- •Лекция9.
- •9.2.Схема оборудования фонтанной скважины
- •9.3. Подземное оборудование
- •Конструкция
- •Техническая характеристика резьбы нкт
- •Механические свойства стали нкт
- •Пакеры, якоря
- •Клапаны-отсекатели
- •Станция управления клапанами-отсекателями
- •Пусковой клапан
- •Толкатель
- •9.4.Наземное оборудование
- •Конструкция основных элементов арматуры
- •Запорные устройства
- •Колонные головки
- •Оборудование для борьбы с отложениями парафина
- •Тепловые методы борьбы с отложениями парафина
- •Удаление парафина растворителями
- •Применение специальных покрытий лифтовых труб и манифольдов
- •9.5. Типовые расчеты оборудования для фонтанной
- •Совершенствование оборудования.
- •Нкт из алюминиевых сплавов
- •Футерованные нкт
- •Зарубежные конструкции нкт
- •Гибкие нкт
- •Совершенствование оборудования
- •Опыт эксплуатации оборудования
- •Лекция 10.
- •10.1. Применение газлифтной эксплуатации
- •10.2. Конструкция газлифтных подъемников
- •10.3. Расчет пускового давления
- •10.4. Размещение газлифтных клапанов
- •10.5. Установление режима работы газлифтных скважин
- •10.6. Исследование газлифтных скважин
- •Лекция 11.
- •11.2. Вариант оборудования газлифтной скважины
- •11.3. Подземное оборудование газлифтной скважины
- •11.4. Наземное оборудование
- •11.5. Вспомогательное оборудование скважины
- •Лебедка
- •Дубликатор
- •Замок для проволоки
- •Грузовая штанга
- •Шарнирное соединение
- •Отклонитель рычажный
- •11.6. Некоторые разновидности газлифтной эксплуатации и пути ее совершенствования
- •Плунжерный лифт
- •Бескомпрессорный лифт
- •Лекция 12.
- •12.1.Привод
- •12.2. Конструкции скважинных штанговых насосов
- •12.3. Глубинно-насосные штанги
- •12.4. Совершенствование привода штанговых насосов
- •12.4.1. Безбалансированный механический привод
- •Гидравлический привод шгн
- •12.4.2. Станки-качалки с пневматическим
9.5. Типовые расчеты оборудования для фонтанной
скважины
Насосно-компрессорные трубы (НКТ) в фонтанных скважинах подвержены воздействию следующих сил:
Рр– растягивающих, образующихся за счет суммы сил от собственного веса трубРт, веса жидкостиРж, давления жидкости при промывках и продавках, создаваемого насосомРн;
Рв– от внутреннего давления жидкости или газа;
Рнтр – от наружного избыточного давления;
Рп – изгибающие, возникающие от кривизны скважины или под действием защемления нижнего конца, например, в якоре или опоре на забой.
Величина сил определяется по формулам:
Рт=qтL (9.1)
(9.2)
Здесь qт– вес 1 пот. м.труб.,Н/т,L-глубина подвески,м;ж– плотность жидкости, кг/м3;dв – внутренний диаметр НКТ,м. Напряжение в основном теле трубыот действия растягивающих сил составит
, (9.3)
где dн– наружный диаметр трубы, м.
Напряжение в теле трубы, достигающее предела текучести т , является предельно допустимым.
Критическое наружное давление Рнарвызывает смятение труб и определяется по формуле Ламэ.
Рнар=2кт(1-к), (9.4)
где
Изгибающая нагрузка Рн, вызывающая продольный изгиб колонны, определяется по формуле
Рн=(9.5)
Здесь Е– модуль упругости, Па,J- момент инерции поперечного сечения трубы, см4;- коэффициент, учитывающий «потерю» веса труб в жидкости ;q- вес 1м трубы в воздухе, Н;3,5– коэффициент, учитывающий влияние «заделки» труб в якорь.
J=(dн4-dв4) (9.6)
(9.7)
Здесь dн иdв– соответственно наружный и внутренний диаметр НКТ, мм;ж, г– соответственно плотность скважинной жидкости и газа, кг/м3.
При расчете муфтового соединения в качестве предельной нагрузки принимают растягивающую силу, при которой напряжение достигает напряжение текучестит, она получила название страгивающей, и ее расчет ведут по формуле Яковлева-Шумилева (9.10) для труб с резьбой треугольного профиля
, (9.10)
где Dср– средний диаметр муфты в плоскости последнего полного витка резьбы, мм;b- толщина тела трубы под резьбой в основной плоскости, мм,L– длина резьбы до основной плоскости, мм;- угол между опорной поверхностью резьбы и осью трубы, град.;- угол трения для резьбы, принимаемый равным 7-110;- коэффициент разгрузки.
, (9.11)
где S- номинальная толщина трубы, мм.
Величина предельного внутреннего давления Рв рассчитывается по формуле Барлоу
, (9.12)
где К– коэффициент запаса прочности, равный 2;Dн– номинальный наружный диаметр трубы, мм.
Определение допустимой величины подвески для гладких труб при фонтанной эксплуатации определяется по формуле (для однозамерной колонны):
, (9.13)
где Qстр– страгивающая нагрузка для выбранных типа и размера труб, н;
К – коэффициент запаса прочности (К=1,3…1,5);
qтр– вес 1м, Н.
Для двухразмерной колонны определится по формуле
(9.14) (9.15)
(9.16)
Для размерной колонны определится по формуле (рис.9.11)
(9.17)
(9.18)
страгивающие нагрузки соответственно для 1,2,3 ступени колонны;
L1,L2,L3- ступени колонн.
Счет секции ведется снизу вверх. Внизу устанавливаются трубы меньшего диаметра.
Определение допустимой величины подвески для труб с высаженными концами производится по формуле
, (9.14)
где Q1- растягивающее усилие, соответствующее пределу текучести материала трубы,Н
, (9.19)
где F1– площадь кольцевого сечения в любом месте трубы, м2;т– предел текучести,Па.
При работе с пакером необходимо знать:
-силу Fв действующую на пакер сверху;
-силу Fндействующую на пакер снизу;
-максимально возможную силу удержания пакера Fу.
, (9.20)
где - плотность скважинной жидкости, кг/м3,Н – высота столба жидкости над пакером,м,dниdв – соответственно наружный и внутренний диаметр манжеты пакера, м,q-вес. 1пот.м. труб, н/м,Н1- глубина подвески, колонны,м.
,
где Ру – максимальное давление на устье скважины, при котором производится закачка жидкости (или другого агента) в пласт, МПа;Рг- гидростатическое давление столба жидкости в колонне НКТ до пакера, МПа;Р– гидравлические потери в НКТ, определяемые по формуле Дарси-Вейсбаха, МПа
Fy=Fв-Fн
Если считается, что в затрубном пространстве над пакером жидкости нет, то пакер будет нагружен сверху только весом труб, которого зачастую бывает недостаточно для удержания пакера.
Поэтому, пакер, как правило, снабжается якорем. Сила, удерживающая якорь в заданном интервале Fяопределяется по формуле
, (9.21)
где d-диаметр стерженька, м;Р– перепад давления на стержень, Па;n- число стерженьков;- коэффициент сцепления, принимаемый равным 0,7;- коэффициент запаса, принимаемый равным 1,6.
Для плашковых якорей m=1,= 1,3 , и тогда силаFя– определится так
(9.22)
Конструкция якоря приведена на рис. 9.5.