Зеленый цвет индикатора соответствует;pdf

12. РАСЧЕТ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ
ТРУБ 1
Сортамент насосно-компрессорных труб, предназначенных для освоения, испытания и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, подвешиваемых в арматуре устья скважины, 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. Размеры безмуфтовых труб с высаженными наружу концами НКБ приведены 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 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 [10].
dв = 188
ρL
р1 − р у
Qж gL
,
ρgL − ( р1 − р у )
(12.1)
где ρ – плотность ГЖС, кг/м3; L – глубина спуска колонны НКТ (подъемных труб), м; р1 – для фонтанных скважин принимается как давление 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 конструкции НКТ первая секция должна составляться из труб ближайшего к
расчетному диаметра, а последующие секции – из труб большего диаметра.
1
386
По Р. А. Ганджумяну.
Т а б л и ц а 12.1
Сортамент труб
Тип трубы
Условный
Толщина
диаметр трустенки, мм
бы, мм
27
33
47
48
60
73
Гладкая
3,0
3,5
3,5
4,0
5,0
5,5
7,0
6,5
8,0
6,5
7,0
89
102
114
–
ДКЕ
ДКЕ
ДКЕ
ДКЕ
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
–
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
Безмуфтовая с
С высажен- Гладкая вывысаженными
ными наружу сокогерменаружу концаконцами В тичная НКМ
ми НКБ
ДКЕ
ДКЕ
ДКЕ
ДКЕ
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
–
–
–
–
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
–
–
–
–
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
Т а б л и ц а 12.2
Размеры (мм) и масса (кг) гладких труб и муфт к ним
Условный
Наруждиаметр
ный диатрубы
метр D
Труба
Толщина
стенки δ
Муфта
ВнутренМасса
ний диам
метр d
Наруж1
ный диаметр Dм
Длина
Lм
Масса
42,2
52,2
55,9
73,0
88,9
84
90
96
110
132
0,4
0,6
0,5
1,3
2,4
108,0
120,6
132,1
146
150
156
3,6
4,5
5,1
73,0
88,9
135
135
1,8
2,5
108,0
155
4,1
120,6
155
205
5,1
7,4
Гладкие трубы
33
42
48
60
73
33,4
42,2
48,3
60,3
73,0
89
102
114
88,9
101,6
114,3
3,5
3,5
4,0
5,0
5,5
7,0
6,5
6,5
7,0
26,4
35,2
40,3
50,3
62,0
59,0
75,9
83,6
100,3
2,6
3,3
4,4
6,8
9,2
11,4
13,2
15,2
18,5
Гладкие высокогерметичные трубы НКМ
60
73
60,3
73,0
89
88,9
102
114
101,6
114,3
5,0
5,5
7,0
6,5
8,0
6,5
50,3
62,0
59,0
75,9
72,9
88,6
100,3
6,8
9,2
11,4
13,2
16,0
15,2
387
7,0
18,5
132,1
Т а б л и ц а 12.3
Размеры (мм) и масса (кг) труб типа В с высаженными
наружу концами и муфт к ним
Масса
Длина Lм
Наружный диаметр Dм
Увеличение массы трубы
вследствие высадки обоих
концов
Масса 1 м гладкой трубы
Муфта
Длина высаженной части
l в min
Наружный диаметр высаженной части Dв (предельное отклонение +1,6)
26,7
33,4
42,2
48,3
60,3
73,0
Внутренний диаметр d
Наружный диаметр D
27
33
42
48
60
73
Толщина стенки δ
Условный диаметр трубы
Труба
3,0
20,7
33,4
40
1,8
0,1
42,2
84
3,5
26,4
37,3
45
2,6
0,1
48,3
90
3,5
35,2
46,0
51
3,3
0,2
55,9
96
4,0
40,3
53,2
57
4,4
0,4
63,5
100
5,0
50,3
65,9
89
6,8
0,7
77,8
126
5,5
62,0
78,6
95
9,2
0,9
93,2
134
7,0
59,0
11,4
89
88,9
6,5
75,9
95,2
102
13,2
1,3
114,3 146
8,0
72,9
16,0
102
101,6
6,5
88,6 108,0
102
15,2
1,4
127,0 154
114
114,3
7,0
100,3 120,6
108
18,5
1,6
141,3 160
Примечание. На внутренней полости трубы на расстоянии (lв min + 25) мм от
допускается технологическая конусность не более 1:50.
