Оборудование для добычи нефти и газа Том 1
..pdfтемпературное расширение основного тела деталей арматуры и про кладки становится больше, чем шпилек, и они нагружаются дополни тельным усилием /?,.
Считая (для упрощения) фланцевые окончания деталей жесткими, а шпильки и прокладку упругими, определяем возникающее усилие
—At Ишп о. / [(Ашп /£шп £./шп) ***(Араб //„р £„р)], |
(3.1.3) |
где Д/ - разность температур фланца и шпилек; Лшп - длина растягивае мой части шлильки;'а - коэффициент теплового расширения материала фланца, 1/°С; Араб - высота прокладки между поверхностями опоры о соседние фланцы; £ шп, £ яр - модули упругости материала шпилек и прокладки, соответственно; у^п,/,р - площади горизонтального сечения шпильки и прокладки, соответственно.
Если температура пара, проходящего через арматуру, равна 300 °С, торазность температур фланца и шпилек в начале прогрева близка к 20 °С, а при установившемся режиме - к 10 °С.
Несмотря на небольшую разность температур, усилия, вызываемые ею, соизмеримы с усилиями, которые мы учли ранее.
Рабочая высота прокладки |
|
Араб= А„ - (1 - COS СХ]) RQ. |
(3.1.4) |
Обозначения и величины А„ и а ь R0показаны на рис. 3.1.8.
Иногда отводы арматуры и манифольды, подсоединяемые к ним, имеют несколько задвижек и дросселей. Вес всех этих деталей значите лен. При этом не всегда отводящие трубопроводы имеют надежную опору, и поэтому часть их веса также передается арматуре. При отводе от тройника это создает момент, который нельзя не учитывать в расче тах. Получается рычаг, к которому приложена сила в центре тяжести отвода между тройником и надежной опорой отвода. Рычаг опирается о прокладку фланца и растягивает часть шпилек. Это шпильки, наиболее удаленные от манифольда, создающего изгибающий момент. Так как расстояние до центра тяжести отвода от оси арматуры измеряется обычно метрами, а от опоры фланца до шпилек - сантиметрами, суще ственный вес отвода создает большие дополнительные нагрузки на шпильки. Эти усилия можно определить по следующей зависимости:
Л,ан = 2Л/изг/(А р + А0, |
(3.1.5) |
где Мип - изгибающий момент, равный произведению расстояния от центра тяжести отвода до оси арматуры на силу тяжести отвода; D6 - диаметр окружности, проведенной через оси болтов.
Поскольку это усилие воспринимается только частью шпилек, ус ловно принимаем, что нагрузка Лан передается 1/3 всех шпилек соеди нения. Действительно, при шести шпильках две, расположенные ближе к отводу, будут разгружены, на двух средних нагрузка не изменится и у двух остальных шпилек нагрузка увеличится.
Таким образом, общее усилие, действующее на наиболее нагружен ную шпильку фланцевого соединения при работе арматуры, можно принять примерно равным
Лпп = (Лап + Лат + Л + ЗЛаи) / Z, |
(3.1.6) |
где z - число шпилек в соединении. |
|
Напряжение в наиболее нагруженной шпильке |
|
— Лии //шп. |
(3.1.7) |
Расчет усилий при уплотнении по второму варианту (см. рис. 3.1.8, в). При затяжке соединения с овальным кольцом во втором варианте его установки оно сжимается по оси соединения и по радиусу. Если услов но принять силу, действующую по радиусу, равномерно распределен ной по внешней поверхности кольца, то кольцо можно рассматривать как толстостенный цилиндр (отношение толщины цилиндра к диаметру близко или более 1/10), сжимаемый внешним условным давлением рп. В этом случае большее эквивалентное напряжение (сг,кв) будет у внутрен ней поверхности овального кольца. Оно находится по окружному (ат) и осевому (ст2) напряжениям. Большее окружное напряжение будет на внутренней поверхности прокладки:
а, = - 2р0г„ / (г2,, - г2,). |
(3.1.8) |
Осевое напряжение
гФ, |
(3.1.9) |
где гн, г„ - наружный и внутренний радиусы прокладки, соответственно; Л - осевое усилие, действующее на прокладку;/^ - площадь сечения прокладки, перпендикулярная к ее оси.
Радиальное напряжение у внутренней поверхности овального коль ца будет при затяжке равно нулю, так как в этот период внутри армату ры избыточного давления нет.
