Как найти внутренний диаметр нкт

   Книги, научные публикации

приведен в табл. 12.1.

Размеры и масса НКТ гладких, с высаженными наружу концами и гладких высокогерметичных НКМ приведены в табл. 12.2 и 12.3. Раз меры безмуфтовых труб с высаженными наружу концами НКБ приве дены в табл. 12.4. Трубы и муфты изготовляются из стали одной и той же группы прочности (табл. 12.5).

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

Диаметр муфты и длину колонны НКТ определяют из условий экс плуатации.

Оптимальный внутренний диаметр колонны НКТ определяется из выражения [10].

L Qж gL dв = 188, (12.1) р1 – ру gL – ( р1 – ру ) где – плотность ГЖС, кг/м3;

L – глубина спуска колонны НКТ (подъ емных труб), м;

р1 – для фонтанных скважин принимается как давле ние на забое рзаб, Па, для газлифтных скважин как пусковое давление рп, Па;

ру – давление на устье, Па;

Qж – дебит жидкости, добываемой из скважины, м3/сут.

После вычисления по формуле (12.1) выбираются по стандарту трубы ближайшего большего диаметра. В случае ступенчатой конст рукции НКТ первая секция должна составляться из труб ближайшего к расчетному диаметра, а последующие секции – из труб большего диа метра.

По Р. А. Ганджумяну.

Т а б л и ц а 12. Сортамент труб Тип трубы Условный Безмуфтовая с Толщина С высажен- Гладкая вы диаметр тру высаженными стенки, мм Гладкая ными наружу сокогерме бы, мм наружу конца концами В тичная НКМ ми НКБ 27 3,0 – ДКЕ – – 33 3,5 ДКЕ ДКЕ – – 47 3,5 ДКЕ ДКЕ – – 48 4,0 ДКЕ ДКЕ – – 60 5,0 ДКЕ ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР 73 5,5 ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР 7,0 ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР 89 6,5 ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР 8,0 – ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР 102 6,5 ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР 114 7,0 ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР ДКЕЛМР Т а б л и ц а 12. Размеры (мм) и масса (кг) гладких труб и муфт к ним Труба Муфта Условный Наруж- Внутрен- Наруж диаметр Толщина Масса 1 Длина ный диа- ний диа- ный диа- Масса трубы стенки м Lм метр D метр d метр Dм Гладкие трубы 33 33,4 3,5 26,4 2,6 42,2 84 0, 42 42,2 3,5 35,2 3,3 52,2 90 0, 48 48,3 4,0 40,3 4,4 55,9 96 0, 60 60,3 5,0 50,3 6,8 73,0 110 1, 73 73,0 5,5 62,0 9,2 88,9 132 2, 7,0 59,0 11, 89 88,9 6,5 75,9 13,2 108,0 146 3, 102 101,6 6,5 83,6 15,2 120,6 150 4, 114 114,3 7,0 100,3 18,5 132,1 156 5, Гладкие высокогерметичные трубы НКМ 60 60,3 5,0 50,3 6,8 73,0 135 1, 73 73,0 5,5 62,0 9,2 88,9 135 2, 7,0 59,0 11, 89 88,9 6,5 75,9 13,2 108,0 155 4, 8,0 72,9 16, 102 101,6 88,6 155 5, 114 114,3 6,5 100,3 15,2 120,6 205 7, 7,0 18,5 132, Т а б л и ц а 12. Размеры (мм) и масса (кг) труб типа В с высаженными наружу концами и муфт к ним Труба Муфта 27 26,7 3,0 20,7 33,4 40 1,8 0,1 42,2 84 0, 33 33,4 3,5 26,4 37,3 45 2,6 0,1 48,3 90 0, 42 42,2 3,5 35,2 46,0 51 3,3 0,2 55,9 96 0, 48 48,3 4,0 40,3 53,2 57 4,4 0,4 63,5 100 0, 60 60,3 5,0 50,3 65,9 89 6,8 0,7 77,8 126 1, 73 73,0 5,5 62,0 78,6 95 9,2 0,9 93,2 134 2, 7,0 59,0 11, 89 88,9 6,5 75,9 95,2 102 13,2 1,3 114,3 146 4, 8,0 72,9 16, 102 101,6 6,5 88,6 108,0 102 15,2 1,4 127,0 154 5, 114 114,3 7,0 100,3 120,6 108 18,5 1,6 141,3 160 6, Примечание. На внутренней полости трубы на расстоянии (lв min + 25) мм от торца допускается технологическая конусность не более 1:50.

