Механические свойства НКТ групп прочности стали

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

"Югорский государственный университет"

Кафедра «Нефтегазовое дело»

 

 

РАСЧЕТ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

Методические указания

к практическим работам по дисциплине «Нефтегазопромысловое оборудование» для студентов очного и заочного обучения

по направлению 131000.62 "Нефтегазовое дело "

 

Ханты-Мансийск, 2016

 

 

Методические указания к практическим работам по дисциплине «Нефтегазопромысловое оборудование» для студентов направления 21.03.01 Нефтегазовое дело, Югорский государственный университет. – Ханты-Мансийск, 2016. – 11 с.

 

 

Составитель: к.т.н., доцент В.В. Бабарыкин

 

«Югорский государственный университет», 2016 г.

 

1 РАСЧЕТ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ ПРИ ФОНТАННО-КОМПРЕССОРНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

 

1.1 ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ НКТ

 

В соответствии с ГОСТ 633-80 [1] для эксплуатации нефтяных и газовых скважин применяются стальные бесшовные насосно-компрес­сорные трубы следующих типов:

- трубы гладкие и муфты к ним с треугольной резьбой с углом при вершине 60° (табл. 1). Эти трубы изготавливаются с шагом резьбы 2,540 мм (10 ниток на 1 дюйм) и 3,175 мм (8 ниток на 1 дюйм). Соот­ветственно высота профиля резьбы hсоставляет 1,412мм и 1,810 мм;

- трубы с высаженными наружу концами и муфты к ним также с тре­угольной резьбой с углом при вершине 60° (табл. 2);

- гладкие высокогерметичные трубы (НКМ) с трапецеидальной резьбой и муфты к ним (табл. 3);

- насосно-компрессорные безмуфтовые трубы (НКБ) с высажен­ными наружу концами с трапецеидальной резьбой (табл. 4).

Масса 1 п. м (см табл. 1 - 4) рассчитана для трубы длиной 8 м с учетом массы муфты.

Таблица 1

Трубы гладкие с треугольной резьбой                       

Услов­ный диаметр трубы	Наруж­ный диаметр D, мм	Толщина стенки , мм	Наружный диаметр муфты Dм, мм	Масса 1 п.м, 1 кг/м	Высота резьбы h, мм	Длина резьбы  до основной плоскости L, мм
33	33,4	3,5	42,2	2,65	1,412	16,3
42	42,2	3,5	52,2	3,37	1,412	19,3
48	48,3	4,0	55,9	4,46	1,412	22,3
60	60,3	5,0	73,0	6,96	1,412	29,3
73	73,0	5,5; 7,0	88,9	9,5; 11,7	1,412	40,3
89	88,9	6,5	108,0	13,65	1,412	47,3
102	101,6	6,5	120,6	15,76	1,81	49,3
114	114,3	7,0	132,1	19,1	1,81	52,3

 

Таблица 2

Трубы с высаженными наружу концами с треугольной резьбой

 

Условный диаметр трубы	Наруж­ный диаметр D, мм	Толщина стенки δ , мм	Наружный диаметр муфты D, мм	Масса 1п.м, кг/м	Высота резьбы h, мм	Длина резьбы с пол­ным профи­лем L, мм	Наружный диаметр высажен­ной части Dв., мм
27	26,7	3	42,2	1,86	1,412	16,3	33,4
33	33,4	3,5	48,3	2,68	1,412	19,3	37,3
42	42,2	3,5	55,9	3,41	1,412	22,3	46
48	48,3	4	63,5	4,55	1,412	24,3	53,2
60	60,3	5	77,8	7,08	1,81	37,3	65,9
73	73	5,5 7	93,2	9,66 11,86	1,81	41,3	78,3
89	88,9	6,5 8	114,3	13,9 16,7	1,81	47,3	95,2
102	101,6	6,5	127	160	1,81	51,3	108
114	114,3	7	141,3	19,5	1,81	54,3	120

 

