пр1 дм. Практическая работа ДМ1. Методические указания по выполнению практической работы по дисциплине Нефтеопромысловое оборудование

• Название: Методические указания по выполнению практической работы по дисциплине Нефтеопромысловое оборудование
• Анкор: пр1 дм
• Дата: 16.02.2021
• Размер: 0.65 Mb.
• Имя файла: Практическая работа ДМ1.doc
• Тип: Методические указания; #176759
• страница: 2 из 4

Рис.3. Труба гладкая высокогерметичная с трапецеидальной резьбой и муфта к

ней (типа НКМ по ГОСТ 633–80 и типа Т по ГОСТ Р 52203–2004)
Таблица 3

Размеры труб гладких высокогерметичных и муфт к ним (НКМ),мм

Условный диаметр трубы	Труба				Муфта
	Наружный диаметр D	Толщина стенки S	Внутренний диаметр d	Масса 1м mr , кг	Наружный диаметр Dм	Длина Lм	Масса m м, кг
60	60,3	5,0	50,3	6,8	73,0	135	1,8
73	73,0	5,5	62,0	9,2	88,9	135	2,5
		7,0	59,0	11,4
89	88,9	6,5	75,9	13,2	108,0	155	4,1
		8,0	72,9	16,0
102	101,6	6,5	88,6	15,2	120,6	155	5,1
114	114,3	7,0	100,3	18,5	132,1	205	7,4

Рис.4. Труба высокогерметичная безмуфтовая с высаженными наружу концами и трапецеидальной резьбой (типа НКБ по ГОСТ 633–80 и типа Б по ГОСТ Р 52203–2004)
Таблица 4

Размеры безмуфтовых труб с высаженными наружу концами (НКБ),мм

Условный диаметр трубы	Наружный диаметр D	Толщина стенки S	Внутренний диаметр d	Наружный диаметр высаженной части трубы, Dв	Внутренний диаметр в конце высаженной части dв	Длина высаженной части l в min	Масса 1м mr гладкой трубы, кг	Увеличение массы трубы вследствие высадки обоих концов mв ,кг
60	60,3	5,0	50,3	71	48,3	95	6,8	1,8
73	73,0	5,5	62,0	84	60,0	100	9,2	2,2
		7,0	59,0	86	57,0		11,4	2,6
89	88,9	6,5	75,9	102	73,9	100	13,2	3,2
		8,0	72,9	104	70,9		16,0	3,7
102	101,6	6,5	88,6	116	86,6	100	15,2	4,0
114	114,3	7,0	100,3	130	98,3	100	18,5	4,8

Все трубы могут иметь исполнение А (повышенной точности) или Б (обычные). Трубы исполнения А изготавливаются длиной 10м (±500 мм); трубы исполнения Б поставляются длиной от 5,5 до 10м.

Условное обозначение трубы включает:

– тип трубы (у гладких труб отсутствует);

– условный диаметр;

– толщину стенки;

– группу прочности материала;

– обозначение стандарта.
Примеры условного обозначения НКТ:

для гладких труб с треугольной резьбой:

73 х 5,0 Д ГОСТ 633-80 – гладкая насосно-компрессорная труба с условным диаметром 73 мм и толщиной стенки 5,0 мм, выполненная из стали группы прочности Д согласно ГОСТ 633-80;

для труб с высаженными наружу концами с треугольной резьбой (типа В):

В 102 х 6,5 К ГОСТ 633-80 – насосно-компрессорная с высаженными (В) наружу концами труба с условным диаметром 102 мм и толщиной стенки 6,5 мм, выполненная из стали группы прочности К согласно ГОСТ 633-80;

для труб гладких высокогерметичных с трапецеидальной резьбой (типа НКМ по ГОСТ 633–80 и типа Т по ГОСТ Р 52203–2004):

