1.6. Насосно-компрессорные трубы зарубежных фирм

В настоящее время на многих нефтяных и газовых промыслах России находят широкое применение зарубежные насосно- компрессорные трубы. Эти трубы чаще всего выполнены по стандарту API (Американского нефтяного института), Spec 5В, Spec5BC, Spec5BX.

Эти насосно-компрессорные трубы имеют наружный диаметр от 26,7 до 114,3 мм с высаженными концами, без высадки или с раструбом на муфтовом конце трубы. Для соединений насосно- компрессорных труб, наряду с обычной резьбой с конусностью 1:16, углом профиля 60° и шагом 3,175 или 2,54 мм, используют специальные трапецеидальные или упорные резьбы. С целью повышения герметичности применяют соединения с дополнительными уплотни- тельными поверхностями, а также с уплотнительными кольцами из тефлона (фторопласта). Для предохранения труб от коррозии некоторые фирмы применяют покрытие внутренней поверхности труб пластмассами.

Насосно-компрессорные трубы изготовляют бесшовными из сталей группы прочности Н-40, J-55 (соответствует группе прочности Д по ГОСТ 633) и N-80 по стандарту АНИ (спецификация 5В), из стали группы прочности Р-105 по спецификации 5ВХ АНИ и из стали группы прочности С-75 (соответствует группам прочности стали К и Е) для скважин с сернистой средой по спецификации 5ВС АНИ (табл. 1.9).

Химический состав сталей группы прочности Н-40, J-55, N-80 (аналог группы прочности стали Е) и Р-105 (группа прочности М) в стандартах не указывается.

Таблица 1.9- Механические характеристики материалов для НКТ по API Spec SB, SBC, SBX

Группа прочности стали	Предел прочности при растяжении, МПа, не менее	Предел текучести при растяжении, МПа, не менее	Наименьшее удлинение при разрыве, %
Н-40	420	280	29,5
J-55	520	380	24,0
С-75	660	520	19,5
N-80	700	560	18,5
Р-105	840	730	16,0

Конструкции соединений, применяемых в насосно- компрессорных трубах зарубежного производства, представлены на (рис. 1.15 [3]).

1.7. Расчет насосно-компрессорных труб

Расчеты НКТ можно разделить на технологические и прочностные. К технологическим относятся: расчеты гидравлического сопротивления потоку, движущемуся по трубам; определение работы газа по подъему жидкости в колонне труб; проверка удлинения труб.

Расчеты на прочность определяют допустимость использования данных труб по следующим параметрам: по нагрузке, вызывающей

страгивание резьбового соединения; по эквивалентному напряжению, возникающему в опасном сечении трубы с учетом давления среды и осевой нагрузки; по циклической переменной нагрузке; по усилиям, вызывающим продольный изгиб трубы. Необходимость учитывать все или часть этих факторов при расчете НКТ определяется условиями их работы. Насосно-компрессорные трубы могут растягиваться под действием веса колонны труб, присоединенного оборудования, давления откачиваемой жидкости. При подаче к забою жидкости в верхней части колонны могут возникать напряжения от избыточного внутреннего давления, при опоре колонны НКТ в скважине на якорь может возникать продольный изгиб.

Рассмотрим расчет растягивающей нагрузки, вызывающей страгивание резьбового соединения (при котором в резьбовом соединении для гладких труб напряжение достигает предела текучести).

Страгивающую нагрузку определяют по формуле Яковлева - Шумилова

P_CT = tDcpB_T/(1 +  D_cp ctg( +  )/ 21) (1.16)

где: Dcp - средний диаметр тела трубы под резьбой в ее основной плоскости, м; Dcp = Dвнp + В, Dвнp - внутренний диаметр трубы под резьбой, м; В - толщина тела трубы под резьбой, м; 1 - длина резьбы, м; _т - предел текучести для материала труб, Па;  - угол профиля резьбы, для НКТ = 60°;  - угол трения, для стальных труб = 9°;  = В / ( В + S) - поправка Шумилова на жесткость основного тела трубы; S - номинальная толщина трубы, м.

Для равнопрочных труб и труб НКБ расчет ведется исходя из прочности тела трубы

Рт = _т ( D_H² - D_BH²)/ 4, (1.17)

где Dн, D_BH - наружный и внутренний диаметры трубы.

Для труб НКМ расчет ведется по формуле

Pст = [ (D_H - 0,17)² - (D_H - 2 S)²] _тmin /4 (1.18)

где _тmin - наименьший предел текучести при растяжеиии.

Допускаемая нагрузка для неравнопрочной конструкции

[P] = Рст/ n₁; [Р] = Рт/n₁ (1.19)

где n₁- запас прочности (допускается 1,3 - 1,4).

Для наклонно-направленных и искривленных скважин коэффи­циент запаса прочности определяется

n₁ = n₁,/(1- n₁с₀) (1.20)

где ₀ - интенсивность искривления (в градусах на Юм);

c = ED_cp/(1,15x10³_T) (1.21)

Pmax = gLq + Mg, (1.22)

q - масса погонного метра трубы с муфтами, кг/м.

Если Р_ст < Рmax , то рассчитывают ступенчатую колонну.

Глубину спуска для различных колонн определяют

L₁= P_CT1,/(n₁, q₁, g); L_i=Pcтi/(n_i qi, g). (1.23)

Для равнопрочных труб вместо P_CTi подставляется

_т(D_н²-D_BH²)/4 (1.24)

n₁ - запас прочности (на резьбу допускается 1,3 - 1,4); D_H, D_BH - наружный и внутренний диаметры трубы.