Таблица 3

Трубы НКМ с трапецеидальной резьбой

Условный диаметр трубы	Наруж­ный диаметр D, мм	Толщина стенки δ , мм	Наружный диаметр муфты D, мм	Масса 1п.м, кг/м	Высота резьбы h, мм	Длина резьбы с пол­ным профи­лем L, мм	Наружный диаметр высажен­ной части Dв, мм
60	60,3	5	73	7,02	1,2	48	57,925
73	73	5,5	89	9,51	1,2	48	70,625
73	73	7	89	11,71	1,2	48	70,625
89	88,9	6,5	108	13,7	1,2	58	86,5
89	88,9	8	108	16,5	1,2	58	86,5
102	101,6	6,5	120,6	15,84	1,2	58	99,2
114	114,3	7	132,1	19,42	1,6	72	111,1

 

 

Таблица 4

 

Трубы НКБ с трапецеидальной резьбой

 

Условный диаметр трубы	Наруж­ный диаметр D,мм	Толщина стенки δ , мм	Наружный диаметр муфты D, мм	Масса 1п.м, кг/м	Высота резьбы h, мм	Длина резьбы с пол­ным профи­лем L, мм	Наружный диаметр высажен­ной части Dв, мм
60	60,3	5	71	7,02	1,2	44	62,267
73	73	5,5	84	9,5	1,2	49	75,267
73	73	7	86	11,72	1,2	49	75,267
89	88,9	6,5	102	13,6	1,2	49	91,267
89	88,9	8	104	16,46	1,2	49	91,267
102	101,6	6,5	116	15,7	1,2	49	104,267
114	114,3	7	130	19,1	1,6	49	117,267

 

 

Для труб с другой длиной (исполнения А) следует пользоваться данными ГОСТ 633-80.

Трубы и муфты должны изготавливаться из стали одной и той же группы прочности [1]. Механические свойства труб и муфт в соответ­ствии с ГОСТ 633-80, переведенные в систему СИ, представлены в табл. 5.

 

Таблица 5

Механические свойства НКТ групп прочности стали

 

Наименования показателей	Д	К	Е	Л	М	Р
Временное сопро­тивление σв, МПа	655	687	689	758	823	1000
Предел текучести σт, МПа	379	491	552	654	724	930
Относительное удлинение δ5, %	14,3	12,0	13,0	12,3	11,3	9,5

 

 

1.2. РАСЧЕТ НКТ ПРИ ФОНТАННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

 

Диаметр НКТ при фонтанном и компрессорном способах экс­плуатации скважин должен обеспечить заданный отбор жидкости в течение всего периода эксплуатации скважины выбранным способом.

Оптимальный внутренний диаметр лифта, может быть опре­делен по формуле [2]

 

                                 (1)

 

где  - плотность газожидкостной смеси, кг/м ; L - глубина спуска подъемных труб, м;  - принимается как давление на забое для фон­танных скважин, так и пусковое давление для газлифтных скважин, Па; Р_у - давление на устье, Па; Q_ж- дебит добываемой жидкости, м³/сут.

После вычисления диаметра по формуле (1) выбирают по табл. 1.2, 1.3 ближайший больший стандартный диаметр НКТ. Если колонна имеет ступенчатую конструкцию, то в этом случае 1-я (нижняя) секция должна состоять из труб ближайшего к расчетному диаметра, а верхние секции - из труб большего диаметра или более высокой группы прочности.

Расчет насосно-компрессорных труб на прочность при фонтанной эксплуатации скважин следует проводить на страгивающую нагрузку в резьбовом соединении, на предельную нагрузку в опасном сечении и на внутреннее давление.

На страгивающую нагрузку рассчитываются гладкие НКТ с тре­угольной резьбой и высокогерметичные трубы НКМ с трапецеидаль­ной резьбой, так как наиболее слабым сечением у этих труб является резьбовое соединение. Наиболее часто употребляется формула Ф. И. Яковлева

 

 ,                                           (2)

 

где b = δ - h_p - толщина тела трубы под резьбой в основной плоскости; h_p - высота профиля резьбы; D_ср = d + b - средний диаметр тела трубы под резь­бой; d - внутренний диаметр трубы; η = b/(δ - b) - поправка Шумилова; α - угол наклона несущей поверхности резьбы к оси трубы; φ - угол трения в резьбе  (φ =7°…9°); L_p - длина резьбы с полным профилем; σ_т - предел текучести материала трубы.