0,4
0,5
0,7
0,8
1,5
2,8
4,2
5,0
6,3
торца
388
71
84
86
102
104
53,5
65,5
63,0
79,5
77,0
48,3
60,0
57,0
73,9
70,9
Увеличение массы трубы
вследствие высадки обоих
концов
50,3
62,0
59,0
75,9
72,9
Масса 1 м гладкой трубы
5,0
5,5
7,0
6,5
8,0
Длина высаженной части
lв min
Внутренний диаметр в
конце высаженной части dв
88,9
Внутренний диаметр в полости торца ниппельного
dв.н max
89
Наружный диаметр высаженной части Dв (предельное отклонение ±0,5)
60,3
73,0
Внутренний диаметр d
Наружный диаметр D
60
73
Толщина стенки δ
Условный диаметр трубы
Т а б л и ц а 12.4
Размеры (мм) и масса (кг) безмуфтовых труб с высаженными
наружу концами типа НКБ
95
100
6,8
9,2
11,4
13,2
16,0
1,8
2,2
2,6
3,2
3,7
100
102
101,6
6,5
88,6
116
92,0
86,8
100
15,2
114
114,3
7,0
100,3
130
104,0
98,3
100
18,5
Т а б л и ц а 12.5
Механические характеристики материалов насосно-компрессорных труб
по ГОСТ 633– 80
4,0
4,8
Норма механических свойств для сталей
групп прочности
Показатели
Д
А
К
Е
638 (65,0)
687 (70,0)
689 (70,3)
373 (38,0)
–
16,0
491 (50,0)
–
12,0
552 (56,2)
758 (77,3)
13,0
Б
Временное сопротивление, МПа
655 (66,8)
(кгс/мм2), не менее
Предел текучести, МПа (кгс/мм2):
не менее
379 (38,7)
не более
552 (56,2)
Относительное удлинение, %, не
14,3
менее
П р о д о л ж е н и е т а б л. 12.5
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
9,5
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 ограничено.
Пример 12.1. Определить диаметр колонны НКТ, свободно подвешенной без пакера, при следующих условиях: плотность жидкости, закачиваемой в скважину при освоении ρ = 820 кг/м3; длина колонны НКТ L = 3100 м; давление на забое рзаб = 25 МПа; давление на устье (буфере) ру = 3,5 МПа; предполагаемый отбор (дебит) жидкости из скважины Q ж = 73 м3/сут.
Р е ш е н и е. Оптимальный внутренний диаметр колонны НКТ определяется по
формуле (12.1):
3
dв = 188
0,82 ⋅ 10 ⋅ 3100
6
25 ⋅ 10 − 3, 5 ⋅ 10
6
3
73 ⋅ 9,8 ⋅ 3100
0,82 ⋅ 10 3 ⋅ 9,8 ⋅ 3100 − ( 25 − 3, 5) ⋅ 10 6
= 56 мм.
По табл. 12.2 принимается ближайший больший стандартный внутренний диаметр
труб 59 мм и соответственно трубы 73×7-D по ГОСТ 633– 80.
389
Колонну НКТ рассчитывают на прочность при растяжении, на сопротивляемость смятию избыточным наружным давлением, на сопротивляемость разрыву избыточным внутренним давлением.
Предельные осевые растягивающие нагрузки Рстр (Н), при которых в резьбовом соединении гладких труб напряжения достигают предела текучести, определяют по формуле Яковлева –Шумилова. Предельное растягивающее усилие Рт (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
Рт = πDδσт .
(12.2)
Значения предельных страгивающей и растягивающей нагрузок для
НКТ приведены в табл. 12.6.
Т а б л и ц а 12.6
Предельные (соответствующие пределу текучести) нагрузки (кН)
для насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633– 80
Условный диа- Толщина стенметр, мм
ки, мм
33
42
48
60
73
89
102
114
3,5
3,5
4,0
5,0
5,5
7,0
6,5
8,0
6,5
7,0
Страгивающая нагрузка Рстр для гладких труб из
стали группы прочности
Д
К
Е
Л
М
–
–
113
196
278
370
415
–
440
545
–
–
148
250
365
486
546
–
580
717
–
–
160
285
402
535
620
–
640
833
–
–
192
337
476
636
710
–
755
932
–
–
222
388
540
730
820
–
870
1076
П р о д о л ж е н и е т а б л. 12.6
Растягивающая нагрузка Рт для труб
Условный диа- Толщина стен- с высаженными концами типа НКБ из стали группы
прочности
метр, мм
ки, мм
33
42
48
60
73
89
390
3,5
3,5
4,0
5,0
5,5
7,0
6,5
Д
К
Е
Л
М
122
157
210
322
435
540
622
162
208
273
425
572
712
818
177
229
310
468
620
783
900
219
272
356
552
743
935
1065
242
312
410
640
855
1065
1227
102
114
8,0
6,5
7,0
754
723
880
995
951
1155
1090
1040
1270
1298
1237
1505
1435
1430
1745
П р о д о л ж е н и е т а б л. 12.6
Условный диа- Толщина стенметр, мм
ки, мм
33
42
48
60
73
89
102
114
3,5
3,5
4,0
5,0
5,5
7,0
6,5
8,0
6,5
7,0
Растягивающая нагрузка Рт для труб типа НКМ из
стали группы прочности
Д
К
Е
Л
М
–
–
–
265
363
468
549
670
622
766
–
–
–
348
476
617
710
882
820
1070
–
–
–
382
524
680
780
967
902
1110
–
–
–
452
610
804
921
1142
1065
1310
–
–
–
522
716
925
1046
1320
1230
1510
Допустимая растягивающая нагрузка [Р]р, действующая на верхнюю 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 вертикальных скважин k1 = 1,3.