Т а б л и ц а 12. Размеры (мм) и масса (кг) безмуфтовых труб с высаженными наружу концами типа НКБ 60 60,3 5,0 50,3 71 53,5 48,3 95 6,8 1, 73 73,0 5,5 62,0 84 65,5 60,0 100 9,2 2, 7,0 59,0 86 63,0 57,0 11,4 2, 89 88,9 6,5 75,9 102 79,5 73,9 100 13,2 3, 8,0 72,9 104 77,0 70,9 16,0 3, м в м в min Внутренний диаметр d Условный диаметр трубы Наружный диаметр D Толщина стенки Наружный диаметр выса женной части D (предель ное отклонение +1,6) Длина высаженной части l Масса 1 м гладкой трубы Увеличение массы трубы вследствие высадки обоих концов Наружный диаметр D Длина L Масса в в в.н max в min Условный диаметр трубы Наружный диаметр D Толщина стенки Внутренний диаметр d Наружный диаметр выса женной части D (предель ное отклонение 0,5) Внутренний диаметр в по лости торца ниппельного d Внутренний диаметр в конце высаженной части d Длина высаженной части l Масса 1 м гладкой трубы Увеличение массы трубы вследствие высадки обоих концов 102 101,6 6,5 88,6 116 92,0 86,8 100 15,2 4, 114 114,3 7,0 100,3 130 104,0 98,3 100 18,5 4, Т а б л и ц а 12. Механические характеристики материалов насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633 – Норма механических свойств для сталей групп прочности Показатели Д К Е А Б Временное сопротивление, МПа 655 (66,8) 638 (65,0) 687 (70,0) 689 (70,3) (кгс/мм2), не менее Предел текучести, МПа (кгс/мм2):

не менее 379 (38,7) 373 (38,0) 491 (50,0) 552 (56,2) не более 552 (56,2) – – 758 (77,3) Относительное удлинение, %, не 14,3 16,0 12,0 13, менее П р о д о л ж е н и е т а б л. 12. Норма механических свойств для сталей групп прочности Показатели Л М Р Временное сопротивление, МПа 758 (77,3) 823 (83,9) 1000 (101,9) (кгс/мм2), не менее Предел текучести, МПа (кгс/мм2):

не менее 654 (66,8) 724 (73,8) 930 (94,9) не более 862 (87,9) 921 (93,9) 1137 (116,0) Относительное удлинение, %, не 12,3 11,3 9, менее Примечания. 1. Буквами А и Б обозначено исполнение труб. 2. Для труб из стали групп прочности Д исполнения Б максимальное значение предела текучести не ограни чено.

Пример 12.1. Определить диаметр колонны НКТ, свободно подвешенной без паке ра, при следующих условиях: плотность жидкости, закачиваемой в скважину при освое нии = 820 кг/м3;

длина колонны НКТ L = 3100 м;

давление на забое рзаб = 25 МПа;

дав ление на устье (буфере) ру = 3,5 МПа;

предполагаемый отбор (дебит) жидкости из сква жины Qж = 73 м3/сут.

Р е ш е н и е. Оптимальный внутренний диаметр колонны НКТ определяется по формуле (12.1):

0,82 10 73 9,8 dв = 188 = 56 мм.

6 0,82 103 9,8 3100 – (25 – 3,5) 25 10 – 3,5 По табл. 12.2 принимается ближайший больший стандартный внутренний диаметр труб 59 мм и соответственно трубы 737-D по ГОСТ 633 – 80.

Колонну НКТ рассчитывают на прочность при растяжении, на со противляемость смятию избыточным наружным давлением, на сопро тивляемость разрыву избыточным внутренним давлением.

Предельные осевые растягивающие нагрузки Рстр (Н), при кото рых в резьбовом соединении гладких труб напряжения достигают пре дела текучести, определяют по формуле Яковлева ЦШумилова. Пре дельное растягивающее усилие Рт (Н), при котором в теле труб с вы саженными наружу концами и безмуфтовых труб с высаженными на ружу концами (НКБ) возникает напряжение, равное пределу текуче сти, находят из выражения Рт = Dт. (12.2) Значения предельных страгивающей и растягивающей нагрузок для НКТ приведены в табл. 12.6.

Т а б л и ц а 12. Предельные (соответствующие пределу текучести) нагрузки (кН) для насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633 – Страгивающая нагрузка Рстр для гладких труб из Условный диа- Толщина стен стали группы прочности метр, мм ки, мм Д К Е Л М 33 3,5 – – – – – 42 3,5 – – – – – 48 4,0 113 148 160 192 60 5,0 196 250 285 337 73 5,5 278 365 402 476 7,0 370 486 535 636 89 6,5 415 546 620 710 8,0 – – – – – 102 6,5 440 580 640 755 114 7,0 545 717 833 932 П р о д о л ж е н и е т а б л. 12. Растягивающая нагрузка Рт для труб с высаженными концами типа НКБ из стали группы Условный диа- Толщина стен прочности метр, мм ки, мм Д К Е Л М 33 3,5 122 162 177 219 42 3,5 157 208 229 272 48 4,0 210 273 310 356 60 5,0 322 425 468 552 73 5,5 435 572 620 743 7,0 540 712 783 935 89 6,5 622 818 900 1065 8,0 754 995 1090 1298 102 6,5 723 951 1040 1237 114 7,0 880 1155 1270 1505 П р о д о л ж е н и е т а б л. 12. Растягивающая нагрузка Рт для труб типа НКМ из Условный диа- Толщина стен стали группы прочности метр, мм ки, мм Д К Е Л М 33 3,5 – – – – – 42 3,5 – – – – – 48 4,0 – – – – – 60 5,0 265 348 382 452 73 5,5 363 476 524 610 7,0 468 617 680 804 89 6,5 549 710 780 921 8,0 670 882 967 1142 102 6,5 622 820 902 1065 114 7,0 766 1070 1110 1310 Допустимая растягивающая нагрузка [Р]р, действующая на верх нюю трубу каждой секции (ступени) должна составлять:

для труб с гладкими концами и труб НКМ [Р]р Рстр/k1;

(12.3) для труб с высаженными наружу концами и труб НКБ [Р]р Рт/k1, (12.4) где k1 – нормативный коэффициент запаса прочности (КЗП), для вер тикальных скважин k1 = 1,3.