Эквивалентное напряжение определяется по четвертой теории
прочности: |
|
|
кв = |
+ а 1 - °< а : |
(3.J.10) |
Подставляя в (3.1.10) значения а2и а т из (3.1.8) и (3.1.9), находим: |
||
P o = \ Pz ± /з Л 2 +4л(г„2 - л в2)0 ;К81 . |
(3.1.П) |
|
В то же время условное внешнее давление /?0 связано с осевым уси лием Р:ч приложенным к овальному кольцу, следующей зависимостью (см. рис. 3.1.8):
2Р; tg а = р 0 п £>„ /грл6. |
(3.1.12) |
где Dn- диаметр цилиндра, проведенный через места касания проклад ки и фланцев,
Dn= 2r„ - 2RQ(1 - sin ot|); |
(3.1.13) |
Лраб - рабочая высота прокладки при применяемых углах а ь |
|
/7раб = /*п-0,22/?0. |
(3*1.14) |
Таким образом, из выражений (3.1.11) и (3.1.12) можно определить Р:. При этом принимаем, что /?0 не превышает величину, при которой а1КВстановится близким к пределу текучести материала прокладки (ат), т. е. можно заменить а экв на а т с определенным запасом прочности. Этот запас принимается для прокладки обычно несколько меньшим, чем для фланца. Если запас прочности при расчете фланца принимается равным 2,5, то для прокладки запас прочности равен 2,25.
СГэкв = СТт / п. |
(3.1.15) |
Однако Р. не равно усилию затяжки фланцевого соединения, так как часть усилия тратится на преодоление сил трения в месте соприкосно вения прокладки и фланца.
В некоторых случаях необходимо учитывать и силу трения. При учете сил трения (рис. 3.1.9) усилие затяжки будет
Р ис. 3.1.9. С х ем а р а с п р е д е л е н и я у с и л и й н а кон
т а к т е у п л о т н я ю щ е го к о л ь ц а и ф л а н ц а
Рзат |
71 DuЛраб (f н |
Р в) ^экв / 2 х |
х[2Г2иtg (ос, —ср) - |
D„ Араб] X |
|
х [1 - |
cos (aj + cp)/cos (ct| - ср)]. (3.1.16) |
|
Учитывая, что шероховатость по верхности канавки и прокладки мала и что перед сборкой канавка и прокладка покрываются смазкой, в некоторых слу чаях можно пренебречь силой трения.
При больших углах а можно также пренебречь и осевыми напряжения ми. Тогда упрощенное выражение для усилия затяжки будет иметь сле дующий вид:
Л ат = 0,25£>л Араб ( I - £ 2) a T tg(X|, |
(3.1.17) |
где k - r j гИ.
Для определения усилия, действующего на шпильки соединения во время работы арматуры, можно воспользоваться зависимостью, пред
ложенной АзИНмашем: |
|
Р*с = Рш + АРНТ = (Го + А0) Ррл5, |
(3.1.18) |
где F0 = n D2,, / 4; |
|
Ао = 0,5я D„h ps6f ( k ) ctg «ь |
(3.1.19) |
/(к) = 2^/(1 + \xlc). |
|
Выражение (3.1.17) получено для случая, когда прокладка при за тяжке доводится до двухстороннего касания с канавкой фланца. При определении зависимости (3.1.17) были приняты допущения, которые приводят к занижению значения А0 примерно на 30 % при коэффициен те трения 0,16 (ф = 9°) и завышению на 16 % при коэффициенте трения 0,05 (ф = 3°). При ф = 5° значения Л0, полученные по формуле АзИНмаша и по более точным зависимостям (3. 1.14), совпадают.
При прочностном расчете деталей арматуры достаточно проверить прочность шпилек, фланца, прокладки и цилиндрической части деталей арматуры.
Расчет фланца. Фланец рассчитывается по наиболее опасному се чению, которым является сечение АС (см. рис. 3.1.8). Для расчета фланца его можно представить в виде консольной балки с заделкой в сечении АС
В соответствии с обозначениями рис. 3.1.8 уравнение момента изги ба балки запишется так:
М а с = Р 1 л - |
(3.1.20) |
Здесь Р = Ршп z. Момент сопротивления опасного сечения:
WAC- 0,1 In DM/ 0,5 [(Dnp - Dcp)2 + 2 ( Н - е)2] (3.1.21)
Напряжение в опасном сечении
[V ] > Oa(: = MAC/IVIC |
(3.1.22) |
Допустимое напряжение [а] определяется по пределу текучести ма териала фланца при запасе прочности 2,5.