В искривленных скважинах КЗП определяют по формуле
k1′ =
k1
,
1 − k1C0 (iθ − 0,5)
(12.5)
где k1 – нормативный КЗП, k1 = 1,3; С0 – коэффициент, учитывающий
прочные характеристики материала труб,
С 0 = ED ( 4 ⋅ 573σ т ) ;
(12.6)
iθ – интенсивность искривления, градус/10 м; Е – модуль упругости, Е
= 2,1⋅1011 Па.
Значения коэффициента запаса прочности k′1 приведены в табл.
12.7.
391
При испытании колонны на герметичность или установке гидравлического пакера осевую растягивающую нагрузку Рр (Н) в верхней части
произвольной колонны НКТ находят из выражения
n
Рр(n) =
∑q l g + р
i −1
i i
и.в
Sв .
(12.7)
Т а б л и ц а 12.7
Коэффициенты запаса прочности для труб по ГОСТ 633– 80
при эксплуатации наклонно направленных и искривленных скважин
Условный
диаметр, мм
392
Группа прочности стали труб
Д
33
42
48
60
73
89
102
114
1,31
1,32
1,32
1,33
1,33
1,34
1,34
1,35
33
42
48
60
73
89
102
114
1,33
1,34
1,34
1,35
1,36
1,38
1,39
1,40
33
42
48
60
73
89
102
114
1,34
1,35
1,37
1,38
1,40
1,42
1,44
1,46
33
42
48
60
73
89
102
114
1,36
1,37
1,39
1,41
1,44
1,46
1,49
1,53
К
Е
Л
Интенсивность искривления iθ = 1°/10 м
1,31
1,31
1,31
1,31
1,31
1,31
1,32
1,31
1,31
1,32
1,32
1,31
1,32
1,32
1,32
1,33
1,33
1,32
1,33
1,33
1,32
1,34
1,33
1,33
Интенсивность искривления iθ = 2°/10 м
1,32
1,32
1,32
1,33
1,32
1,32
1,33
1,33
1,32
1,34
1,33
1,33
1,35
1,34
1,34
1,36
1,35
1,34
1,37
1,36
1,35
1,38
1,37
1,36
Интенсивность искривления iθ = 3°/10 м
1,33
1,33
1,32
1,34
1,34
1,33
1,35
1,34
1,34
1,36
1,36
1,35
1,38
1,37
1,35
1,39
1,38
1,36
1,40
1,39
1,38
1,42
1,40
1,39
Интенсивность искривления iθ = 4°/10 м
1,34
1,34
1,33
1,36
1,35
1,34
1,36
1,36
1,35
1,38
1,37
1,36
1,40
1,39
1,37
1,43
1,41
1,39
1,44
1,43
1,40
1,46
1,44
1,42
Интенсивность искривления iθ = 5°/10 м
М
Р
1,31
1,31
1,31
1,31
1,32
1,32
1,32
1,32
1,31
1,31
1,31
1,31
1,31
1,31
1,32
1,32
1,31
1,32
1,32
1,33
1,33
1,34
1,35
1,35
1,31
1,31
1,32
1,32
1,33
1,33
1,34
1,34
1,32
1,33
1,33
1,34
1,35
1,36
1,37
1,38
1,32
1,32
1,33
1,33
1,34
1,35
1,36
1,36
1,33
1,34
1,34
1,35
1,37
1,38
1,39
1,40
1,32
1,33
1,33
1,34
1,35
1,36
1,37
1,38
33
42
48
60
73
89
102
114
1,37
1,39
1,41
1,44
1,48
1,52
1,55
1,59
1,35
1,37
1,38
1,40
1,43
1,46
1,48
1,51
1,35
1,36
1,37
1,39
1,41
1,44
1,46
1,48
1,34
1,35
1,36
1,38
1,39
1,41
1,43
1,45
1,34
1,35
1,35
1,37
1,38
1,40
1,42
1,43
1,33
1,34
1,34
1,35
1,36
1,38
1,39
1,40
Т а б л и ц а 12.8
Технические характеристики пакеров
Параметры
Наружный диаметр
Механические пакеры
ПН-М
94; 112; 118;
122; 132; 136;
140; 145
МПа
–
Рабочее давление,
(кгс/см2)
Диаметр проходного отвер- 40; 60; 76
стия d, мм
Условный диаметр эксплуа- 114; 140; 146;
тационной колонны труб, мм
168; 178
Диаметр присоединительной 60; 73; 89
резьбы пакера, мм
ПН-ЯМ
112; 118;
136
Гидромеханические пакеры
ПН-ЯГМ
ПД-ЯГМ
118; 122; 136; 112; 118; 122;
140; 145
136; 140
21 (210)
21 (210)
21 (210)
62
62; 76
62; 76; 89
146; 168
73
140; 146; 168; 140; 146; 168
178
73; 89
73; 89; 102
П р о д о л ж е н и е т а б л. 12.8
Параметры
ГПД-ЯГ
Гидравлические пакеры
ПД-ЯГ; 2ПД-ЯГ
ЦПД-ЯГ
Наружный диаметр
112; 118; 122; 136; 112; 118; 136; 145
136; 140; 145
140; 145
Рабочее давление, МПа
50 (500)
35 (350);
35 (350)
(кгс/см2)
50 (500)
Диаметр проходного отвер62; 76
50; 76; 61
80
стия d, мм
Условный диаметр эксплуа146; 168; 178
146; 168; 178
168; 178
тационной колонны труб,
мм
Диаметр присоединитель73; 89
60; 73; 89
114
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 диаметром 89 мм изготавливаются с треугольной резьбой типа НКМ (для высокогерметичных труб). 3. Температура рабочей среды не более 393 К (120 °С).