В искривленных скважинах КЗП определяют по формуле k k1 =, (12.5) 1- k1C0(i – 0,5) где k1 – нормативный КЗП, k1 = 1,3;

С0 – коэффициент, учитывающий прочные характеристики материала труб, С0 = ED (4 573 ) ;

(12.6) т i – интенсивность искривления, градус/10 м;

Е – модуль упругости, Е = 2,11011 Па.

Значения коэффициента запаса прочности k приведены в табл.

12.7.

При испытании колонны на герметичность или установке гидравли ческого пакера осевую растягивающую нагрузку Рр (Н) в верхней части произвольной колонны НКТ находят из выражения n Рр(n) = li g + ри.вSв. (12.7) qi i- Т а б л и ц а 12. Коэффициенты запаса прочности для труб по ГОСТ 633 – при эксплуатации наклонно направленных и искривленных скважин Группа прочности стали труб Условный диаметр, мм Д К Е Л М Р Интенсивность искривления i = 1/10 м 33 1,31 1,31 1,31 1,31 1,31 1, 42 1,32 1,31 1,31 1,31 1,31 1, 48 1,32 1,32 1,31 1,31 1,31 1, 60 1,33 1,32 1,32 1,31 1,31 1, 73 1,33 1,32 1,32 1,32 1,32 1, 89 1,34 1,33 1,33 1,32 1,32 1, 102 1,34 1,33 1,33 1,32 1,32 1, 114 1,35 1,34 1,33 1,33 1,32 1, Интенсивность искривления i = 2/10 м 33 1,33 1,32 1,32 1,32 1,31 1, 42 1,34 1,33 1,32 1,32 1,32 1, 48 1,34 1,33 1,33 1,32 1,32 1, 60 1,35 1,34 1,33 1,33 1,33 1, 73 1,36 1,35 1,34 1,34 1,33 1, 89 1,38 1,36 1,35 1,34 1,34 1, 102 1,39 1,37 1,36 1,35 1,35 1, 114 1,40 1,38 1,37 1,36 1,35 1, Интенсивность искривления i = 3/10 м 33 1,34 1,33 1,33 1,32 1,32 1, 42 1,35 1,34 1,34 1,33 1,33 1, 48 1,37 1,35 1,34 1,34 1,33 1, 60 1,38 1,36 1,36 1,35 1,34 1, 73 1,40 1,38 1,37 1,35 1,35 1, 89 1,42 1,39 1,38 1,36 1,36 1, 102 1,44 1,40 1,39 1,38 1,37 1, 114 1,46 1,42 1,40 1,39 1,38 1, Интенсивность искривления i = 4/10 м 33 1,36 1,34 1,34 1,33 1,33 1, 42 1,37 1,36 1,35 1,34 1,34 1, 48 1,39 1,36 1,36 1,35 1,34 1, 60 1,41 1,38 1,37 1,36 1,35 1, 73 1,44 1,40 1,39 1,37 1,37 1, 89 1,46 1,43 1,41 1,39 1,38 1, 102 1,49 1,44 1,43 1,40 1,39 1, 114 1,53 1,46 1,44 1,42 1,40 1, Интенсивность искривления i = 5/10 м 33 1,37 1,35 1,35 1,34 1,34 1, 42 1,39 1,37 1,36 1,35 1,35 1, 48 1,41 1,38 1,37 1,36 1,35 1, 60 1,44 1,40 1,39 1,38 1,37 1, 73 1,48 1,43 1,41 1,39 1,38 1, 89 1,52 1,46 1,44 1,41 1,40 1, 102 1,55 1,48 1,46 1,43 1,42 1, 114 1,59 1,51 1,48 1,45 1,43 1, Т а б л и ц а 12. Технические характеристики пакеров Механические пакеры Гидромеханические пакеры Параметры ПН-М ПН-ЯМ ПН-ЯГМ ПД-ЯГМ Наружный диаметр 94;

112;

118;

112;

118;

118;

122;

136;

112;

118;

122;

122;

132;

136;

136 140;

145 136;

140;

Рабочее давление, МПа – 21 (210) 21 (210) 21 (210) (кгс/см2) Диаметр проходного отвер- 40;

60;

76 62 62;

76 62;

76;

стия d, мм Условный диаметр эксплуа- 114;

140;

146;

146;

168 140;

146;

168;

140;

146;

тационной колонны труб, мм 168;

178 Диаметр присоединительной 60;

73;

89 73 73;

89 73;

89;

резьбы пакера, мм П р о д о л ж е н и е т а б л. 12. Гидравлические пакеры Параметры ГПД-ЯГ ПД-ЯГ;