НКМ 60 х 5,5 Е ГОСТ 633-80 – насосно-компрессорная (НК) с муфтовым (М) соединением гладкая высокогерметичная с трапецеидальной резьбой с высаженными наружу концами труба с условным диаметром 60 мм и толщиной стенки 5,5 мм, выполненная из стали группы прочности Е согласно ГОСТ 633-80;

для труб высокогерметичных безмуфтовых с высаженными наружу концами и трапецеидальной резьбой (типа НКБ по ГОСТ 633–80 и типа Б по ГОСТ Р 52203–2004):

НКБ 114 х 7,0 К ГОСТ 633-80 – насосно-компрессорная (НК) высокогерметичная безмуфтовая (Б) с высаженными наружу концами и трапецеидальной резьбой труба с условным диаметром 114 мм и толщиной стенки 7,0 мм, выполненная из стали группы прочности К согласно ГОСТ 633-80

или

Б 114 х 7,0 К ГОСТ Р 52203–2004 – насосно-компрессорная высокогерметичная безмуфтовая (Б) с высаженными наружу концами и трапецеидальной резьбой труба с условным диаметром 114 мм и толщиной стенки 7,0 мм, выполненная из стали группы прочности К согласно ГОСТ Р 52203–2004.

Условное обозначение муфты включает то же самое (без толщины стенки). Для труб и муфт исполнения А после обозначения стандарта ставится буква А. Трубы и муфты маркируются.

Виды соединений НКТ

На всех трубах (и муфтах) применяется коническая резьба конусностью (2 tgφ) 1:16, т.е. с углом наклона φ = 1°47'24" или 1:12 (для труб НКМ диаметром 60–102 мм и труб НКБ) с углом наклона φ = 2°23'09".

Профиль резьбы гладких труб и труб с высадкой типа В, а также муфт к ним, показан на рис.5, а. Резьба треугольная с углом профиля 60° и закругленными вершинами и впадинами.



а) гладких труб и труб типа В и муфт к ним;

б) труб типа НКМ и муфт к ним и безмуфтовых труб типа НКБ

Рис.5. Профиль резьбы
Профиль резьбы труб типа НКМ и муфт к ним, а также безмуфтовых труб типа НКБ, показан на рис.5,б. – резьба специальная трапецеидальная. Основные данные по резьбовым соединениям приведены в таблице 5.

Таблица 5

Размеры резьбовых соединений гладких труб и муфт к ним, мм

Условный диаметр трубы	Наружный диаметр D	Шаг резьбы	Высота профиля резьбы h1	Средний диаметр трубы в основной плоскости Dc	Длина резьбы трубы
					Общая (до конца сбега)	Сбег резьбы	До основной плоскости (с полным профилем) l
33	33,4	2,540	1,412	32,065	29	8	16,3
42	42,2			40,826	32		19,3
48	48,3			46,924	35		22,3
60	60,3			58,989	42		29,3
73	73,0			71,689	53		40,3
89	88,9			87,564	60		47,3
102	101,6	3,175	1,810	99,866	62	10	49,3
114	114,3			112,566	65		52,3

Соединение муфтовых труб, т.е. труб первых трех типов, безупорное (рис.6, а), а безмуфтовых труб типа НКБ – упорное (рис.6, б). В безупорных соединениях уплотнение достигается за счет свинчивания резьбы и муфты с натягом, получаемым вследствие конусности резьбы; натяг одновременно снижает вероятность самоотвинчивания соединения в процессе эксплуатации.



а) безупорное (трубы гладкие, трубы типов В и НКМ);

б) упорное (безмуфтовые трубы типа НКБ)

Рис.6. Виды резьбовых соединений
В упорном соединении герметичность достигается в результате плотного соприкосновения упорных кольцевых поверхностей А на концах труб, которые воспринимают значительную часть крутящего момента при свинчивании труб за счет упругой деформации их материала.

Материал изготовления

Трубы и муфты к ним должны изготавливаться из стали одной и той же группы прочности. Механические свойства сталей, применяемых для труб и муфт, приведены в таблице 6.