393
Т а б л и ц а 12.9
Технические характеристики якорей
Тип якоря
Показатели
ЯГ
ЯГ1
Наружный диаметр якоря, мм
118; 136
112; 118; 122; 136; 140; 145
Рабочее давление, МПа (кгс/см2)
21 (210)
50 (500)
Диаметр проходного отверстия d, мм
62; 76
62; 76
Температура рабочей среды, К (° С)
≤ 393 (120)
≤ 373 (100)
Условный диаметр эксплуатационной 140; 146; 168
140; 146; 168; 178
колонны труб по ГОСТ 532– 80, мм
Примечание. Диаметр присоединительной резьбы пакера 73 и 89 мм.
Т а б л и ц а 12.10
Нагрузки, необходимые при распакеровке механического
и
гидромеханического пакеров
Внутренний
Наружный
диаметр об- диаметр пакесадной колон- ра (резины),
ны, мм
мм
Нагрузка,
кН
Внутренний
диаметр обсадной колонны, мм
Наружный
диаметр пакера (резины),
мм
Нагрузка,
кН
94
87
13
132
115
47
97
87
22
146
136
35
112
98
38
152
136
51
118
108
26
162
145
54
121
108
33
165
145
68
Примечание. Усилие натяжения для освобождения всех пакеров не должно превышать 125 кН.
При извлечении пакера
n
Рр(n) =
∑ q l g + ∆Р.
i −1
i i
(12.8)
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 – осевая 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).
394
Осевую нагрузку на колонну с пакером под влиянием давлений,
собственного веса труб и температуры жидкости в скважине в процессе эксплуатации рассчитывают по формулам:
n
Рр(n) =
∑ q l g +Р ,
i −1
Р0 =
−
i i
0
(12.10)
πd 2
πd 2 µ
π
рпак (1 − 2 µ ) +
рбуф − ( D 2 − d 2 ) ρ н gh −
4
2
4
πµ 2
D ∆ρ н − d 2 ∆ρ в )gl пак − Рраз − Рt ,
(
4
(12.11)
где Р0 – дополнительная растягивающая (сжимающая) нагрузка, Н; рпак
– давление рабочее на пакере, Па; µ = 0,3 – коэффициент Пуассона;
∆ρ н = ρ н − ρ н′ ; ∆ρ в = ρ в − ρ в′ ,
ρ′н, ρ′в – плотность жидкости снаружи и внутри колонны НКТ после ее
спуска в скважину, кг/м3; lпак – глубина установки пакера от устья
скважины, м; Рt – осевая нагрузка от температурных изменений, Н,
Рt =
аES∆t ;
а – коэффициент линейного расширения, для стали а = 12⋅10–6; ∆t –
средняя температура жидкости в скважине, °С (при нагреве принимается со знаком "+"; при охлаждении – со знаком "–");
∆t =
(t 3 − t1 ) + (t 4 − t 2 )
;
2
t1, t2 – температура в скважине соответственно на устье и на глубине
lпак до начала эксплуатации, °С; t3, t4 – температура в скважине соответственно на устье и на глубине lпак во время эксплуатации, °С.
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. 12.1 и рис. 12.2 [10] соответственно.
Наружное избыточное давление (Па) определяют из выражения
Ри.н z = р0 + (ρн – ρв)zg,
(12.12)
где р0 – давление на устье при освоении, Па; ρн = ρ0 – плотность жидкости, закачиваемой в скважину при освоении, кг/м3.
395
На однорядную колонну НКТ без пакера в процессе эксплуатации
действует наружное избыточное давление (Па), вычисляемое по формуле
Ри.н z =
[рзаб − ρ ж g ( L − z)]− ( рзаб − рбуф ) z + рбуф  ,

L

(12.13)
где рзаб – забойное давление, Па; ρж = ρв – ρн – плотность жидкости в
скважине, кг/м3; рбуф – буферное устьевое давление, Па.
При расчете колонны НКТ, на которую действует внутреннее избыточное или наружное избыточное давление, верхнюю трубу каждой
секции проверяют на прочность.
396
Рис. 12.1. Конструкции двухрядных лифтовых колонн (подъемников) с пакером (а) и без бакера (б), а также кольцевая (в) и центральная (г) системы:
1, 2 – номера рядов
397
Рис. 12.2. Конструкция однорядных лифтовых колонн без пакера (а), с пакером (б), а также кольцевая (в) и центральная (г) системы
398
Внутреннее избыточное давление рт (Па), при котором наибольшее
напряжение в трубах достигает предела текучести, определяют по
формуле Барлоу ркр = 2δσт/dн.