Проверка шпилек на прочность.
Внутренний диаметр резьбы шпилек проверяют по формуле
dmn = -J4Р nj -R Z O т |
(3.1.23) |
где п - коэффициент запаса прочности шпилек, принимается равным 3---5; Р - см. формулу (3.1.20).
Цилиндрические части арматуры проверяют, определяя толщину
Цилиндрической части S: |
|
S = 0,5 DBH( ^ ^ ~ + . р ) / ( о до7 " Р ) - ' ). |
(3.1.24) |
где £>в„ - внутренний диаметр цилиндра; р - рабочее давление; а доп - Допускаемое для данного материала напряжение на растяжение.
Для определения прочности прокладки проверяют параметр (J|, отра жающий устойчивость формы прокладки при действии на нее осевых сил:
где Rcp= (rti+ r„)/2.
Если PJ равно или меньше единицы, расчет считается законченным. Если больше, то надо сделать прокладку прочнее, например изменить материал прокладки и найти новую ширину сечения прокладки b из зависимости
|
|
г |
h . |
\ |
h - 0,5 ctg «, |
0,25 ctg а, |
+3 |
_ , |
|
|
|
|
(3.1.26) |
|
h |
/ |
|
\ |
|
|
|
|
||
|
а -т |
- i |
J |
|
|
\>ь р |
|
||
где а, - предел текучести материала прокладки; п\ |
- запас прочности |
|||
прокладки, принимается несколько меньшим, чем у фланца; если у фланца = 2,5, то, по рекомендациям АзИНмаша, пх= 2,25;
(Х| - угол наклона внешней поверхности канавки на фланце к его торцу (65...75°).
3.1.8. КОМПЛЕКС СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ФОНТАННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
При разрушении или повреждении устьевого оборудования, нару шении герметичности эксплуатационной колонны и некачественном цементировании межтрубного пространства переход скважин на откры тое фонтанирование можно предотвратить, применяя комплекс специ ального подземного скважинного оборудования, который также пред назначен для обеспечения одновременной раздельной эксплуатации двух продуктивных горизонтов или более, разобщения вскрытого про дуктивного горизонта от вышележащих или нижележащих пластов, разобщения колонны из насосно-компрессорных труб от затрубного пространства, обеспечения проведения многочисленных промысловых технологических операций, связанных с эксплуатацией или ремонтом скважин. Необходимо отметить, что в соответствии с решением Гос гортехнадзора РФ с 1992 г. этот комплекс оборудования должен в обя зательном порядке применяться при фонтанной эксплуатации скважин.
Комплекс специального скважинного оборудования состоит из Па керов, якорей, разъединителей колонн, скважинного инструмента для подготовки ствола скважины, клапанов-отсекателей, циркуляционных и
ингибиторных клапанов, посадочных ниппелей, а также из инструмента и принадлежностей канатной техники для управления подземным обо рудованием.
Пакеры, устанавливаемые над эксплуатационным горизонтом, слу жат для разобщения зон затрубного пространства, расположенных вы ше и ниже пакеров. Применяют в обсадной (эксплуатационной) колон не нефтяных, газовых и нагнетательных скважин при их эксплуатации и ремонте, а также для разобщения двух продуктивных горизонтов или более при одновременной раздельной эксплуатации их и эксплуатаци онного горизонта от водоносных нижележащих горизонтов. Типораз меры и конструкции пакеров нормализованы ОСТ 26-02-1016--73 и тех ническими условиями ТУ 26-16-10--76 и ТУ 26-16-15-76. Установлены следующие типы ггакеров: ПВ - усилие направлено от перепада давле ния вверх; ПН - усилие направлено от перепада давления вниз; ГГД - усилие направлено от перепада давления как вверх, так и вниз (двусто роннее действие).
По способности фиксироваться на месте установки пакеры подраз деляют на фиксирующиеся якорем (Я) и самостоятельно фиксирующиеся. По способу посадки пакеры подразделяют на гидравлические (Г), механи ческие (М), гидромеханические (ГМ) и не требующие посадки. Съем пакеров осуществляется натягом, вращением (В), разбуриванием (Р) или специальным инструментом (И). Предусматривается следующее исполнение пакеров: нормальное; коррозионно-стойкое, углекислото стойкое К1 (С02 не более 10 % объема), сероводородостойкое К2 (H2S иС02 не более 10 % объема каждого компонента), сероводородостой кое КЗ (H2S и С 02 свыше 10 %, по не более 26 % объема каждого компонента); термостойкое для рабочих сред с температурой более 150 °С.