Таблица 6

Механические свойства сталей

Показатели	Группа прочности стали
	Д	К	Е	Л	М	Р
Временное сопротивление, σв , МПа, не менее	655	687	699	758	862	1000
Предел текучести σт , МПа, не менее	379	491	552	654	758	980

Для обустройства скважин системы ППД и нефтедобычи, в том числе при применении растворов химреагентов, для повышения нефтеотдачи пластов, обработки призабойной зоны и других работ с использованием растворов солей, кислот, ингибиторов наиболее приспособлены стеклопластиковые трубы СП НКТ, изготавливаемые из термореактивных полимеров и наполнителя [3].

Расчет НКТ

Расчеты НКТ можно разделить на технологические и прочностные. К технологическим относятся: расчеты гидравлического сопротивления потоку движущейся в трубах среды; определение работы газа по подъему жидкости в колонне труб; проверка удлинения трубной колонны.

Расчеты на прочность производятся на допустимость использования выбранных труб: по нагрузке, вызывающей страгивание резьбового соединения; по эквивалентному напряжению, возникающему в опасном сечении трубы при совместном действии давления среды и осевой нагрузки; по циклической переменной нагрузке; по усилиям, вызывающим продольный изгиб труб.

Необходимость проведения всех указанных расчетов или только части их определяется условиями, в которых работают трубы.

Нагрузки, действующие на НКТ

При определении усилий, действующих на НКТ, и последующих расчетах их на прочность учитывают следующие условия работы труб:

• 
  характер работы скважины (ее освоение или эксплуатация);
  
• 
  вид эксплуатации (фонтанная, лифтовая, насосная);
  
• 
  конструкцию колонны труб (одно- или многоступенчатая);
  
• 
  тип пакера (гидравлический, механический, гидромеханический).
  

В зависимости от этого изменяются расчетные условия и вид нагрузок, соответственно чему трубы должны рассчитываться на осевую нагрузку, избыточное внутреннее или наружное давление, продольный изгиб, либо на действие комбинированной нагрузки.

Осевая нагрузка создается собственным весом колонны труб и усилием от гидравлического давления:

а) при колонне труб одинакового размера, без пакера



m– масса одного метра труб, кг/м;

g – ускорение силы тяжести, м/с²;

L – длина колонны труб, м;

б) при ступенчатой колонне из труб различного размера, без пакера

=

m_i –масса одного метра i-ой секции; – длина i– ой секции;

в) при ступенчатой колонне, спущенной с гидравлическим пакером,
нагрузка в период установки пакера

=

m_ж – масса жидкости, находящейся в одном метре труб, кг/м;

р_п – перепад давления на пакере, Па;

F_в – площадь сечения труб по внутреннему диаметру, м²;

г) при извлечении пакера



ΔQ – дополнительная нагрузка, создаваемая силами сцепления пакера с обсадной колонной, Н.

Избыточное внутреннее давление создается в процессе установки и последующей эксплуатации скважин с пакером, при опрессовке колонн труб и при освоении скважин.

Предельное допустимое давление, при котором напряжения в трубах достигают предела текучести σ_т , определяется как:



D – наружный диаметр труб, м;

S – толщина стенки трубы, м;

[σ] – допускаемое напряжение материала труб на растяжение, МПа;

[σ] = 0,875 σ_т, где σ_т – предел текучести материала.

Рабочее давление не должно превышать допустимое, т.е. р_в ≤ р/n,

где n – коэффициент запаса прочности, n= 1,32.

Избыточное наружное давление может возникнуть при эксплуатации скважин газлифтным способом и при освоении скважин. При этом внутренний ряд труб подвергается смятию. Предельное допустимое давление определяется по формуле Г.М.Саркисова[4], которая ввиду ее сложности не приводится

Продольный изгиб возникает в трубах в момент установки механического пакера. При этом критическая сжимающая нагрузка



3,5 – коэффициент, учитывающий защемление колонны труб в пакере;

Е – модуль упругости материала; для стали Е = 2,1· 10⁵ МПа;

I – момент инерции поперечного сечения трубы, м⁴.