В условиях наружного в внутреннего давления дополнительно к осевым ₀ действуют радиальные _r и кольцевые _к напряжения.

_r = - Рв или _r = - Рн (1-25)

_к = (P_вD_вн-P_нD_H)/2S, (1.26)

Р_в, Р_н соответственно - внутреннее и наружное давления.

По теории наибольших касательных напряжений находят эквивалентное напряжение

_э = ₁- ₃, (1.27)

где ₁, ₃соответственно - наибольшее и наименьшее напряжения.

Для различных условий эксплуатации формулы для определения эквивалентного расчетного напряжения приобретают следующий вид:

_э = ₀- _r при Р_н = О, Р„ = 0 или Р_в> Р_н, ₀ > _к > _r. (1.28)

_э = _к+ _r при Рв = 0 или Рв> Рн, _к > _в > _r. (1.29)

_э = ₀+ _к при Рв = 0, Рн = 0 или Рн> Рв, ₀ >  _r > _к. (1.30)

Из рассмотренных случаев следует, что при Рн > Рв длина спус-каемой колонны будет меньше и ее определяют по формуле

L₁= (Р_ст1- (Р_н D_H  Dсp В_n1') /2 S ) /(n₁, q₁, g). (1.31) где _n1'- запас прочности по давлению = 1,15.

При действии на НКТ циклических нагрузок ведется проверка на страгивающую нагрузку и усталость. Определяют наибольшую и наименьшую нагрузки, по которым определяют наибольшее, наи-меньшее и среднее напряжения стш, а по ним - амплитуду симмет-ричного цикла (ст.). Зная (cr_i) - предел выносливости материала труб при симметричном цикле растяжения-сжатия, - определяют запас прочности:

n = -₁/(K_а, + __m), (1.32)

где -₁- предел выносливости материала труб при симметричном цикле растяжения-сжатия; К - коэффициент снижения предела вы-носливости, учитывающий концентрацию напряжений, масштабный фактор и состояние поверхности детали; _ - коэффициент, учиты­вающий свойства материала и характер нагружения детали.

К=(К_ + К_F-1)/КК_Ʋ

где К - эффективный коэффициент концентрации напряжений; K_F- коэффициент влияния шероховатости поверхности; К -коэффици­ент влияния абсолютных размеров поперечного сечения; К_Ʋ - коэф­фициент влияния поверхностного упрочнения.

Предел выносливости для стали группы прочности Д равен 31 МПа при испытании в атмосфере и 16 МПа - в морской воде. Коэффициент _ = 0,07-0,09 для материалов с пределом прочности _в = 370-550 МПа и _= 0,11-0,14 - для материалов с _в = 650-750 МПа.

По сжимающей нагрузке при опоре НКТ о пакер или забой

При опоре низа колонны НКТ о забой или на пакер может возни­кать продольный изгиб груб. При проверке труб на продольный из­гиб определяют критическую сжимающую нагрузку, возможность зависания труб в скважине и прочность изогнутого участка.

Колонна НКТ выдерживает сжимающие нагрузки, если

Р _кр>Р_устn_ус (1.34)

(1.35)

3,5 - коэффициент, учитывающий защемление колонны в пакере; J - момент инерции поперечного сечения трубы J = D_H⁴ - D_BH⁴) /64; D_Н, D_BH - наружный и внутренний диаметр трубы, при колон­не НКТ, состоящей из секций в расчет принимаются размеры нижней секции; X - коэффициент, учитывающий уменьшение веса труб в жидкости =1 - ρ_ж /ρ_ст; q - масса 1 погонного метра труб с муфтами в воздухе, кг/м; Руст > Plmax - происходит зависание труб в скважине; Р_lmах - предельная нагрузка, действующая на забой, при любом увеличении сжимающего усилия в верхнем конце колон­ны труб.

При изгибе труб на большой длине возможно зависание изогну­тых труб НКТ за счет трения их об обсадную колонну. При этом на пакер передается не весь вес изогнутой колонны. В случае, если на верхнем конце колонны неограниченно увеличивать сжимающее усилие, то нагрузка на забое не превысит величины

P_{1; ∞}= lqζ_{1; ∞}, (1.36)

где ζ_{1; ∞}=1/(е^2+1)/(е^2-1)];  = 0,5l ;  - параметр зависания; f- коэффициент трения НКТ об обсадную колонну при незапарафированной колонне (для расчетов можно Принимать f = 0,2); r - радиальный зазор между НКТ и обсадной колонной; l-длинаколонны, для скважин в пределе l=Н.

Если увеличивать длину колонны, то  , ζ_{1; ∞} 1/ и полу­чаем предельную нагрузку на забой:

Plmax=2 (1.37)

При свободном верхнем конце колонны НКТ (l= Н) нагрузка на забой:

P_1,0=qHζ_1;0 (1.38)

где ζ_1;0 = 1/[(е^2а -1)/(е^2а +1)].

Условие прочности для изогнутого участка колонны НКТ записывается в виде:

Plсж (1/F₀ + r/2W_o ) < _т/п, (1.39)

где F₀ - площадь опасного сечения труб, м²; W₀ - осевой момент сопротивления опасного сечения труб, м³; Р_lСЖ - осевое усилие, Действующее на изогнутый участок труб, МН; _т - предел текуче­сти материала труб, МПа; n- запас прочности, принимаемый Равным 1,35.