Внутреннее избыточное давление не должно превышать допускаемого 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 допускаемого значения:
Т а б л и ц а 12.11
Давления, при которых напряжение в теле труб по ГОСТ 633– 80 достигают предела текучести, МПа
Условный диаметр, мм
Толщина стенки, мм
33
42
48
60
73
3,5
3,5
4,0
5,0
5,5
7,0
6,5
8,0
6,5
7,0
89
102
114
Внутреннее давление рт труб из стали
группы прочности
Д
К
Е
Л
М
69,4
54,3
54,3
54,3
49,2
62,6
47,6
58,5
41,6
40,0
91,0
71,5
71,5
71,5
64,8
82,4
62,7
77,0
54,8
52,5
102,5
80,5
80,5
80,5
72,8
92,7
70,5
86,6
61,7
59,0
121,4
95,3
95,3
95,3
86,2
109,8
83,5
102,6
73,0
70,0
134,5
105,5
105,5
105,5
95,6
121,6
92,6
113,6
81,0
77,8
П р о д о л ж е н и е т а б л. 12.11
Условный диаметр, мм
Толщина стенки, мм
33
42
48
60
73
3,5
3,5
4,0
5,0
5,5
7,0
6,5
8,0
6,5
7,0
89
102
114
Наружное давление ркр труб из стали
группы прочности
Д
К
Е
Л
М
54,2
39,7
41,1
39,0
36,2
51,0
36,6
48,7
29,6
28,9
66,5
50,7
52,7
50,0
46,5
66,0
46,5
63,1
37,6
36,2
72,6
55,2
57,5
54,6
50,5
72,3
50,6
69,0
40,5
38,8
84,8
63,8
66,5
63,1
58,0
84,1
58,0
80,4
45,9
43,9
96,7
72,0
75,1
71,4
65,2
95,8
65,0
91,0
50,8
48,3
399
ри.н ≤ ркр/k3,
(12.15)
где k3 = 1,15 – КЗП.
При совместном действии растягивающей осевой нагрузки и наружного давления на свободно подвешенную колонну условие прочности трубы описывается выражением
Рр
S
+ 1,15
ри.н z D
2δ
≤
σт
,
k1
(12.16)
где Рр – растягивающая нагрузка, Н; ри.н z – наружное избыточное давление, Па; D – наружный диаметр трубы, мм; S – площадь поперечного
сечения трубы, м2; k1 = 1,3.
В процессе установки пакера (механического или гидромеханического) нижняя часть колонны НКТ находится в изогнутом состоянии.
Условие прочности этого участка записывается в следующем виде:
 1
f  σт
 ≤
Рсж  +
,
 S 0 2W0  k1
(12.17)
где Рсж – осевая сжимающая нагрузка (разгрузка на пакер), Н; S0 –
площадь опасного сечения труб (для гладких труб по основной плоскости), 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 табл. 12.12.
Критическая сжимающая нагрузка (Н), при которой колонна НКТ
подвергается продольному изгибу, определяется по формуле
Ркр = 3,35 3
ΕI (qg ) 2 ,
(12.18)
2
где EI – жесткость трубы, Н⋅м (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 записывается в следующем виде:
400
[ Ри.в.у + ( ρ в − ρ н )ln g ]D
2δ
+
+
Р0
+
S0
σ
0,2 f
Р0 + ( Ри.в.у + ρ в gln ) S в − ρ н gln S н ≤ т ,
W0
k1
[
]
(12.19)
по наружному
диаметру Sн
проходного
канала Sв
поперечного
сечения S
опасного сечения гладких
труб S0
Осевой момент инерции
сечения трубы I, см 4
Жесткость трубы EI,
Н⋅м 2
3,5
3,5
4,0
5,0
5,5
7,0
6,5
8,0
6,5
7,0
8,76
13,98
18,30
28,54
41,83
41,83
62,05
62,05
81,03
102,56
5,47
9,73
12,75
19,86
30,18
27,33
45,34
41,83
61,62
78,97
3,29
4,25
5,55
8,68
11,65
14,50
16,70
20,21
19,41
23,59
2,03
2,53
3,46
6,09
8,51
11,36
12,82
–
13,74
17,19
3,72
8,03
13,76
33,46
66,83
79,88
142,77
167,12
220,45
340,86
7655
16526
28318
68860
137536
164393
293820
343930
453690
701490
Осевой момент
сопротивления,
см3
Опасного сечения гладких
труб W0
Толщина стенки труб,
мм
33
42
48
60
73
73
89
89
102
114
Площадь, см2
Сечения
трубы W
Условный диаметр, мм
Т а б л и ц а 12.12
Геометрические характеристики насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633– 80
2,23
3,81
5,70
11,10
18,31
21,88
32,12
37,60
43,40
59,64
1,37
2,29
3,51
7,37
13,30
17,01
24,55
–
30,58
43,32
где Р0 – определяют по формуле (12.11), Н; значения S0, W0, Sв, Sн берут из табл. 12.12.