,

где d_в – внутренний диаметр трубы;

λ – коэффициент, учитывающий снижение веса труб в жидкости, находящейся

в скважине: λ=1– ρ_ж / ρ_м ,

где ρ_ж и ρ_м – плотность жидкости и материала труб, кг/м³;

q – вес одного метра труб в воздухе, Н/м.

Запас устойчивости по отношению к максимальному допустимому усилию сжатия:

При эксплуатации скважин, оборудованных приводами с возвратно-поступательным движением колонны штанг, на колонну труб действуют циклические переменные усилия, обусловленные неравномерным приложением нагрузок при ходе плунжера насоса вверх (когда действует только собственный вес труб) и вниз (когда трубы дополнительно нагружаются массой столба жидкости).

Вес столба жидкости при ходе штанг вверх передается плунжеру насоса и соответственно снимается с колонны труб, которые в этот период сокращается в длине, а при ходе штанг вниз весь вес столба жидкости передается цилиндру насоса, а через него колонне труб, которая в этот период растягивается. Чередование растяжения и сжатия при длительном действии вызывает в материале труб усталостные явления.

Максимальная нагрузка на трубы при ходе штанг вниз

P_max= P_T+ р_жf_к + F_н

Минимальная нагрузка на трубы при ходе штанг вверх

P_min= P_T+ P_ж (f_к –f_п )-F_в

P_T−вес труб (при точных расчетах учитывается их погружение под

динамический уровень жидкости);

р_ж −давление столба жидкости;

f_к −площадь сечения внутреннего канала труб;

f_п− площадь поперечного сечения плунжера;

F_в, F_н− силы трения при ходе штанг вниз и вверх соответственно (3% от веса

штанг в жидкости).

Давление столба жидкости в трубах р = L_н ρ_ж g, где L_н− глубина спуска насоса;

ρ_ж− плотность жидкости.

Максимальное и минимальное напряжения в верхнем сечении труб по основной плоскости резьбового соединения:



f_Т −площадь поперечного сечения верхней трубы по основной плоскости резьбы.

Запас прочности на циклические нагрузки:

− предел выносливости материала при симметричном цикле растяжение − сжатие;

−коэффициент учета концентрации напряжения, масштабного фактора и состояния поверхности труб; ≈4,4÷4,5;

− амплитудное напряжение цикла: ;

−коэффициент учета свойств материала и характера нагружения, для материалов с =370÷550 МПа, =0,07÷0,009; для материалов с =650÷750 МПа, =0,11÷0,14;

для материалов с =1000÷1200 МПа, =0,1÷0,2;

−среднее напряжение цикла:

Вычисленный запас прочности не должен быть меньше 1,3.

При различных видах эксплуатации на трубы может воздействовать комбинированная нагрузка, например осевая и избыточное давление, и тогда расчет производится по соответствующим комплексным формулам

В условиях внутреннего и наружного давления дополнительно к осевому напряжению σ_о от веса колонны труб Q действуют радиальные σ_r и кольцевыеσ_кнапряжения.

σ_r= − p_вилиσ_r= − p_н



p_в , p_н − соответственно внутреннее и наружное давление;

D_вн , D_н − соответственно внутренний и наружный диаметры труб.

При воздействии комбинированных нагрузок необходимо определять эквивалентные напряжения и сравнивать их с допустимыми.

По теории наибольших касательных напряжений эквивалентное напряжение:

σ_э = σ₁ − σ₃

σ₁ , σ₃ − соответственно наибольшее и наименьшее напряжения.

Для различных условий эксплуатации расчетные эквивалентные напряжения приобретают следующий вид:

σ_э = σ₀ + σ_r при р_в= 0, р_н = 0 или р_в > р_н ;

σ_э = σ_к + σ_r при р_в= 0 или р_в > р_н ;

σ_э = σ₀ +σ_к при р_в= 0, р_н = 0 или р_в < р_н