2ПД-ЯГ ЦПД-ЯГ Наружный диаметр 112;

118;

122;

136;

112;

118;

136;

145 136;

140;

140;

Рабочее давление, МПа 50 (500) 35 (350);

35 (350) (кгс/см2) 50 (500) Диаметр проходного отвер- 62;

76 50;

76;

61 стия d, мм Условный диаметр эксплуа- 146;

168;

178 146;

168;

178 168;

тационной колонны труб, мм Диаметр присоединитель- 73;

89 60;

73;

89 ной резьбы пакера, мм Примечания. 1. Гидравлические пакеры ПД-ЯГ-112 изготавливаются на рабочее давление 50 и 70 МПа. 2. Гидравлические пакеры 2ПД-ЯГ-112 с резьбой для труб диа метром 89 мм изготавливаются с треугольной резьбой типа НКМ (для высокогерметич ных труб). 3. Температура рабочей среды не более 393 К (120 С).

Т а б л и ц а 12. Технические характеристики якорей Тип якоря Показатели ЯГ ЯГ Наружный диаметр якоря, мм 118;

136 112;

118;

122;

136;

140;

Рабочее давление, МПа (кгс/см2) 21 (210) 50 (500) Диаметр проходного отверстия d, мм 62;

76 62;

Температура рабочей среды, К ( С) 393 (120) 373 (100) Условный диаметр эксплуатационной 140;

146;

168 140;

146;

168;

колонны труб по ГОСТ 532 – 80, мм Примечание. Диаметр присоединительной резьбы пакера 73 и 89 мм.

Т а б л и ц а 12. Нагрузки, необходимые при распакеровке механического и гидромеханического пакеров Внутренний Наружный Внутренний Наружный диаметр об- диаметр паке- Нагрузка, диаметр об- диаметр паке- Нагрузка, садной колон- ра (резины), кН садной ко- ра (резины), кН ны, мм мм лонны, мм мм 94 87 13 132 115 97 87 22 146 136 112 98 38 152 136 118 108 26 162 145 121 108 33 165 145 Примечание. Усилие натяжения для освобождения всех пакеров не должно превы шать 125 кН.

При извлечении пакера n Рр(n) = li g + Р. (12.8) qi i- В формулах (12.7) и (12.8) i – порядковый номер секции;

n – число секций;

qi – масса 1 м трубы i-й секции, м;

Sв – площадь проходного канала трубы, м2;

ри.в – внутреннее избыточное давление, Па;

Р – осе вая растягивающая нагрузка при извлечении пакера, Н.

Значение ри.в определяется техническими характеристиками пакера (табл. 12.8) и якоря (табл. 12.9), а максимальное значение Р должно составлять 125 кН (табл. 12.10, примечание).

Осевая сжимающая нагрузка при установке механического или гидромеханического пакеров Рсж = Рраз, (12.9) где Рраз – разгрузка части веса труб на пакер, Н.

Значение Рраз определяется технической характеристикой пакера (см. табл. 12.10).

Осевую нагрузку на колонну с пакером под влиянием давлений, собственного веса труб и температуры жидкости в скважине в процес се эксплуатации рассчитывают по формулам:

n Рр(n) = li g +Р0, (12.10) qi i- 2 d d Р0 = рпак (1- 2) + рбуф – (D2 – d )нgh 4 2 – (D2н – d в)glпак – Рраз – Рt, (12.11) где Р0 – дополнительная растягивающая (сжимающая) нагрузка, Н;

рпак – давление рабочее на пакере, Па;

= 0,3 – коэффициент Пуассона;

н = н – н;

в = в – в,, – плотность жидкости снаружи и внутри колонны НКТ после ее н в спуска в скважину, кг/м3;

lпак – глубина установки пакера от устья скважины, м;

Рt – осевая нагрузка от температурных изменений, Н, Рt = аESt;

а – коэффициент линейного расширения, для стали а = 1210Ц6;

t – средняя температура жидкости в скважине, С (при нагреве принима ется со знаком “+”;

при охлаждении – со знаком “Ц”);

(t3 – t1) + (t4 – t2 ) t = ;

t1, t2 – температура в скважине соответственно на устье и на глубине lпак до начала эксплуатации, С;

t3, t4 – температура в скважине соот ветственно на устье и на глубине lпак во время эксплуатации, С.

При эксплуатации скважин на колонну НКТ действуют дополни тельные нагрузки, вызванные внутренним и наружным давлениями.

Схемы конструкции двух- и однорядных лифтовых колонн с пакером и без пакера показаны на рис. 12.1 и рис. 12.2 [10] соответственно.

Наружное избыточное давление (Па) определяют из выражения Ри.н z = р0 + (н – в)zg, (12.12) где р0 – давление на устье при освоении, Па;

н = 0 – плотность жид кости, закачиваемой в скважину при освоении, кг/м3.

На однорядную колонну НКТ без пакера в процессе эксплуатации действует наружное избыточное давление (Па), вычисляемое по фор муле z ( Ри.н z = [рзаб – ж g(L – z)]- рзаб – рбуф) + рбуф, (12.13) L где рзаб – забойное давление, Па;

ж = в – н – плотность жидкости в скважине, кг/м3;

рбуф – буферное устьевое давление, Па.