Конструкция и технические характеристики пакеров должны отве чать условиям их применения: возможности посадки в эксплуатацион ную колонну из обсадных труб по ГОСТ 632-80; возможности сочле нения с колонной, собираемой из насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633-80, температура рабочей среды до +200 °С; максимальный перепад давления, воспринимаемый пакером должен соответствовать параметрическому ряду условных давлений: 14, 21, 35, 70, 105 МПа; зазор между наружным диаметром пакера и внутренним диаметром эксплуатационной колонны не более 12...20 мм.
Условное обозначение пакера должно включать: тип, число проход ных отверстий (для многопроходных пакеров), вид по способности фиксироваться, способы посадки и съема, наружный диаметр, макси мальный перепад давления. Например, пакер с усилием, направленным
вверх, однопроходный, фиксируемый отдельным устройством, не тре бующий посадки, освобождающийся натягом, наружным диаметром 118 мм, воспринимающий перепад давления 14 МПа, в нормальном исполнении обозначается: пакер ПВ-Я-118-14 ОСТ 26-02-1016-73. Тот же пакер в термостойком исполнении: пакер ПВ-Я-118-14Т ОСТ 26-02- 1016-73. Например, пакер двустороннего действия, двух проходной, самостоятельно фиксирующийся, с посадкой гидромеханическим спо собом, снимаемый специальным инструментом, наружным диаметром 136 мм, воспринимающий перепад давления 35 МПа, в нормальном исполнении обозначается: пакер ПД2-ГМИ-136-35 ОСТ 26-02-1016-73. Тот же пакер с посадкой механическим способом, разбуриваемый, в коррозионно-стойком - углекислотостойком исполнении: пакер ПД2- МР-136-35К1 ОСТ 26-02-1016-73.
Для заякоривания и центрирования скважинного оборудования в эксплуатационной колонне служат специальные устройства -якори.
Разъединители колонны предназначены для отсоединения колонны труб НКТ от скважинного оборудования, оставляемого в скважине, при эксплуатации нефтяных и газовых скважин и соединения их с этим оборудованием. Отсоединение колонны НКТ от скважинного оборудо вания и присоединение их осуществляют через разъединитель колонны с помощью канатной техники. Толкатель с инструментом, спускаемым на канате, при подъеме (подергивании) инструмента (в его рабочем по ложении) отсоединяет колонну НКТ от скважинного оборудования, а при спуске (подергивании) инструмента (в его рабочем положении) - соединяет колонну НКТ со скважинным оборудованием.
Колонный инструмент и колонные скребки предназначены для очистки внутренней поверхности обсадных и эксплуатационных колонн и газовых скважин от слоя бурового раствора, цементных корок, з а у с е н ц е в ,
задиров, отложений солей, парафина и шлама перед спуском пакеров или скважинного оборудования, а также при проведении ремонтных работ в скважине. Очистку внутренней поверхности колонн осуществляют с од новременной промывкой ствола промывочной жидкостью.
Фрезер предназначен для разбуривания стационарных пакеров, про бок и скважинного оборудования при капитальных ремонтах нефтяных и газовых скважин. Разбуривание фрезером осуществляют через колон ну бурильных труб с одновременным вращением их и прямой циркуля цией промывочного раствора. Выносимый шлам из промывочного рас* твора осаждается в шламоуловителе, спускаемом совместно с фрезером на колонне бурильных труб. Оставшиеся от разбуривания части подни мают с помощью захватного узла. Фрезеры и рэйберы используют для удаления солей, парафина и шлама из колонн НКТ.
В состав скважинного оборудования, предназначенного для эксплуа тации газовых и нефтяных скважин, а также для нагнетательных сква жин, входят различные скважинные клапаны, позволяющие осуществ лять многочисленные технологические промысловые операции: освоение и глушение скважин, подачу ингибиторов гидратообразования и корро зии, отсечку потока и некоторые ремонтно-профилактические операции.
