книги из ГПНТБ / Месенжник Я.З. Кабели для нефтегазовой промышленности

его соскакиванием с ролика блок-баланса (при опускании) или соскакиванием витка на барабан лебедки (при подъе­ ме), сопровождающимися резким ударом кабеля о кромку ротора бурового станка или край обсадной колонны. Кроме того, в скважине кабель также может испытывать динами­ ческие нагрузки, связанные со спецификой некоторых работ (перфорация, работа с грунтоносами и т. п.). Они, за иск­ лючением аварийных (соскакивание кабеля с ролика блокбаланса, прихват), могут учитываться при расчете разрыв­ ного усилия кабеля коэффициентом запаса К, > 2.

На находящуюся на барабане лебедки часть кабеля дей­ ствует раздавливающая нагрузка; определяется она в осно­ вном значениями Р оп, Рскв и РПОд. Наиболее велика она при подъеме кабеля из скважины. Максимальная погонная

Максимальное давление на 1 см- поверхности кабеля на ролике блок-баланса с учетом (1—2—5) составит

Отношение Dp ,/DK= n у существующих подъемников для различных типов бронированных кабелей колеблется в пре­ делах 35-Р77. Для кабеля КОБД-4 D« = 8,4 мм, птіП= 35, Dp — 294 мм. При Рпод —0,8 Рразр.

20

метра бочки барабана лебедки к диаметру кабеля соизме­ римо с п. Вместе с тем в практике необходимо выбирать максимально-возможное п с целью уменьшения напряже­ ний в элементах конструкции и увеличения долговечности кабеля.

При прохождении кабеля через ролик блок-баланса на него также действует изгибающая нагрузка. Величина соп­ ротивления изгибу зависит от натяжения кабеля Р и может быть найдена из выражения

где Кж— коэффициент жесткости кабеля, зависящий от его конструкции и возрастающий с увеличением соот­ ношения DK'Dp .

По данным М. Ф. Глушко, изгибные напряжения каната

у многожильных и 25% у одножильных кабелей от дефор­ маций, вызываемых суммарным напряжением от всех растя­ гивающих усилий.

Для расчета Р0п при опускании кабеля с торможением барабана, кроме составляющих, обусловленных его весом, а также аппаратуры, утяжеляющего груза, вязкостью бурового раствора и силой трения о стенки скважины, в общее урав­ нение необходимо ввести составляющие, обусловленные гидростатическим давлением, а также температурой, пос­ кольку время нагрева кабеля до температуры бурового ра­ створа соизмеримо со временем опускания кабеля. При со­

21

Агрегатный коэффициент „температурной жесткости“

S— площадь поперечного сечения грузонесущего эле­ мента, см2;

а— угол свивки;

по формулам [48, 50]. При свободном опускании (без тор­

23

нии кабеля в глубокие скважины трудно вследствие его большого натяжения под действием собственного веса. „Перепуск“ может быть зарегистрирован чувствительным прибором по уменьшению натяжения кабеля.

Сумма нагрузок, действу­ ющих на каротажный кабель, в любом его сечении при на­ хождении в скважине и с уче­ том изменения его веса, аппа­ ратуры и груза в жидкости составляет (рис. 3, а)

qKL>XKt L > (Q апп+ Qrp)7> §из-защ PL.

При подъеме из скважины на кабель действуют следую­

щие постоянные и переменные статические нагрузки (рис. 3, б):

Составляющая ZjPTp при высокой вязкости бурового раст­ вора, больших скоростях движения кабеля и значительном отклонении оси скважины от вертикали может превышать

24

Ри-с. 4. Распределение по длине каротажного кабеля:

с —растягивающих нагрузок (кабель КОБДФ-б): / —вес кабеля, 2—ба­ рическая составляющая нагрузки, а —вес утяжеляющего груза и аппаратуры, 4—температурная составляющая нагрузки, .5—суммарная нагрузка (составляющая нагрузки, обусловленная набз'ханием оболо­ чек, здесь не учтена); б~~сечение брони: /.^-оптимальное. 3.4 -с т у ­ пенчатое, субоптимальное, 5 —принятое в современных конструкциях

бронированных кабелей.

25

Для ориентировочных расчетов рекомендуются [175] сле­ дующие эмпирические формулы:

ния С (кгс~1) для вышеуказанных кабелей составляют соответственно 2,73-ІО*6; 2,38-ІО“ 6, 2,24-ІО“6, 2,37-ІО“6 и 1,52-ІСР6. Полученные по эмпирическим формулам значения для ($ + 1), а также данные для W —есть средние величины

и препятствует закупорке стенок скважины углеводородны­ ми смолами и асфальтенами, увеличивает продолжитель­ ность рентабельной эксплуатации скважин и коэффициент нефтеотдачи.

В настоящее время в СССР и за рубежом успешно ос­ ваивается новый способ электробурения с применением си­ лового шлангокабеля, армированного тросами, заменяющего жесткую колонну бурильных труб, кабелей-шлангов для подвески погружных бесштанговых нефтенасосов с одновре­ менной откачкой через центральный канал нефти и др. Эти

в некоторых случаях может производиться и в процессе бурения скважин.