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

Рис. 12.1. Конструкции двухрядных лифтовых колонн (подъемников) с пакером (а) и без бакера (б), а также кольцевая (в) и цен тральная (г) системы:

1, 2 – номера рядов Рис. 12.2. Конструкция однорядных лифтовых колонн без пакера (а), с пакером (б), а также кольцевая (в) и центральная (г) систе мы Внутреннее избыточное давление рт (Па), при котором наибольшее напряжение в трубах достигает предела текучести, определяют по формуле Барлоу ркр = 2т/dн.

Внутреннее избыточное давление не должно превышать допускае мого значения ри.в рт/k2, (12.14) где k2 – нормативный КЗП.

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

Значения рт и ркр, рассчитанные по формулам, приведены в табл.

12.11.

Избыточное наружное давление не должно превышать допускаемо го значения:

Т а б л и ц а 12. Давления, при которых напряжение в теле труб по ГОСТ 633 – 80 достигают преде ла текучести, МПа Внутреннее давление рт труб из стали Условный диа- Толщина стен группы прочности метр, мм ки, мм Д К Е Л М 33 3,5 69,4 91,0 102,5 121,4 134, 42 3,5 54,3 71,5 80,5 95,3 105, 48 4,0 54,3 71,5 80,5 95,3 105, 60 5,0 54,3 71,5 80,5 95,3 105, 73 5,5 49,2 64,8 72,8 86,2 95, 7,0 62,6 82,4 92,7 109,8 121, 89 6,5 47,6 62,7 70,5 83,5 92, 8,0 58,5 77,0 86,6 102,6 113, 102 6,5 41,6 54,8 61,7 73,0 81, 114 7,0 40,0 52,5 59,0 70,0 77, П р о д о л ж е н и е т а б л. 12. Наружное давление р труб из стали кр Условный диа- Толщина стен группы прочности метр, мм ки, мм Д К Е Л М 33 3,5 54,2 66,5 72,6 84,8 96, 42 3,5 39,7 50,7 55,2 63,8 72, 48 4,0 41,1 52,7 57,5 66,5 75, 60 5,0 39,0 50,0 54,6 63,1 71, 73 5,5 36,2 46,5 50,5 58,0 65, 7,0 51,0 66,0 72,3 84,1 95, 89 6,5 36,6 46,5 50,6 58,0 65, 8,0 48,7 63,1 69,0 80,4 91, 102 6,5 29,6 37,6 40,5 45,9 50, 114 7,0 28,9 36,2 38,8 43,9 48, ри.н ркр/k3, (12.15) где k3 = 1,15 – КЗП.

При совместном действии растягивающей осевой нагрузки и на ружного давления на свободно подвешенную колонну условие проч ности трубы описывается выражением Рр ри.н zD т +1,15, (12.16) S 2 k где Рр – растягивающая нагрузка, Н;

ри.н z – наружное избыточное дав ление, Па;

D – наружный диаметр трубы, мм;

S – площадь поперечного сечения трубы, м2;

k1 = 1,3.

В процессе установки пакера (механического или гидромеханиче ского) нижняя часть колонны НКТ находится в изогнутом состоянии.

Условие прочности этого участка записывается в следующем виде:

1 f т Рсж +, (12.17) S0 2W0 k где Рсж – 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;

W – осевой момент сопротивления опасного сечения труб, м3.

Значения S0 и W0, как и другие геометрические характеристики НКТ, приведены в табл. 12.12.

Критическая сжимающая нагрузка (Н), при которой колонна НКТ подвергается продольному изгибу, определяется по формуле Ркр = 3,35 I(qg)2, (12.18) где EI – жесткость трубы, Нм2 (см. табл. 12.11);

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 запи сывается в следующем виде:

[Ри.в.у + (в – н )lng]D Р + + 2 S 0,2 f т + [Р0 + (Ри.в.у + вgln )Sв – н glnSн], W0 k (12.19) Т а б л и ц а 12. Геометрические характеристики насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633 – Осевой момент Площадь, см2 сопротивления, см 33 3,5 8,76 5,47 3,29 2,03 3,72 7655 2,23 1, 42 3,5 13,98 9,73 4,25 2,53 8,03 16526 3,81 2, 48 4,0 18,30 12,75 5,55 3,46 13,76 28318 5,70 3, 60 5,0 28,54 19,86 8,68 6,09 33,46 68860 11,10 7, 73 5,5 41,83 30,18 11,65 8,51 66,83 137536 18,31 13, 73 7,0 41,83 27,33 14,50 11,36 79,88 164393 21,88 17, 89 6,5 62,05 45,34 16,70 12,82 142,77 293820 32,12 24, 89 8,0 62,05 41,83 20,21 – 167,12 343930 37,60 – 102 6,5 81,03 61,62 19,41 13,74 220,45 453690 43,40 30, 114 7,0 102,56 78,97 23,59 17,19 340,86 701490 59,64 43, где Р0 – определяют по формуле (12.11), Н;

значения S0, W0, Sв, Sн бе рут из табл. 12.12.

