Недвижимость / Строительство. Ремонт. Дизайн
Что такое насосно компрессорные трубы?
В качестве цилиндра насоса и подъемной колонны используются стальные бесшовные насосно компрессорные трубы, гладкие с высаженными наружу концами, изготовленные по ГОСТ 633-88. Трубы и муфты не должны иметь раковин, закатов, расслоений, трещин, вмятин и других механических нарушений.
На концах НКТ должны быть выполнены фаски под углом 30-40° к оси трубы. Во избежание заклинивания плунжера насосно компрессорные трубы должны быть откалиброваны с помощью шаблона на овальность.
Выбор НКТ. Работа ДНУ с ЛМП характеризуется изменением нагружения колонны труб и ленточного механизма подъема в течение цикла. При ходе вверх ленты и плунжера трубы испытывают внутреннее гидростатическое давление как в радиальном, так и в осевом направлении. В радиальном направлении давление передается боковой поверхности труб, а в осевом — на поверхность, равную разности площадей канала трубы и плунжера насоса.
Стоит также учитывать и то, что если производить бурения скважин в зимой при ходе ленты и плунжера насоса вниз гидростатическое давление в осевом направлении передается на всю площадь канала трубы. На колонну насосно-компрессорных труб также действует осевая нагрузка от веса труб. Вес ленты в нормальных условиях на колонну не передается, однако в аварийной ситуации, когда происходит обрыв ленты, нагрузка на колонну увеличивается. При расчете следует принимать, что вся нагрузка от веса ленты, плунжера и груза-утяжелителя передается трубам.
Расчет на прочность. Исходные данные для расчета:
1. Конструкция эксплуатационной колонны:
глубина скважины Н, м;
внутренний диаметр обсадной колонны Dq, mm; интервалы и интенсивность искривления ствола скважины от устья, градус/10 м.
2. Технологический режим работы скважины:
предполагаемый отбор жидкости из скважины (дебит или
подача насоса) £)ж, м3/сут; длина колонны НКТ L, м;
уровень (динамический) жидкости в скважине Lw м; устьевое и забойное давления р2, рс, МПа; плотность жидкости в скважине р, кг/м3; давление насыщения нефти газом рнас, МПа; средняя площадь сечения ленты FR, м2;
вес модульных плунжеров qn]I, H; вес груза-утяжелителя qTV, Н; вес ленты qR, H;
площадь плунжера насоса FnjI, м2.
Растягивающая нагрузка, действующая в верхней части произвольной г-й секции,
GP(K)= E/j(<7i + Яждд + #(£ — ^/i)<7i + Ял9 + <7гР# + <7пл#, (5.35) где /j — длина г-й секции, м; <7г ~ масса 1 м трубы г-й секции, кг/м; <7жг ~ масса 1 м жидкости в кольцевом пространстве между насосно-компрессорными трубами и лентой, кг/м; <7л ~ масса ленты в колонне, кг; д - ускорение свободного падения, м/с2; <7гр ~ масса груза утяжелителя, кг; <7пл ~ масса плунжера, кг.
Масса 1 м жидкости в кольцевом пространстве
где Fi,i ~ площадь канала трубы г-й секции; F-^i - площадь поперечного сечения штанг, м2; р — плотность жидкости внутри колонны.
Внутреннее давление рвя определяется как разность гидростатических давлений внутри колонны и за колонной насосно-компрессорных труб.
На участке колонны от устья до динамического уровня жидкости в скважине внутреннее давление изменяется пропорционально длине участка:
на участке 0 < / < ЬД рвн = pgl;
на участке LR< I < L рвя = pgLR, где / — расстояние до рассматриваемого сечения.
3. Методика расчета колонны НКТ
Диаметр и длину НКТ выбирают с учетом условий эксплуатации и технологических ограничений: динамического уровня, отбора жидкости из скважины, давления насыщения нефти газом и др.
Общая глубина спуска насоса
L = LR + pu/pg, (5.36)
где Ьд — динамический уровень жидкости в скважине, м; рп -давление на приеме насоса (или давление насыщения ), Па.
Длину секций колонны НКТ определяют из условия прочности на растяжение. Страгивающие Ост и растягивающие От нагрузки рассчитывают по формулам:
Ост = л£>ср6татЮ-3/[1 + nDcp/2/pCtg (a + <р)]; (5.37)
От = nDS<jTl0-3, (5.38)
где Dcp — средний диаметр сечения по впадине 1-го витка резьбы (в основной плоскости), мм; Ьт — толщина стенки трубы по впадине того же витка резьбы, мм; <тт— предел текучести материала труб, МПа; л — коэффициент разгрузки, л = bT/S + W,/р ~ длина резьбы с полным профилем (до основной плоскости), мм; а — угол между опорной поверхностью резьбы и осью трубы, равный 60°; ф — угол трения, принимаемый в расчетах, равный 7°; S - толщина стенки трубы, мм.
