1.6 Насосно-компрессорные трубы, применяемые в мире

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, Spec5ВС, Spec5ВX.

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 уплотнительными 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.

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.

Механические характеристики материалов для нкт по api Spec 5в, 5вc, 5вx

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. 1.16. [2]).

Рис. 1.16.

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: нагрузке, вызывающей страгивание резьбового соединения; эквивалентному напряжению, возникающему в опасном сечении трубы с учетом давления среды и осевой нагрузки; циклической переменной нагрузке; 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

Рст = Dср B т / (1 +  Dср ctg( +  )/ 2 l )

Где: Dср – средний диаметр тела трубы под резьбой в ее основной плоскости, м;

Dср = Dвнр + B, Dвнр – внутренний диаметр трубы под резьбой, м, B – толщина тела трубы под резьбой, м,

l – длина резьбы, м; т – предел текучести для материала труб, Па; - угол профиля резьбы, для НКТ = 60⁰;  – угол трения, для стальных труб 9⁰;

 B B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 ( Dн² – Dвн² )/ 4

Где Dн, Dвн – наружный и внутренний диаметр трубы.

Для труб НКМ расчет ведется по формуле

Рст =  [ (Dн – 0,17)² – (Dн - 2 S)²]тmin /4

Где тmin – наименьший предел текучести при растяжении.

Допускаемая нагрузка для неравнопрочной конструкции [Р] = Рст/ n₁; [Р] = Рт/ n₁,

Где n₁ – запас прочности (допускается 1,3 – 1,4).

Для наклонно-направленных и искривленных скважин коэффициент запаса прочности определяется

n_1’ = n₁/(1 - n₁ c _

где _ - интенсивность искривления (в градусах на 10м);

c = Е Dср /(1,15х10³т)

Рmax = g L q + M g

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

если Рст < Рmax , то рассчитывают ступенчатую колонну

Глубину спуска для различных колонн определяют

L₁= Рст₁/(n₁ q₁) ; Li= Рстi/(ni qi)

Для равнопрочных труб вместо Рстi подставляется

т ( Dн² – Dвн² )/ 4

n₁ – запас прочности (на резьбу допускается 1,3 – 1,4)

Dн, Dвн –наружный и внутренний диаметр трубы.

В условиях наружного в внутреннего давления дополнительно к осевым о действуют

радиальные r и кольцевые к напряжения.

r = - Рв или r = - Рн,

к = (Рв Dвн - Рн Dн)/ 2 S,

Рв, Рн соответственно внутреннее и наружное давление.

По теории наибольших касательных напряжений находят эквивалентное напряжение

э = ₁ - ₃,

_1, ₃ соответственно наибольшее и наименьшее напряжения.

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

э = о + r при Рн = 0, Рв = 0 или Рв> Рн, о > к > r.

э = к + r при Рв = 0 или Рв> Рн, к > о > r.

э = о + к при Рв = 0, Рн = 0 или Рн> Рв, о > r > к.

Из рассмотренных случаев следует, что при Рн > Рв длина спускаемой колонны будет меньше и её определяют по формуле

L₁= (Рст₁ – (Рн Dн Dср B n₁^’) /2 S ) /(n₁ q₁)

где n₁^’ – запас прочности по давлению = 1,15

При действие на НКТ циклических нагрузок ведется проверка на страгивающую нагрузку и усталость. Определяют наибольшую и наименьшую нагрузки, по которым определяют наибольшее, наименьшее и среднее напряжение _m, а по ним – амплитуду симметричного цикла (_а). Зная (_-1) - предел выносливости материала труб при симметричном цикле растяжения-сжатия определяют запас прочности:

n = _-1/ (к_ _а + __m),

где _-1 – предел выносливости материала труб при симметричном цикле растяжения–сжатия; k_ – коэффициент, учитывающий концентрацию напряжений, масштабный фактор и состояние поверхности детали; _ – коэффициент, учитывающий свойства материала и характер нагружения детали.

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 труб. 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

Ркр > Руст nус

3,5 – коэф. Учитывающий защемление колонны в пакере

J – момент инерции поперечного сечения трубы = Dн⁴ – Dвн⁴) /64

Dн, Dвн –наружный и внутренний диаметр трубы, при колонне НКТ, состоящей из секций в расчет принимаются размеры нижней секции, в нащем случае параметры dнкт.

коэф. Учитывающий уменьшение веса труб в жидкости =1- ж /ст

q- масса 1 погонного метра труб с муфтами в воздухе, кг/м

Dобс.вн – внутренний диаметр обсадной колонны, м

Руст > Рlmax – происходит зависание труб скважине

Рlmax – предельная нагрузка действующая на забой, при любом увеличение

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 этом случае если на верхнем конце колонны неограниченно увеличивать сжимающее усилие, то нагрузка на забое не превысит величины

Р_{1; } =  l q _{1; }

где ,

а – 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 – длина колонны, для скважин в пределе l = Н.

Если увеличивать длину колонны, то а  ∞,  _{1; }  1/а и получаем предельную нагрузку на забой:

,

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

Р_{1, 0} = qH_{1; 0},

где .

Условие прочности для изогнутого участка колонны НКТ записывается в виде:

Р_1сж (1/F_о + r/2W_о ) ≤ _т / n,

где F_о – площадь опасного сечения труб, м²; W_о – осевой момент сопротивления опасного сечения труб, м³; Р_1сж – осевое усилие, действующее на изогнутый участок труб, МН; _т – предел текучести материала труб, МПа; п – запас прочности, принимаемый равным 1,35.