Для каждой секции колонны НКТ надо определять КЗП по следующим 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:
401
k1(n) =
Рстр ( n )
n
∑ l q g +Р
i =1
.
(12.22)
0
i i
Длину первой секции (м) свободно подвешенной колонны (рис.
12.2, а, в, г) рассчитывают по формуле
l1 = Рстр k1q1 g ,
(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 – теоретическая масса 1 м колонны НКТ, кг/м.
Т а б л и ц а 12.13
Предельные глубины спуска (м) одноступенчатой колонны
насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633– 80
Трубы гладкие из стали группы прочности
Условный
диаметр, мм
Толщина стенки, мм
Д
К
Е
Л
М
33
42
48
60
73
73
89
89
102
114
3,5
3,5
4,0
5,0
5,5
7,0
6,5
8,0
6,5
7,0
–
–
1986
2207
2308
2484
2381
–
2192
2237
–
–
2614
2904
3037
3266
3133
–
2885
2944
–
–
2874
3194
3341
3593
3446
–
3173
3238
–
–
3397
3775
3948
4246
4073
–
3750
3827
–
–
3920
4355
4555
4899
4700
–
4327
4416
П р о д о л ж е н и е т а б л. 12.13
Условный
диаметр, мм
Толщина стенки, мм
33
42
48
60
73
73
89
89
102
3,5
3,5
4,0
5,0
5,5
7,0
6,5
8,0
6,5
402
Трубы с высаженными концами
из стали группы прочности
Д
К
Е
Л
М
3612
3593
3582
3564
3535
3573
3504
3539
3535
4751
4729
4714
4690
4651
4700
4610
4657
4651
5226
5200
5185
5159
5116
5171
5072
5122
5117
6177
6147
6128
6097
6046
6110
5994
6054
6047
7128
7092
7070
7035
6976
7051
6916
6985
6977
114
7,0
3537
4654
5119
6050
6981
Предельные глубины спуска одноступенчатой колонны, составленной из труб по ГОСТ 633– 80 одной группы прочности при k1 = 1,3
приведены в табл. 12.13 и 12.14.
Длины второй и последующих секций находят по формуле
Рстр ( n )
ln =
k1
n −1
− ∑ li qi g
i =1
qn g
,
(12.24)
где Рстр(n) – страгивающая нагрузка для труб n-й секции, Н; li и
длина (м) и масса (кг/м) труб i-й секции.
Можно также воспользоваться выражением
qi –
Т а б л и ц а 12.14
Предельные глубины спуска одноступенчатой колонны
насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633– 80, м
Условный
диаметр, мм
Толщина стенки, мм
60
73
73
89
89
102
114
5,0
5,5
7,0
6,5
8,0
6,5
7,0
Трубы типа НКМ из стали группы прочности
Д
К
Е
Л
М
2933
3001
3141
3076
–
3078
3094
3860
3948
4132
4047
–
4050
4071
4247
4343
4546
4451
–
4455
4478
5018
5133
5372
5261
–
5265
5293
5790
5923
6198
6070
–
6075
6107
П р о д о л ж е н и е т а б л. 12.14
Условный
диаметр, мм
Толщина стенки, мм
60
73
73
89
89
102
114
5,0
5,5
7,0
6,5
8,0
6,5
7,0
Трубы типа НКБ из стали группы прочности
Д
К
Е
Л
М
3589
3610
3615
3581
3589
3605
3611
4723
4750
4756
4712
4722
4743
4752
5195
5224
5232
5183
5194
5217
5227
6140
6174
6183
6126
6138
6166
6177
7085
7124
7135
7068
7083
7115
7127
403
ln =
Рстр ( n ) − Рстр ( n−1)
k1qn g
.
(12.25)
Длину первой секции колонны, устанавливаемой с гидравлическим
(гидромеханическим) пакером, или колонны, подвергаемой испытанию на герметичность, определяют из выражения
Рстр ( n )
ln =
− Рд
k1
.
q1 g
(12.26)
Длина второй и последующих секций (n ≥ 2) составит
Рстр ( n )
ln =
k1
n −1
− ∑ li qi g − Рд
i =1
qn g
,
(12.27)
где Рдоп – дополнительная нагрузка, действующая на колонну от избыточного устьевого давления или от напряжения колонны при освобождении пакера, Н.
В расчетах принимается большее из значений Рдоп, полученных по
формулам
Рдоп = Sв рпак; Рдоп = Sв ри.в; Рдоп = ∆Р,
(12.28)
2
где Sв – площадь проходного канала труб, м ; 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 500–2080 м
составляет iθ = 3°/10 м, пластовое давление рпл = 29 МПа; давление на устье при освоении ру = 10 МПа; плотность жидкости в скважине ρж = = 1040 кг/м3.
Р е ш е н и е. Длина первой секции для выбранных труб 73×7 и значению Рстр = 370
кН по формуле (12.23) при iθ = 3°/10 м, k 1′ = 1,4 (см. табл. 12.7)
l1 =
370 ⋅ 10
3
1, 40 ⋅ 11, 7 ⋅ 9,8
= 2305 м.