Средний диаметр сечения по впадине 1-го витка резьбы
Др = D — 2/г — 6Т,
где D — наружный диаметр трубы, мм; h - глубина резьбы, мм.
Критическая длина колонны, при которой происходит потеря устойчивости нижнего участка,
/кр = 2,55[£/0(<7 + <7л + <7ж)2]1/3/Гж(^пл — FJ, (5.39)
где /о = я/64(£)4 — rf4) + й63/12 — осевой момент инерции труб и ленты, м4; q — вес 1 м трубы, Н/м; qR — вес 1 м ленты, Н/м; <7Ж = = T^(FT — ^л) — вес жидкости внутри колонны труб, Н/м (Рт — площадь проходного канала труб, м2); FnjI — площадь плунжера, м2; .Рл — площадь сечения ленты, м2; D, d -наружный и внутренний диаметры труб, м; а — ширина ленты, м; Ь — толщина ленты, см.
Если L > /кр, то для повышения устойчивости целесообразно в нижней части колонны устанавливать толстостенные трубы или применять хвостовик. Вес хвостовика, при котором L = /кр, определяют из выражения
Охв = Тж(^пл — FJL — 2,55[Elo(q + Ял + <7ж)2]1/3- (5.40) При L > 1щ, длина искривленного участка
/и = 4,65[£/0/(<7 + Ял + <7ж)]1/3- (5.41)
Чтобы обеспечивать устойчивость и прямолинейность по всей длине колонны, наибольшее значение
Охв = (^пл — ^л)Тж£- (5-42)
Для наклонно направленных и искривленных скважин расчет колонн НКТ производится по вышеприведенным формулам, как и для вертикальных скважин, но при коэффициенте запаса прочности
п\ =
- щСоа),
(5.43)
где щ = 1,3 — нормативный коэффициент запаса прочности; а -интенсивность искривления, град/10 м;
Со = ££>нкт/2-573ат,
(5.44)
здесь Е — модуль упругости, МПа (для стали Е = 2,1-Ю5 МПа); £)нкт — наружный диаметр трубы, м; <тт — предел текучести,
МПа.
Таблица 5.1 Характеристики ЛМП
Толщина и ширина, мм |
Площадь поперечного сечения, мм2 |
Масса 1 м, кг/м |
Толщина и ширина, мм |
Площадь поперечного сечения, мм2 |
Масса 1 м, кг/м |
2X45 2,5 х 45 3,0 х 50 |
90 112,5 150 |
0,7065 0,8831 1,1775 |
3,5 х 45 3,5 х 95 3,2 х 50 |
157,5 332,5 160 |
1,2364 2,6101 1,2560 |
При расчете конкретной колонны следует использовать данные определенного месторождения. Геометрические и весовые характеристики ленты приведены в табл. 5.1.
Плунжер ДНУ — один из основных элементов ДНУ с ЛМП, от которого зависит работоспособность и надежность установки [172]. Поэтому работы по его совершенствованию продолжаются. Эффективность работы плунжера определяли экспериментальным путем.
В процессе опытных работ было изучено влияние конструктивных факторов на степень перекрытия внутренней полости насосно-компрессорных труб уплотнительным элементом плунжера — пакером, а также проверялась герметизирующая способность пары плунжер — НКТ.
Для исследования был выбран плунжер (рис. 5.12), который состоит из верхней присоединительной головки /, уплотнительных элементов-пакеров 2, нагнетательного клапана 3 и нижней присоединительной головки 4.
Схема уплотнительного элемента-пакера приведена на рис. 5.13.
На герметизирующую способность пакера оказывают влияние толщина и количество поперечных перегородок, расстояние между перегородками и соосность пакера и трубы. В разработанной конструкции пакера для насосно-компрессорных труб диаметром 60 и 73 мм принято пятикратное перекрытие потока жидкости с расстоянием между перегородками 8 и 15 мм.
Результаты стендовых испытаний показали, что при изменении угла наклона НКТ в пределах от 0 до 1° 20′ утечки через пакер увеличиваются по линейному закону с темпом 0,3 % утечек на 1′ угла наклона.