Скважинные клапаны можно классифицировать по способу уста новки, назначению, принципу действия, способу управления и типу запорного органа. К гидравлическим или пневматическим относятся клапаны, открывающиеся или закрывающиеся под действием нагнетае мой или уплотняемой с устья рабочей жидкости (жидкость, газ). К ме ханическим относятся клапаны, управляемые канатной техникой, к гидромеханическим - клапаны, управляемые частично канатной техни кой, частично гидравликой.
Клапаны-отсекатели предназначены для автоматического перекры тия колонны НКТ и отсечки потока продукции скважины при наруше нии установленного режима ее эксплуатации в результате частичного повреждения или полного разрушения устьевого оборудования, нару шения герметичности эксплуатационной колонны скважины, затрубное пространство которой загерметизировано пакером. При обустройстве скважин пакер и клапан-отсекатель обычно устанавливают непосредст венно над продуктивным горизонтом. Это очень важно, если скважина может дать грифон.
Забойные клапаны-отсекатели должны отвечать следующим требо ваниям:
•надежно автоматически перекрывать колонну НКТ при всех возможных нарушениях режима эксплуатации скважины;
•обладать способностью надежно устанавливаться на необходи мой глубине и извлекаться без спуска и подъема НКТ;
•обеспечивать возможность проведения различных технологиче ских операций ниже глубины установки клапана-отсекателя, возмож ность проведения ремонтов устьевого и глубинного оборудования без глушения скважины.
Критический дебит, при котором срабатывает автоматический кла пан-отсекатель, принимают обычно на 15...20 % больше оптимального. Настройка клапана обеспечивается подбором площади проходного се ления сменных штуцеров и усилия пружины. Перепад давления на сменных штуцерах допускается обычно в интервале от 0,1 до 0,7 МПа. Клапан-отсекатель обычно устанавливают в колонне НКТ на ниппель. Устанавливают его путем бросания в колонну НКТ, или с использова
нием канатной техники, либо с применением специального лосадочно-
го инструмента. В нижней части клалан-отсекатель должен иметь замок с фиксаторами для посадки на ниппель.
Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации в нем забойного клапана-отсекателя. Ниппель спускают на колонне НКТ и устанавливают выше пакера. Конструктивно ниппель представляет со бой патрубок, внутри которого выполнена кольцевая проточка для приема фиксаторов замка клапана-отсекателя. Внутренняя поверхность ниппеля выше кольцевой проточки обработана под посадку уплотни тельных элементов клапана-отсекателя. По обоим концам ниппеля на резана резьба, соответствующая резьбам применяемых НКТ
Циркуляционный клапан служит для временного сообщения внут реннего пространства колонны НКТ с затрубньгм пространством для проведения различных технологических операций, таких, как освоение и глушение скважины, промывка забоя, затрубного пространства или колонны НКТ, обработка скважины различными химреагентами и т. п. Клапан устанавливают в колонне НКТ и извлекают вместе с трубами.
Управляют циркуляционным клапаном (его открытием или закры тием) с помощью механического и гидравлического яссов. Циркуляци онный клапан открывают восходящими действиями механического ле са. При недостаточности этих действий используют еще и гидравличе ский ясс. Циркуляционный клапан закрывают нисходящими действия ми механического ясса. Для передачи динамических усилий от яссов на замок циркуляционного клапана для открытия или закрытия клапана служит инструмент для его управления.
Инструмент для управления циркуляционным клапаном спускают в колонну НКТ скважины на скребковой проволоке или тросе. В ком плект инструмента входят механические и гидравлические яссы для создания динамических нагрузок. Для посадки клапана-отсекателя в ниппель применяют посадочный инструмент.
Для фиксации клапанов-отсекателей в ниппелях служат специаль ные замки, спускаемые и извлекаемые специальным инструментом.
Для отсекания потоков фонтанных скважин в случае разгерметиза ции устья или в других аварийных ситуациях на промыслах для газовых и нефтяных скважин можно использовать специальные комплексы скважинного оборудования.
Комплексы подземного оборудования для газовых скважин типа КПГ(табл. 3.1.6) предназначены для добычи газа с содержанием агрес сивной среды С02 и H2S до 6 %. В состав комплекса КПГ входят сле дующие элементы скважинного оборудования: гидравлический пакер типа 2ПД-ЯГ, разъединитель колонны типа РК, циркуляционный меха нический клапан типа КДИ, ингибиторный клапан типа КИНГ, теле-