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 = 1⋅107 + (820 – 1040)795 = 9,8⋅106 Па;
404
Ри.н z = [25⋅106 – 820(3100 – 795)] – [25⋅106 – 3,5⋅106)
795
3100
+ 3,5⋅106] = 14,1⋅106 Па.
По большему из рассчитанных значений ри.н z определяем фактическое значение КЗП
по формуле (12.15)
264,3 ⋅ 10
14, 5 ⋅ 10
3
−4
6
+ 1,15
14,1 ⋅ 10 ⋅ 73
2⋅7
=
373 ⋅ 10
k1′
6
,
где Рр = 9,8⋅11,7⋅2305 = 264,3⋅103 Н; S = 14,5 см2 (см. табл. 12.12); k 1′ = 1,4, что больше
допустимого.
Длину второй секции определяем по формуле (12.24) и (12.25) и комплектуем эту
секцию из труб 73×7-К по ГОСТ 633–80 (по возрастанию группы прочности).
Согласно табл. 12.6 Рстр2 = 486⋅103 Н, Рстр1 = 370⋅103 Н; k ′1 = 1,38 (см. табл. 12.7).
Следовательно,
l2 =
( 486 − 370) ⋅ 10
3
1, 38 ⋅ 9,8 ⋅ 11, 7
= 734 м.
Последнюю третью секцию комплектуем из труб 73×7-Е по ГОСТ 633– 80:
l 3 = L − ( l1 + l 2 ) = [ 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 73×7 группы
прочности Д. По табл. 12.6 и 12.7 Рт2 = 540⋅103 Н и k ′1 = 1,40.
3
( 540 − 370) ⋅ 10
= 1044 м.
Тогда l 2 =
1, 40 ⋅ 9,8 ⋅ 11,87
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 = (9,8⋅11,70⋅2305 + + 9,8⋅795⋅11,87)
= 356,7⋅103 Н:
356,7 ⋅ 10
3
−4
14,5 ⋅ 10
10 ⋅ 73
7
+ 1,15
2⋅ 7
373⋅ 10
.
k1′
6
=
Коэффициент k′1 = 1,22, что меньше допустимого. Следовательно, вторую секцию
колонны НКТ необходимо комплектовать из труб 73×7 группы прочности К.
При проверке на прочность
356, 7 ⋅ 10
14,5 ⋅ 10
3
−4
7
+ 1,15
10 ⋅ 73
2⋅7
=
491 ⋅ 10
k1′
6
.
Устанавливаем, что k 1′ = 1,6, что больше допустимого значения.
Конструкция колонны, полученная в результате расчета, приведена в табл. 12.15.
405
Т а б л и ц а 12.15
Номер
секции
Условное обозначение труб по ГОСТ
633– 80
1
2
73×7-Д
В-73×7-К
Длина секКоэффициент запаВес секции, кН (тс)
ции, м
са прочности k1
2305
795
264 (27)
92,5 (9,4)
1,40
1,60
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 Q ж = 53
м3/сут; плотность жидкости: добываемой ρв = 840 кг/м3, в скважине ρж = 900 кг/м3, закачиваемой в скважину при освоении ρн = 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):
3
d в = 188
0,84 ⋅ 10 ⋅ 2930
6
24 ⋅ 10 − 2,5 ⋅ 10
6
53 ⋅ 9,8 ⋅ 2930
3
3
6
6
0,84 ⋅ 10 ⋅ 9,8 ⋅ 2930 − ( 24 ⋅ 10 − 2,5 ⋅ 10 )
= 60 мм .
Расчетному диаметру соответствуют трубы с наружным диаметром 73 мм. Выбираем трубы 73×5,5-Д по ГОСТ 633– 80.
По прочностным характеристикам труб, приведенным в табл. 12.6, определяем длину первой секции колонны НКТ по формуле (12.26) при k′1 = 1,3; Рстр1 = = 278⋅103 Н:
3
278 ⋅ 10
5
− 10
1,3
l1 =
= 1227 м.
9, 47 ⋅ 9,8
Здесь Рдоп = 21⋅106⋅30,18⋅10–4 = 63,4⋅103 Н [см. формулу (12.28) и табл. 12.12]. Так как
дополнительная максимальная нагрузка при извлечении пакера ∆Р = 105 Н больше нагрузки от действия давления, то для расчета принимаем наибольшее значение Рдоп = ∆Р = 105
Н.
Длина первой секции l1 меньше общей длины колонны L, поэтому необходимо выполнить расчет длины второй секции.
Вторую секцию составляем из труб 73×5,5-К и рассчитываем по формуле (12.27)
при k ′1 = 1,3; Рстр2 = 365⋅103 Н:
365 ⋅ 10
l2
1,3
3
− 1227 ⋅ 9, 47 ⋅ 9,8 − 10
9, 47 ⋅ 9,8
5
= 730 м.
Так как l1 + l2 < L, то необходимо выполнить расчет третьей секции, которую составляем из труб 73×5,5-Е (k ′1 = 1,3; Рстр3 = 402⋅103 Н):
406
402 ⋅ 10
l3 =
3
− 9, 47 ⋅ 9,8(1227 + 730) − 10
1,3
5
= 298 м.