Для каждой секции колонны НКТ надо определять КЗП по сле дующим формулам:

для гладких труб и труб типа НКМ k1(n) = Рстр(n) Рр(n) ;

(12.20) для труб с высаженными наружу концами и типа НКБ k1(n) = Рт(n) Рр(n), (12.21) где Рр(n) – определяют по формуле (12.10).

КЗП можно вычислить также по формуле:

н в Условный диаметр, мм Толщина стенки труб, мм по наружному диаметру S проходного канала S поперечного сечения S опасного сече ния гладких труб S Осевой момент инерции сечения трубы I, см Жесткость трубы EI, Н м Сечения трубы W Опасного сече ния гладких труб W Рстр(n) k1(n) =. (12.22) n qi g +Р li i= Длину первой секции (м) свободно подвешенной колонны (рис.

12.2, а, в, г) рассчитывают по формуле l1 = Рстр k1q1g, (12.23) где Рстр – страгивающая нагрузка для труб с гладкими концами или растягивающая нагрузка Рт для труб с высаженными наружу концами и труб типов НКМ и НКБ, Н;

k1 – КЗП на растяжение;

q1 – теоретиче ская масса 1 м колонны НКТ, кг/м.

Т а б л и ц а 12. Предельные глубины спуска (м) одноступенчатой колонны насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633 – Трубы гладкие из стали группы прочности Условный Толщина стен диаметр, мм ки, мм Д К Е Л М 33 3,5 – – – – – 42 3,5 – – – – – 48 4,0 1986 2614 2874 3397 60 5,0 2207 2904 3194 3775 73 5,5 2308 3037 3341 3948 73 7,0 2484 3266 3593 4246 89 6,5 2381 3133 3446 4073 89 8,0 – – – – – 102 6,5 2192 2885 3173 3750 114 7,0 2237 2944 3238 3827 П р о д о л ж е н и е т а б л. 12. Трубы с высаженными концами Условный Толщина стен из стали группы прочности диаметр, мм ки, мм Д К Е Л М 33 3,5 3612 4751 5226 6177 42 3,5 3593 4729 5200 6147 48 4,0 3582 4714 5185 6128 60 5,0 3564 4690 5159 6097 73 5,5 3535 4651 5116 6046 73 7,0 3573 4700 5171 6110 89 6,5 3504 4610 5072 5994 89 8,0 3539 4657 5122 6054 102 6,5 3535 4651 5117 6047 114 7,0 3537 4654 5119 6050 Предельные глубины спуска одноступенчатой колонны, составлен ной из труб по ГОСТ 633Ц80 одной группы прочности при k1 = 1, приведены в табл. 12.13 и 12.14.

Длины второй и последующих секций находят по формуле Рстр(n) n- – qi g li k1 i= ln =, (12.24) qn g где Рстр(n) – страгивающая нагрузка для труб n-й секции, Н;

li и qi – длина (м) и масса (кг/м) труб i-й секции.

Можно также воспользоваться выражением Т а б л и ц а 12. Предельные глубины спуска одноступенчатой колонны насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633 – 80, м Трубы типа НКМ из стали группы прочности Условный Толщина стен диаметр, мм ки, мм Д К Е Л М 60 5,0 2933 3860 4247 5018 73 5,5 3001 3948 4343 5133 73 7,0 3141 4132 4546 5372 89 6,5 3076 4047 4451 5261 89 8,0 – – – – – 102 6,5 3078 4050 4455 5265 114 7,0 3094 4071 4478 5293 П р о д о л ж е н и е т а б л. 12. Трубы типа НКБ из стали группы прочности Условный Толщина стен диаметр, мм ки, мм Д К Е Л М 60 5,0 3589 4723 5195 6140 73 5,5 3610 4750 5224 6174 73 7,0 3615 4756 5232 6183 89 6,5 3581 4712 5183 6126 89 8,0 3589 4722 5194 6138 102 6,5 3605 4743 5217 6166 114 7,0 3611 4752 5227 6177 Рстр(n) – Рстр(n-1) ln =. (12.25) k1qng Длину первой секции колонны, устанавливаемой с гидравлическим (гидромеханическим) пакером, или колонны, подвергаемой испыта нию на герметичность, определяют из выражения Рстр(n) – Рд k ln =. (12.26) q1g Длина второй и последующих секций (n 2) составит Рстр(n) n- – qi g – Рд li k1 i= ln =, (12.27) qn g где Рдоп – дополнительная нагрузка, действующая на колонну от избы точного устьевого давления или от напряжения колонны при освобож дении пакера, Н.

В расчетах принимается большее из значений Рдоп, полученных по формулам Рдоп = Sврпак;

Рдоп = Sври.в;

Рдоп = Р, (12.28) где Sв – площадь проходного канала труб, м2;

рпак – рабочее давление пакера, Па;

Р – усилие натяжения колонны при освобождении пакера, Н.

Пример 12.2. Воспользовавшись условием и решением примера 12.1, рассчитать колонну НКТ, при следующих исходных данных: внутренний диаметр обсадной колонны dв = 132 мм;

интенсивность искривления ствола в интерва- ле 500Ц2080 м составляет i = 3/10 м, пластовое давление рпл = 29 МПа;

давление на устье при освое нии ру = 10 МПа;

плотность жидкости в скважине ж = = 1040 кг/м3.

