань (см. рис. 1.3.2, б) и для высоких температур - свинец.
Осевая нагрузка может создаваться весом колонны труб или усили ем, развиваемым поршнем под действием перепада давления среды.
2. Элементы, расширяющиеся при создании в их внутренней полос ти избыточного давления (см. рис. 1.3.2, б). Основным материалом для таких уплотнений служит резина.
Рис. 1.3.2. Схе.ны уплотня ющих элементов пакеров
в) необходимости защиты от выброса при газоили нефтепроявлениях (ггакер с клапаном-отсекателем);
2) при исследовании или испытании скважины в случае:
а) раздельного исследования пластов, вскрытых одной скважиной; б) проверки герметичности обсадной колонны или герметичности
изоляции пластов цементным кольцом; 3) при воздействии на пласт или его призабойную зону в случае:
а) гидроразрыва пласта; б) поддержания пластового давления;
в) подачи в пласт теплоносителей.
Для уплотняющих элементов (табл. 1.3.1) применяется синтетиче ская резина марок 4326, 4327, 3825 для пакеров с небольшой деформа цией уплотняющего элемента (см. рис. 1.3.2, б, в, г) и марок 4004, 3826-С для элементов с большой деформацией (см. рис. 1.3.2, а).
В качестве корда применяют хлопчатобумажную ткань, полимерные или металлические нити.
|
|
|
|
Таблица 1.3.1 |
Характеристика резин уплотняющих элементов пакеров |
||||
Мирка Предел |
Относительное Твердость по Температур |
Изменение веса при |
||
резины прочности, |
удлинение при |
твердомеру |
ные пределы |
воздействии смеси |
МПа |
разрыве, % |
ТМ-2 |
эксплуата |
бензина и бензола |
|
|
|
ции, °С |
(3:1) за 24 ч, % |
4326 |
8 |
170 |
65...80 |
4497 |
8 |
170 |
65... 80 |
3825 |
10 |
120 |
80...95 |
4004 |
10 |
200 |
70. .85 |
3826-С |
8 |
300 |
60. 75 |
-55. +100
1 |
О О |
-30...+ 100 -40.. +Ю0
-100.. +100
+35
+20
+15
+20
+15
Резина в резинокордных деталях заполняет поры корда и обволакивает его, создавая прочное соединение. Резина и корд имеют различную жест кость. Так, модуль упругости резины находится в пределах 1.. .5 МПа, тек стильного корда - (1 ...2)* 103 МПа, а металлического корда - 1*10^ МПа. Поэтому деформации, связанные с удлинением нитей корда, чрезвы чайно затруднены. Деформация резиновых элементов с кордом проис ходит за счет деформации резины и изменения углов, под которыми располагаются нити кордов, без удлинения самих нитей.
Наиболее распространенная техническая ткань для изготовления корда - бельтинг (хлопковая ткань) имеет толщину 1,9...2 мм, вес 1 м2 8,2...9,5 Н, степень заполнения 92,6...96,6 %, площадь каждой опоры ткани в просвете около 0,185 мм2 Прочность на разрыв хлопкового во локна равна 360...800 МПа.
Допустимую прочность на разрыв нитки корда обычно принимают равной около 0,3...0,6 кН. Шаг нитей в ткани определяют по степени заполнения и их толщине. В среднем он равен 1,1... 1,2 мм. В связи с этим деформации, связанные с удлинением нитей корда, чрезвычайно,
затруднены.
Еще одним элементом, относящимся к основным, является опора пакера. Опора нужна для восприятия веса НКТ при деформации уплот няющих элементов первых типов и восприятии осевых усилий при уплотнениях всех видов (осевых усилий, возникающих от давления жид кости и газа на пакер при его работе). Эти силы могут достигать десят ков и сотен килоньютонов и действовать в различных направлениях.
Опора пакера может осуществляться с упором:
•на забой, через хвостовик;
•переход диаметра обсадной колонны;
•шлипсовый захват за обсадную колонну;
•на торец обсадной трубы в ее муфтовом соединении. Хвостовики, выполняемые из насосно-компрессорных или буриль
ных труб, рекомендуется применять при плотном забое и ограниченном расстоянии между пакером и забоем (20...30, очень редко-До 100 м).
Наиболее часто применяется в пакерах шлипсовый захват. Шлипсо вый захват имеет конус 4 (см. рис. 1.3.1) и плашки 5 с насечкой, кото рые при осевом перемещении надвигаются на конус и, расходясь по диаметру, прижимаются к обсадной колонне. Врезаясь в обсадные тру бы, пакер может воспринимать осевые усилия. Плашки перемещаются по пазам, выполненным в конусе. Паз имеет форму типа “ласточкин хвост”, не позволяющую плашкам отходить от конуса. Материал пла шек - обычно сталь марки 20Х. Для повышения их твердости до 50.. .55 HRC плашки обычно цементируют и подвергают поверхностной закал ке. Сопряжение пакера с обсадной колонной может происходить не по поверхности, а в нескольких точках (в основном из-за разного диаметра сопрягающихся поверхностей плашки и трубы), поэтому плашки могут воспринимать изгибающие нагрузки, не ломаясь (сталь 20Х> сердцеви на некаленая).
Существует также конструкция шлилсового захвата с пружинами. Она состоит из трех шлипс 9, прижатых пружинами к конусу 8 (рис* 1.3.1). При спуске пакера или его подъеме шлипсы находятся у нижней части ко нуса и по диаметру свободно входят в обсадную колонну. В этом поло жении они удерживаются штифтом 2, закрепленным на штОке пакера, соединенным с НКТ. Штифт входит в паз втулки 3, к которой подсое динены шлипсы. Таким образом, шлипсы не сближаются с конусом, закрепленным также на штоке пакера. У места установки пакера НКТ и