9, 47 ⋅ 9,8
Так как l1 + l2 + l3 < L, то необходимо выполнить расчет четвертой секции, которую
составляем из труб 73×5,5-Л (k ′1 = 1,3; Рстр4 = 476⋅103 Н):
476 ⋅ 10
l4 =
3
− 9, 47 ⋅ 9,8(1227 + 730 + 298) − 10
1,3
5
= 613 м.
9, 47 ⋅ 9,8
Поскольку l1 + l2 + l3 + l4 = 2868 м < L, то последнюю, пятую, секцию необходимо
составить из труб 73×5,5-М по ГОСТ 633– 80 (Рстр5 = 540⋅103 Н); l5 =
= (2930 – 2868)
= 63 м.
С учетом прочностных характеристик труб (см. табл. 12.13) гладких и с высаженными концами, а также результатов полученных расчетов, можно уменьшить число
секций в колонне НКТ. На практике при эксплуатации многосекционных колонн, состоящих из труб различных групп прочности, возможно смешивание таких труб в процессе ремонта скважин, при выполнении СПО и профилактике на трубных базах.
Согласно приведенным расчетам последнюю, пятую, секцию колонны составляем из
труб 73×5,5-М (Рстр5 = 540⋅103 Н).
Данная предельная нагрузка соответствует трубам В-73×5,5-К, у которых Рт = =
572⋅103 Н. Поэтому вместо четырех последних секций колонны (групп прочности К, Е,
Л, М) можно составить одну секцию из труб В-73×5,5-К:
572 ⋅ 10
l2 =
1,3
3
− 9, 47 ⋅ 9,8 ⋅ 1227 − 10
5
= 2393 м;
9, 64 ⋅ 9,8
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), предварительно рассчитываются дополнительные нагрузки Рt, Р0 при Рраз = 0:
Рt = 12⋅10–6⋅2,1⋅1011⋅11,65⋅10–4⋅20 = 58 716 Н = 58,72⋅103 Н,
где ∆t =
(35 − 15) + (90 − 70)
2
= 20 ° C;
407
Ρ0 =
+
3,14
4
3,14 ⋅ 0,3
2
2
6, 2 ⋅ 10
2
−4
6, 2 ⋅ 10
6
⋅ 21 ⋅ 10 (1 − 2 ⋅ 0,3) −
−4
6
⋅ 2,5 ⋅ 10 −
3,14 ⋅ 0,3
4
3,14
4
2
2
( 7 ,3 − 6, 2 ) ⋅ 10
2
2
−4
4
⋅ 0,82 ⋅ 10 ⋅ 2930 +
4
( 7 ,3 ⋅ 0,82 − 6, 2 ⋅ 0,82)10 ⋅ 10
−4
⋅ 2900 −
3
− 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 нагрузку определяем по формуле (12.18):
Ркр = 3,35 3 137 540 (9, 47 ⋅ 9,8)
2
= 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 = 30,18⋅10–4 м2; Sн = 41,83⋅10–4 м2; S0 = 8,51⋅10–4 м2;
W0 = 13,3⋅10–6 м3; ρв = 0,84⋅103 кг/м3; ρн = 0,84⋅104 кг/м3;
f=
13, 2 − 7 ,3
2
= 2,95 см = 2,95 ⋅ 10
−2
м;
Т а б л и ц а 12.16
Конструкция колонны
Номер секции
(снизу вверх)
1
2
3
4
5
1
2
408
Условное обозначение труб по
ГОСТ 633– 80
Длина секции, м
Вес секции,
кН (тс)
Расчетная
1227
116 (11,8)
730
68 (6,9)
298
27 (2,8
613
57 (5,8)
62
5,7 (0,6)
Наиболее рациональная
73×5,5-Д
1227
116 (11,8)
В-73×5,5-К
1703
161 (16,4)
73×5,5-Д
73×5,5-К
73×5,5-Е
73×5,5-Л
73×5,5-М
Коэффициенты запаса прочности
k1
k2
1,3
1,3
1,3
1,3
1,54
1,96
–
–
–
–
1,3
1,54
1,98
–
[2,5 ⋅ 10
6
+ ( 0,82 − 0,82) ⋅ 2900 ⋅ 10
4
2 ⋅ 5,5
[
3
6
]⋅ 73 + − 174 ⋅ 10
8,51 ⋅ 10
4
3
−4
× − 174 ⋅ 10 + ( 2,5 ⋅ 10 + 0,82 ⋅ 10 ⋅ 2900) ⋅ 30,18 ⋅ 10
=
373 ⋅ 10
+
−4
0, 2 ⋅ 2,95 ⋅ 10
13,3 ⋅ 10
4
−6
−2
×
− 0,82 ⋅ 10 ⋅ 2900 ⋅ 41,83 ⋅ 10
−4
]=
6
.
k1
Отсюда k1 = 1,98, что больше допустимого значения.
Конструкция колонны, полученная в результате расчета, и наиболее рациональная
конструкции колонны приведены в табл. 12.16.
409