Меню

Страгивающая нагрузка для труб нкт

Расчет насосно-компрессорных труб на страгивающую нагрузку

НКТ. Назначение, типы, номенклатура, материалы. Нагрузки на НКТ. Расчёт на прочность.

НКТ предназначаются для эксплуатации нефтяных и газовых скважин. После спуска эксплуатационной колонны и выполнения других работ по подготовке к эксплуатации спускают колонну НКТ. Колонну НКТ подвешивают в арматуре устьяскважины.

ГОСТ предусматривает изготовление НКТ исполнения А и Б четырех конструкций: — гладкие и муфты к ним; — с высаженными наружу концами и муфты к ним (тип В); — гладкие высокогерметичные и муфты к ним (тип НКМ); — безмуфтовые высокогерметичные (тип НКБ).

Насосно-компрессорные трубы всех типов исполнения А должны изготовляться длиной 10 м и с предельным отклонением ± 5% (± 500 мм).

Трубы и муфты гладкие и типа В имеют коническую треугольную резьбу с углом профиля при вершине 60 0 и конусностью 1:16. (рис.5.1).

Вершины профиля имеют закругления радиусом, нескольким большим радиуса впадины, что обеспечивает соприкосновение боковых поверхностей витков резьбы (рис.5.2).

Насосно-компрессорные трубы муфтовые (типа НКМ) – гладкие с муфтой, имеют трапецеидальную резьбу с несимметричным профилем, близким к профилю упорных резьб (рис.5.3). В резьбовом соединении практически отсутствует радиальная нагрузка из-за малого опорного угла профиля, что повышает прочность соединения на 25-35% по сравнению с прочностью гладких труб и составляет 85-90% от прочности тела трубы.

Трубы НКМ обеспечивают герметичность при давлении газов до 50 МПа, что достигается за счет использования металлического уплотнительного пояска у конца ниппеля с внутренней конической поверхностью муфты

Материалы труб и муфт к ним

Насосно-компрессорные трубы и муфты к ним изготовляются из сталей групп прочности Д, К, Е, Л, М, Р. По возможности применяются более дешевые сорта труб – группа прочности Д и К. Сортамент насосно-компрессорных труб приведен в табл. 5.1.

Трубы и муфты к ним изготовляются из материала одной группы прочности. Группу прочности Д изготавливают из углеродистой стали, остальные группы прочности — из легированных и углеродистых сталей с последующей термообработкой.

Расчет насосно-компрессорных труб на страгивающую нагрузку

Страгивающая нагрузка – это такая нагрузка, которая вызывает разрушение (страгивание) металла в теле трубы в области резьбового соединения. Она возникает только в области резьбового соединения, причем у насосно-компрессорных труб с треугольным профилем резьбы. От осевой силы Q, действующей на колонну труб, возникают реакции в муфте R и Rн (рис. 5.2 ). Радиальная составляющая Rн – это внешняя сила, которая сжимает ниппель снаружи.

.

Удельное давление от внешних сил

.

Тогда меридианное напряжение в теле трубы в области резьбы

,

Рисунок 5.2 — Схемы к расчету страгивающей нагрузки

От действия осевой силы Q в поперечных сечениях трубы возникают еще поперечные напряжения σ1, которые при переходе от тела трубы к нарезанной части уменьшаются за счет распределения части осевой нагрузки на муфты. Максимальное поперечное напряжение возникает в конце резьбы, и определяется как отношение полной осевой нагрузки Q к площади сечения трубы по впадине профиля с полной нагрузкой перед сбегом, т.е. по основной плоскости

Читайте также:  Чем развальцевать гофрированную трубу

.

Здесь Dс — средний диаметр сечения по впадине первого полного витка резьбы (в основной плоскости); b–толщина стенки трубы по впадине того же витка резьбы; b=(d1-dв)/2.

Согласно третьей теории прочности тело, испытывающее два взаимно перпендикулярных напряжения, будет иметь напряжение, действующее под углом 45 0 к напряжениям σ1 и σ3 и равное полуразности этих напряжений. Разрушение тела трубы наступает тогда, когда напряжение дойдет до значения, равного половине предела текучести σТ

.

Подставив значения σ1 и σ3 из равенств (5.22) и (5.23) в формулу (5.24), и решив полученные уравнения относительно Q = Qстр, получим:

.

Вычисленная по этой формуле страгивающая нагрузка должна быть больше фактического осевого усилия не менее в 1,25 раза. Если это условие не соблюдается, то для насосно-компрессорных труб выбирается более прочный материал. Если выбор группы прочности не возможен, то ограничивается длина спуска колонны, вес которой обеспечивает запас прочности по страгивающей нагрузке.

Подставив вместо σт значение σдоп и добавив коэффициент разгрузки η, а также учитывая действие трения через угол трения β, получим:

,

где η=b/(b+s). Здесь s-толщина стенки муфты в расчетной плоскости.

Рисунок Схема типов стальных НКТ: а-неравно прочное, б-равнопрочное муфтовое с высадкой наружу, г-равнопрочное с высадкой наружу,г-равнопрочное с высадкой внутрь, д-равнопрочное с приварными резьбовыми концами.

Источник

Расчет НКТ


Расчет колонны насосно-компрсссорных труб

Колонну НКТ рассчитывают на прочность при растяжении, на сопротивляемость смятию избыточным наружным давлением, на сопротивляемость разрыву избыточным внутренним давлением.

Методика расчета свободно подвешенных колонн НКТ и при наличии пакера несколько различны.

Предельные осевые растягивающие нагрузки Р стр (Н), при которых в резьбовом соединении гладких труб напряжения достигают предела текучести, определяют по формуле Яковлева-Шумилова. