Расчет лоильных работ. Задача Расчет лов.работ. Определение допустимой растягивающей нагрузки на ловильный инструмент
 Скачать 3.27 Mb.
|
|
Тема: ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМОЙ РАСТЯГИВАЮЩЕЙ НАГРУЗКИ НА ЛОВИЛЬНЫЙ ИНСТРУМЕНТ Цель работы: Научиться производить расчет ловильных работ; пользоваться справочной литературой, анализировать полученные результаты. Пояснительная записка К наиболее сложным и трудоемким видам работ, выполняемым при КРС, относятся ловильные работы, к которым также относится извлечение прихваченных труб. Существует несколько способов освобождения труб: расхаживание; отвинчивание по частям; натяжка и обрыв. Из всех видов ловильных инструментов широко применяют освобождающиеся инструменты с плашечно-клиновидным и резьбо-нарезными захватными устройствами. При использование инструментов с плашечно-клиновидным захватным механизмом необходимо правильно выбрать растягивающие усилия для обеспечения надежного сцепления плашек с поверхностью тела трубы для успешного ее отвинчивания. При отвинчивании аварийных НКТ с усилиями меньшими, чем указаны в таблице 1, может произойти скольжение плашек труболовки, и процесс отвинчивания труб окажется безуспешным. Таблица 1 - Оптимальные растягивающие нагрузки на ловильный инструмент
В случае невозможности отвинчивания аварийных труб ловильный инструмент необходимо освободить. Освобождение осуществляется резким его спуском (страгиванием), в результате чего плашки утапливаются, а затем фиксируется в указанном положении для исключения перемещения их вниз по корпусу ловильного инструмента. Из заклиненного состояния плашки выводятся путем передачи части веса бурильной колонны (страгивающий нагрузки Рстр) на ловильный инструмент. Соотношение страгивающей Рстр и растягивающей Рраст нагрузок характеризует коэффициент освобождения ловильного инструмента: m = Рстр /Рраст 1 При ловильных работах с помощью освобождающихся труболовок с плашечно-клиновидным захватами необходимо учитывать коэффициент освобождения применяемого инструмента для определения максимально допускаемого растягивающего усилия, передаваемого непосредственно на ловильный инструмент. При этом допускаемая растягивающая нагрузка, определяемая по коэффициенту m, не должна превышать допускаемую грузоподъемную силу ловильного инструмента. После захвата труб труболовкой для их расхаживания необходимо знать максимальное значение допускаемой растягивающей нагрузки на труболовку. Для определения этой нагрузки исходным аргументом является прочность комбинированной колонны, которая зависит от длины нижней секции L2. Длиной верхней секции L1 задаются, и для каждого конкретного случая она соответствует глубине нахождения верхнего конца колонны оставшихся в скважине НКТ диаметром 114 мм. Задача Определить допускаемую нагрузку на труболовку в процессе расхаживания труб, усилие натяжения на крюке талевой системы и страгивающую нагрузку для освобождения труболовки. Исходные данные представлены в таблице 5. 1. Определяем допускаемую максимальную нагрузку на труболовку в процессе расхаживания прихваченных труб  (1)где F2 – площадь поперечного сечения тела трубы нижней секции БТ, (таблица 2); - допускаемое напряжение материала нижней секции БТ, МПа (рисунок 1); q2 – вес 1 погонного метра труб, Н (таблица 2); L2 – длина нижней секции бурильных труб. Таблица 2 - Характеристика бурильных труб
 Рисунок 1 - Номограмма для расчета параметров ликвидации аварий Работа с номограммой. В левой части оси абсцисс из точки, соответствующей L2, восстановить перпендикуляр до пересечения его со сплошной линии=7мм (или=9мм), получаем точку Д. Из точки Д проводим прямую, параллельную оси абсцисс, до пересечения свертикальной линией, считываем параметр. Определяем суммарное усилие натяжения на крюке талевой системы  ,кН (2)где q1 и q2– вес 1 погонного метра БТ верхней и нижней секции, кН (таблица 2). Таблица 3 - Группа прочности стали для бурильных труб и муфт к ним  3. Фактическое напряжение верхней секции бурильных труб определяется по формуле:  МПа (3)где F1 – площадь поперечного сечения тела трубы верхней секции, м2 (таблица 2). 4. Определяем запас прочности этих труб  (4)где σS - предел текучести материала труб, МПа (таблица 3) 5. Рассчитываем вес комбинированной колонны бурильных труб  ,кН (5)6. Определяем вес колонны НКТ, находящихся выше труболовки  ,кН (6)где qНКТ - вес 1 погонного метра труб с муфтой (таблица 4) кН. Таблица 4 - Характеристика насосно-компресорных труб  7. Найденная допускаемая растягивающая нагрузка, приложенная к труболовке, и заданные параметры обеих секций колонны БТ должны удовлетворять следующему условию:  , (7) где РТР – грузоподъемная сила труболовки, кН; m = 0,25 – коэффициент освобождаемости труболовки. Если расчетные величины удовлетворяют условию (7), то после приложения к труболовке максимальной растягивающей нагрузки в процессе расхаживания труб при необходимости можно будет стронуть плашки труболовки и освободить ее от захвата, т.е. вес комбинированной колонны вполне достаточен для страгивания плашек труболовки. В противном случае освободить труболовку от захвата невозможно. Делаем выводы о выполнение условия (7) 8. Определяем, какую часть веса бурильной колонны следует приложить к труболовке для страгивания плашек. Страгивающую нагрузку, передаваемую труболовке весом бурильной колонны определяем по формуле:  , (8)и сравнивают, сколько составит Рстрв процентном отношении от веса БТ (QБТ). 4. Контрольные вопросы Виды ловильных работ. От каких факторов зависит выбор ловильного инструмента? Технология извлечения аварийных труб. Виды труболовок, их техническая характеристика. К чему сводится расчет ловильных работ? Как рассчитать усилие натяжения на крюке талевой системы? Как определить коэффициент освобождения ловильного инструмента? 5. Используемая литература Ишмурзин А. А. Технологические расчёты нефтегазопромыслового оборудования: учеб. пособие. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2018. -151 с. Покрепин, Б. В. Специалист по ремонту нефтяных и газовых скважин: учебное пособие / Б. В. Покрепин, Е. В. Дорошенко, Г. В. Покрепин. - Издательство «Феникс», 2016. – 284 с. Сулейманов А.Б. Практические расчеты при текущем и капиталъном ремонте скважин. Тахаутдинов, Ш.Ф., Сливченко А.Ф., Залятов М.Ш. Технология капитального ремонта нефтяных и газовых скважин. – М.: Изд-во «Нефтяное хозяйство», 2016. – 400 с. Таблица 5
Продолжение таблицы 5
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||