Р е ш е н и е. Длина первой секции для выбранных труб 737 и значению Рстр = кН по формуле (12.23) при i = 3/10 м, k = 1,4 (см. табл. 12.7) 370 l1 = = 2305 м.

1,40 11,7 9, При совместном действии растягивающей осевой нагрузки и наружного давления верхняя труба первой секции на глубине z = L – l1 = 3100 – 2305 = 795 м проверяется на наружное давление по формулам (12.12) и (12.13):

Ри.н z = 1107 + (820 – 1040)795 = 9,8106 Па;

Ри.н z = [25106 – 820(3100 – 795)] – [25106 – 3,5106) + 3,5106] = 14,1106 Па.

По большему из рассчитанных значений ри.н z определяем фактическое значение КЗП по формуле (12.15) 3 6 264,3 10 14,1 10 73 373 + 1,15 =, – 14,5 10 2 7 k где Рр = 9,811,72305 = 264,3103 Н;

S = 14,5 см2 (см. табл. 12.12);

k = 1,4, что больше допустимого.

Длину второй секции определяем по формуле (12.24) и (12.25) и комплектуем эту секцию из труб 737-К по ГОСТ 633Ц80 (по возрастанию группы прочности).

Согласно табл. 12.6 Рстр2 = 486103 Н, Рстр1 = 370103 Н;

k = 1,38 (см. табл. 12.7).

Следовательно, (486 – 370) l2 = = 734 м.

1,38 9,8 11, Последнюю третью секцию комплектуем из труб 737-Е по ГОСТ 633 – 80:

l3 = L – (l1 + l2 ) = [3100 – (2305 + 735)] = 61 м.

Однако в целях уменьшения числа секций в колонне целесообразно вторую секцию колонны НКТ комплектовать из труб с высаженными наружу концами 737 группы прочности Д. По табл. 12.6 и 12.7 Рт2 = 540103 Н и k = 1,40.

(540 – 370) Тогда l2 = = 1044 м.

1,40 9,8 11, Длина второй секции l2 = 3100 – 2305 = 795 м.

По формуле (12.15) проверим на прочность верхнюю трубу второй секции с учетом избыточного наружного давления ри.н = 107 МПа при Рр = (9,811,702305 + + 9,879511,87) = 356,7103 Н:

356,7103 10773 +1,15 =.

27 k 14,510- Коэффициент k = 1,22, что меньше допустимого. Следовательно, вторую секцию колонны НКТ необходимо комплектовать из труб 737 группы прочности К.

При проверке на прочность 3 7 356,7 10 10 73 491 + 1,15 =.

– 14,5 10 2 7 k Устанавливаем, что k = 1,6, что больше допустимого значения.

Конструкция колонны, полученная в результате расчета, приведена в табл. 12.15.

Т а б л и ц а 12. Условное обозначе Номер Длина сек- Коэффициент запа ние труб по ГОСТ Вес секции, кН (тс) секции ции, м са прочности k 633 – 1 737-Д 2305 264 (27) 1, 2 В-737-К 795 92,5 (9,4) 1, Пример 12.3. Рассчитать колонну НКТ с гидравлическим пакером, установленным на глубине lпак = 2900 м в вертикальной скважине Н = 2980 м для следующих условий:

внутренний диаметр обсадной колонны D0 = 132 м;

давление на забое рзаб = 24 МПа;

давление на устье рбуф = 2,5 МПа;

пластовое давление рпл = = 28 МПа;

перепад давления на пакере рпак = 21 МПа;

предполагаемый дебит (отбор) жидкости из скважины Qж = м3/сут;

плотность жидкости: добываемой в = 840 кг/м3, в скважине ж = 900 кг/м3, зака чиваемой в скважину при освоении н = 840 кг/м3;

температура жидкости в скважине в процессе эксплуатации: на устье t3 = 35 С, t4 = 90 С;

длина колонны НКТ L = 2930 м.

Р е ш е н и е. На основании исходных данных оптимальный внутренний диаметр колонны НКТ определяется из выражения (12.1):

0,84 10 2930 53 9,8 dв = 188 = 60 мм.

6 6 3 6 24 10 – 2,5 10 0,84 10 9,8 2930 – (24 10 – 2,5 10 ) Расчетному диаметру соответствуют трубы с наружным диаметром 73 мм. Выбира ем трубы 735,5-Д по ГОСТ 633 – 80.

По прочностным характеристикам труб, приведенным в табл. 12.6, определяем дли ну первой секции колонны НКТ по формуле (12.26) при k = 1,3;

Рстр1 = = 278103 Н:

278 – 1, l1 = = 1227 м.

9,47 9, Здесь Рдоп = 2110630,1810Ц4 = 63,4103 Н [см. формулу (12.28) и табл. 12.12]. Так как дополнительная максимальная нагрузка при извлечении пакера Р = 105 Н больше нагруз ки от действия давления, то для расчета принимаем наибольшее значение Рдоп = Р = Н.

