методичка Хабибуллина. Учебнометодическое пособие по курсам "Техника и технология добычи, подготовки нефти, газа и воды"

• Название: Учебнометодическое пособие по курсам "Техника и технология добычи, подготовки нефти, газа и воды"
• Анкор: методичка Хабибуллина.doc
• Дата: 27.12.2017
• Размер: 5.09 Mb.
• Имя файла: методичка Хабибуллина.doc
• Тип: Учебно-методическое пособие; #13239
• страница: 4 из 15

2 НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ

2.1 Расчет труб на прочность при фонтанном и компрессорном спосо­бах эксплуатации

Осевая растягивающая нагрузка для гладких труб, при которой в резьбо­вом соединении напряжение достигает предела текучести (страгивающая на­грузка), определяется:

_ (34)

где _ - средний диаметр сечения резьбы по впадине в основной плоскости, мм;

_- толщина тела трубы по впадине первой полной нитке резьбы, мм;

_ - предел текучести материала трубы, МПа;

_-коэффициент разгрузки, _;

_- угол профиля резьбы, 60°;

_ - угол трения муфты о трубу, 7°;

_ - длина резьбы с полным профилем, мм.

Для равнопрочных труб и труб НКБ (безмуфтовых) расчет ведется исходя из прочности тела трубы.

_, (35)

где D- наружный диаметр трубы, мм;

b- толщина стенки трубы, мм.

Для труб НКМ (с трапецеидальными резьбами) растягивающая нагрузка, при которой в опасном сечении соединения труб напряжения достигают преде­ла текучести, рассчитываются:

_, (36)

Для наклонно-направленных скважин коэффициент запаса прочности оп­ределяется:

_ (37)

где _ (38)

_- интенсивность искривления скважин в градусах на 10 м длины;

Е- модуль упругости материала трубы, МПа;

_- коэффициент запаса прочности для вертикальной скважины, 1,3 .

При совместном действии растягивающих сил и наружного избыточного

давления условие прочности для тела трубы определяется:

_, (39)

где F- площадь поперечного сечения тела трубы, мм²;

Р_н- наружное избыточное давление, МПа;

_ (40)

k₀-коэффициент, k₀=b₀/D, где b₀=0,905_;

k_min - коэффициент, k_min=b_min/D, где b_min =0,875_;

_

Критическая сжимающая нагрузка, при которой колонна закрепленная в пакере, теряет устойчивость под действием собственного веса, определяется:

_, (41)

где _ - момент инерции сечения трубы, м ;

q_T- масса 1 м труб на воздухе, н/м.

Для свободно подвешенной колонны критическую скорость движущейся жидкости определяют:

_, (42)

где _- вес 1 м жидкости внутри колонны НКТ, н/м;

_-потери давления при движении пластовой жидкости по колонне на 1 метр длины, н/м";

_ , (43) _- внутренняя площадь сечения НКТ, м ;

_ - коэффициент гидравлического сопротивления;

_

Q- расход пластовой жидкости (дебит скважины), м/с;

_- плотность добываемой жидкости, кг/м³

_ - внутренний диаметр НКТ, м;

v — кинематическая вязкость жидкости, м²/с.

Если скорость движения пластовой жидкости _, то произойдет по­теря устойчивости нижнего участка колонны с переходом к режиму движения с возрастанием амплитуды колебания.

Задача 4

Определить коэффициент запаса прочности для на­клонной скважины у колонны НКТ, проверить условие прочности тела трубы, критическую сжимающую на­грузку с учетом установки пакера, критическую ско­рость движущейся жидкости и сравнить со скоростью движения жидкости для фонтанного и компрессорного способов добычи нефти. Исходные данные по вариан­там представлены в таблице 4.

Таблица 4-Расчет НКТ при фонтанном и компрессорном способах эксплуатации скважин

№ вар	Труба НКТ	Lнкт , м	α0(L), град.	Рж, кг/м3	Q, м3/сут	v·l04, м2/с
1	2	3	4	5	6	7
1	60*5-Д	1100	12	810	80	1,82
2	В60х5-К	1120	13	820	90	1,84
3	НКМ-60х5-Е	1140	14	830	100	1.86
4	НКБ-60х5-Л1	1160	15	840	110	1,88
5	73х5,5-М	1180	16	850	120	1,90
6	В73*5,5-Р	1200	17	860	130	1,92
7	НКМ-73х5,5-Д	1220	18	870	140	1,94
8	НКБ-73х5,5-К	1240	19	880	150	1,96
9	73х5,5-Е	1260	20	890	160	1,98
10	В73*5,5-Л	1280	21	900	170	2,00
11	НКМ-73*5,5-М	1300	22	910	180	2,02 j
12	НКБ-73х5,5-Р	1320	23	920	190	2,04
13	73х7-Д	1340	24	930	185	2,06
14	В73х7-К	1360	25	940	175	2,08
15	НКМ-73х7-Л	1380	26	935	165	2,10
16	НКБ-73х7-М	1400	27	925	155	2,12
17	89х6,5-Р ,	1390	28	915	145	2,14
18	В89х6,5-Д	1370	29	905	135	2.16 :
19	НКМ-89хб,5-К	1350	30	895	125	2,18
20	НКБ-89х6,5-Е	1330	31	885	115	2,20
21	В89х8-Л	1310	32	875	105	2,22
22	В89х8-М	1290	33	865	95	2,24
23	НКМ-89х8-Р	1270	34	855	85	2,26
24	НКБ-89х8-Д	1250	35	845	75	2,28
25	102х6,5-К	1230	36	835	70	2,25