На предельную нагрузку труба рассчитывается по основному телу. Очевидно, что наряду с расчетом на страгивающую нагрузку такому расчету, в первую очередь, следует подвергать НКТ с высаженными на­ружу концами с треугольной резьбой и НКБ с трапецеидальной резьбой:

 

                           (3)

 

где D_p - диаметр резьбы в основной плоскости по впадине витков для гладких НКТ или диаметр наружный основного тела НКТ для труб c высаженными наружу концами и НКБ.

Наименьшая из двух (страгивающая и предельная) нагрузок при­нимается за расчетную, и определяется допустимая глубина спуска данной трубы c заданным коэффициентом запаса, м:

 

 ,                                         (4)

 

где Р_рас - расчетная нагрузка; q - масса 1 п.м трубы с учетом муфт и высаженной части; n - коэффициент запаса, n = 1,25…1,3; g - ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с .

При расчете 2-й и последующих секций за Р_рас принимается раз­ность текущего и предыдущего значений нагрузки. Например: для 3-й секции

 

P_рас=P_стр3-Р_нкт2

 

Расчет на внутреннее давление производится на допустимое давление исходя из прочности и геометрических параметров трубы по формуле Барлоу:

 

                              (5)

 

где  - толщина основного тела трубы; [σ_т] = σ/η - допустимое зна­чение предела текучести (по ГОСТ 633-80, η = 1,25; по другим источни­кам                η = 1,35…1,5); D_н - наружный диаметр основного тела трубы.

Необходимо также в случае установки пакера определить факти­ческое внутреннее давление, определяемое высотой столба жид­кости и буферным давлением в трубах:

 

               (6)

 

где L_mp1 - длины секций НКТ; ρ_ж - плотность жидкости. 

Рассчитанная ступенчатая колонна НКТ должна проходить как по условиям прочности на растяжение, так и по внутреннему давлению.

 

Задача. Исходя из условий прочности НКТ на разрыв в опасном сечении, на страгивающие нагрузки в резьбовом соединении и на внутреннее давление определить глубину спуска секций колонны гладких насосно-компрессорных труб с треугольной резьбой из стали групп прочности «Д», «К» общейдлиной 2900 м для фонтанирующейскважины глубиной 3000 м, с дебитом 25 м³/сут, имеющей обсадную колонну диаметром 146х7,7 мм. Давление на забое - 23,6 МПа, на устье - 3 МПа, плотность газожидкостной среды - 830 кг/м³. При рас­чете пренебрегаем потерей веса колонны труб в жидкости, так как уровень жидкости в межтрубном пространстве при установке пакера во время работы может быть оттеснен до башмака колонны труб.

Решение. Определим внутренний диаметр НКТ по формуле (1):

 

 

 

Ближайший больший внутренний диаметр имеют НКТ 48x4 мм. Примем за нижнюю секцию гладкие НКТ 48x4 из стали группы прочности «Д» (σ_т =380 МПа).

Страгивающую нагрузку определим по формуле (2), недостаю­щие данные - по табл. 2. Найдем

 

b = δ - h_i=4 - 1,41=2,6 мм;

d = D - 2δ=48 - 8 =40 мм;

D_ср = d + b = 40 + 2,6 = 42,6 мм;

L= 22,3 мм;

;

ctg (σ+φ) =  ctg69^о = 0,384;

 

.

 

Предельную нагрузку определим по формуле (3):

 

Р_пр = 0,785 [(48 - 2·1,41)²-40²]·10^-6·380·10⁶=131,9 кН.