Длина первой секции l1 меньше общей длины колонны L, поэтому необходимо вы полнить расчет длины второй секции.

Вторую секцию составляем из труб 735,5-К и рассчитываем по формуле (12.27) при k = 1,3;

Рстр2 = 365103 Н:

365 – 1227 9,47 9,8 – 1, l2 = 730 м.

9,47 9, Так как l1 + l2 < L, то необходимо выполнить расчет третьей секции, которую состав ляем из труб 735,5-Е (k = 1,3;

Рстр3 = 402103 Н):

402 – 9,47 9,8(1227 + 730) – 1, l3 = = 298 м.

9,47 9, Так как l1 + l2 + l3 < L, то необходимо выполнить расчет четвертой секции, которую составляем из труб 735,5-Л (k = 1,3;

Рстр4 = 476103 Н):

476 – 9,47 9,8(1227 + 730 + 298) – 1, l4 = = 613 м.

9,47 9, Поскольку l1 + l2 + l3 + l4 = 2868 м < L, то последнюю, пятую, секцию необходимо составить из труб 735,5-М по ГОСТ 633 – 80 (Рстр5 = 540103 Н);

l5 = = (2930 – 2868) = 63 м.

С учетом прочностных характеристик труб (см. табл. 12.13) гладких и с высажен ными концами, а также результатов полученных расчетов, можно уменьшить число секций в колонне НКТ. На практике при эксплуатации многосекционных колонн, со стоящих из труб различных групп прочности, возможно смешивание таких труб в про цессе ремонта скважин, при выполнении СПО и профилактике на трубных базах.

Согласно приведенным расчетам последнюю, пятую, секцию колонны составляем из труб 735,5-М (Рстр5 = 540103 Н).

Данная предельная нагрузка соответствует трубам В-735,5-К, у которых Рт = = 572103 Н. Поэтому вместо четырех последних секций колонны (групп прочности К, Е, Л, М) можно составить одну секцию из труб В-735,5-К:

572 – 9,47 9,8 1227 – 1, l2 = = 2393 м;

9,64 9, l1 + l2 = 1227 + 2393 = 3620 м > L.

Поэтому длину второй секции принимаем l2 = L – l1 = 2930 – 1227 = 1703 м.

В процессе эксплуатации скважины с гидравлическим пакером колонну проверяют на устойчивость под воздействием температуры и давления.

С этой целью определяется осевая нагрузка на трубы по формуле (12.10), предвари тельно рассчитываются дополнительные нагрузки Рt, Р0 при Рраз = 0:

Рt = 1210Ц62,1101111,6510Ц420 = 58716 Н = 58,72103 Н, (35 – 15) + (90 – 70) где t = = 20 C;

3,14 3, 2 -4 6 2 2 -4 0 = 6,2 10 21 10 (1 – 2 0,3) – (7,3 – 6,2 ) 10 0,82 10 2930 + 4 3,14 0,3 3,14 0, 2 -4 6 2 2 4 – + 6,2 10 2,5 10 – (7,3 0,82 – 6,2 0,82)10 10 2900 – 2 – 58,72 10 = -174 206 H = -174 кН.

Так как Р0 величина отрицательная, КЗП по формуле (12.11) не определяют. В этом случае над пакером действуют сжимающие нагрузки. Критическую сжимающую на грузку определяем по формуле (12.18):

Ркр = 3,35 137 540 (9,47 9,8) = 3544 Н.

Поскольку Р0 > Ркр, нижняя часть колонны над пакером изогнется. При этом условие прочности проверяем по формуле (12.19) при следующих значениях величин:

Sв = 30,1810Ц4 м2;

Sн = 41,8310Ц4 м2;

S0 = 8,5110Ц4 м2;

W0 = 13,310Ц6 м3;

в = 0,84103 кг/м3;

н = 0,84104 кг/м3;

13,2 – 7, – f = = 2,95 см = 2,95 10 м;

Т а б л и ц а 12. Конструкция колонны Коэффициенты запа Условное обозна Номер секции Длина сек- Вес секции, са прочности чение труб по (снизу вверх) ции, м кН (тс) ГОСТ 633 – k1 k Расчетная 1 735,5-Д 1227 116 (11,8) 1,3 1, 2 735,5-К 730 68 (6,9) 1,3 – 3 735,5-Е 298 27 (2,8 1,3 – 4 735,5-Л 613 57 (5,8) 1,3 – 5 735,5-М 62 5,7 (0,6) 1,54 – Наиболее рациональная 1 735,5-Д 1227 116 (11,8) 1,3 1, 2 В-735,5-К 1703 161 (16,4) 1,54 – 6 4 3 – [2,5 10 + (0,82 – 0,82) 2900 10 ] 73 – 174 10 0,2 2,95 + + -4 – 2 5,5 8,51 10 13,3 3 6 4 -4 4 – [- 174 10 + (2,5 10 + 0,82 10 2900) 30,18 10 – 0,82 10 2900 41,83 10 ]= 373 =.

k Отсюда k1 = 1,98, что больше допустимого значения.

Конструкция колонны, полученная в результате расчета, и наиболее рациональная конструкции колонны приведены в табл. 12.16.

   Книги, научные публикации