26

леводородными газами, концентрация которых характеризу­ ется „газовым фактором“. В настоящее время максималь-

Рис. Ь. Схема эксплуатации кабеля для нефтедо­ бычи:

/ —центробежный насос, 2 —погружной электродвигатель, 3 —про­ тектор, 4-кабель, .5 -автотрансформатор, 6—станция управления, 7—насосно-компрессорная труба, ^ —крепежный пояс.

ный „газовый фактор“ установлен в Поволжье и составля­ ет 290 м3[т нефти (НГДУ „Первомайнефть“).

27

Если кабель является самонесущим, на него, кроме ука­ занных ранее нагрузок, действует и локальный разогрев некоторых участков, например зоны прикрепления кабеля к ТЭНу. При работе в нефти или воде действие веса самого кабеля, аппаратуры и груза на увеличение его нап­ ряженного состояния повышается по сравнению с работой в буровом растворе из-за относительно малой плотности нефти и воды. Крепящиеся к трубам кабели могут испыты­ вать повреждающие радиально-направленные нагрузки в про­ цессе спуска и подъема при контактах со стенками сква­ жины вследствие смещения забоя о вертикали и отклонения по азимуту (пространственной криволинейное™ скважин).

Температура в действующих скважинах достигает в нас­ тоящее время 90° С, а на поверхности—минус 60 -f- минус 65°С (район Тюмени); глубина спуска электронасосной ус­ тановки 1600 м, давление на этом уровне—150—160 [до 200]

кгс: см1.

Для рассматриваемых кабелей обеих групп важное зна­ чение имеет вопрос о влиянии на них эксплуатационной среды. Проникновение жидкостей в изоляционные и шлан­ говые оболочки—процесс статистического характера; время диффузии пропорционально квадрату расстояния, преодоле­ ваемого молекулой жидкости. По расчетным данным, при атмосферном давлении время сквозного проникновения во­ ды, нефти и других жидкостей через шланговые оболочки и заполнение свободного объема под ними и объема изо­ ляционных оболочек значительно превышает время реаль­ ного непрерывного и общего времени нахождения каротаж­

любой твердости. Так, вода проникает в стекло под давле­ нием нескольких тысяч атмосфер, причем этот процесс за­ висит от продолжительности действия давления. Резкое сня­ тие последнего сопровождается растрескиванием стекла изза нескомпенсированного внутреннего давления, создавае­ мого окклюдированной жидкостью, в то время, как плав­ ное не сопровождалось данным явлением, так как окклю­ дированная жидкость успевала „спокойно“ десорбировать |22J.

— Скважинные жидкости сорбируются изоляционными и шланговыми оболочками, которые, кроме того, сжимаются под действием давления. С ростом температуры сжимаемость увеличивается. При быстром подъеме кабеля на поверхность на оболочки будет действовать значительный перепад дав­ лений. Снятие внешнего давления приводит к восстановле­ нию размеров оболочек и быстрой десорбции жидкости. Так,

28

быстрый подъем каротажных кабелей из скважин сопровож­ дается десорбцией жидкости между проволоками брони в виде струй длиной 2—3 м. Поскольку коэффициент сжи­ маемости жидкостей мал, то деформация изоляционных и защитных оболочек происходит в пределах их упругости, и они остаются работоспособными. Изложенное подтверждает следующий расчет: при давлении столба жидкости на забое скважины 150 кгс/см2 сжимаемость воды при 90°С состав­ ляет 4,5°-10-5см?,'кгс [73]; объем воды, сжатой до 150 кгс,см2, при снижении давления до атмосферного увеличивает­ ся на 0,7%. Такому увеличению соответствует увеличение диаметра шланговой оболочки всего на 0,85%, т. е. в пре­ делах ее упругости, и не может повлечь за собой разрыв оболочки.

Иное действие на изоляционные и защитные оболочки кабеля газов, присутствующих в скважинной жидкости. Их молекулы, особенно при высоком газовом факторе—180 и более M sj m нефти, очень быстро по сравнению с молекула­ ми жидкости проникают через оболочки, заполняют поры и расслоения, а также объемы под ними. Обладая большим коэффициентом сжимаемости, эти газы при снятии внешне­ го давления (подъеме кабеля) быстро десорбируются, соз­ давая большие радиально-направленные нагрузки на обо­ лочку. Последние могут значительно превосходить прочность оболочек, что приводит к их разрыву. Следует отметить, что изоляционные и шланговые оболочки каротажных бро­ нированных кабелей, в отличие от небронированных и ка­ белей в ленточной броне для электропитания погружных нефтенасосов, не разрываются из-за сравнительно неболь­ шого времени непрерывного пребывания кабелей в скважи­ нах и высокой механической прочности и упругости их двухслойной проволочной брони. Однако насыщение оболо­

ния сжиженного газа.

К увеличению объема изоляционно-защитных оболочек, а следовательно, и напряженного состояния в броней жилах, очевидно, приводит и набухание оболочек в скважинной жид­ кости. Под действием увеличенного объема, ограниченного

29