 

Выбрав страгивающую нагрузку за расчетную, как наименьшую, определим допустимую глубину спуска секции НКТ по формуле (4):

 

q₁ =  4,46 кг/м;

 

 

Поскольку 2030 м < 2900 м, для верхней секции берем боль­ший размер:

НКТ 60x5 мм; q₂ ⁼ 6,96 кг/м;  L = 29,3 мм; h_r = 1,41 мм.

Находим

b = 5,0 - 1,41 = 3,59 мм;

d = 60,3 - 2·5 = 50,3 мм;

D_cp = 50,3+ 3,59 = 53,9 мм;

ctg69°=0,384;

 

Предельная нагрузка

Р_пр2 = 0,785 [(60,3 - 2·1,41)² - 50,3²] · 380 = 230,8 кН.

Так как и в этом случае Р_пр2 > Р_стр2, за расчетную нагрузку при­нимаем Р_стр2. Длина 2-й секции

 

где Р_НКТ1 = L_тр1·q·g₁ ⁼  2030 · 4,46 · 9,81 = 88818 Н

 

Таким образом, суммарная длина колонны составит

 

2030 + 1266 = 3296 м > 2900 м.

L ₂= 2900 – L₁, = 870 м.

 

Минимальный зазор с обсадной колонной составит

 

S = 146 - 2 ·7,7 – D_мнкт= 130,6 - 73 = 57,6 мм.

 

Допустимое внутреннее давление для нижней трубы НКТ 48х4 мм определим по формуле (5)

 

 

Определяем фактическое внутреннее давление трубы по формуле (6) при плотности добываемой жидкости 𝛒_ж = 850 кг/м³ ; Р_у=3,0 МПа:

 

Р_ф = 2900·850·9,81 + 3,0·10⁶ = 27,2·10⁶ Н/м² = 27,2 МПа.

 

Так как Р_ф < Р_вн , следовательно, выбранная нами ступенчатая колонна НКТ проходит как по условию прочности, так и по внутреннему давле­нию для заданных условий скважины.

 

 

Таблица 6

Исходные данные к задаче
Номер варианта Nвар	Дебит, м3/сут, Qж	Глубина скважины, м, L	Рлотность жидкости, кг/м3, ρж	Давление на забое, МПа ,P1	Давление на устье, МПа, Pу	Обсадная колонная
1	120	3100	800	18	3	168х9
2	115	3070	820	19	3	168х9
3	110	3040	850	20	4	168х9
4	105	3010	870	21	5	168х9
5	100	2980	900	22	6	168х9
6	95	2950	850	19	7	168х9
7	90	2920	920	20	8	168х9
8	85	2890	950	21	9	168х11
9	80	2860	980	22	10	168х11
10	75	2830	990	21	11	168х11
11	70	2800	960	19	10	168х11
12	60	2770	930	17	9	168х11
13	55	2740	910	17	8	168х11
14	50	2710	880	12	7	168х11
15	45	2680	860	17	6	146х7,7
16	40	2650	830	15	5	146х7,7
17	35	2620	810	16	4	146х7,7
18	30	2690	800	18	5	146х9
19	25	2760	830	25	6	146х9
20	20	2830	860	24	7	146х11
21	23	2900	870	23	8	146х11
22	26	2970	890	20	9	146х11
23	32	3040	910	25	10	146х7,7
24	43	3110	930	26	11	146х7,7
25	52	3180	960	21	12	146х7,7
26	25	2900	830	23,6	3	146х7,7

 

Литература

 

1. ГОСТ 633-80. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Техниче­ские условия. М., 1980.

2.  Белоцерковский В.И. Инструкция по расчету колонн насосно- компрессорных труб / В.И. Белоцерковский, А.Е. Сароян, В.Ф. Кузнецов, В Н.  Пчелкин и др. Куйбышев, 1990. 112 с.

3. Нефтепромысловое оборудование: справочник/ под ред. Е.И. Бухаленко. М.: Недра, 1990. 559 с.

4.  Снарев А.И. Расчеты машин и оборудования для добычи нефти и газа: учеб. практ. пособ. / А.И. Снарев. - изд. 3-е, доп. - Москва: Инфра-Инженерия, 2010. - 232 с.: ил.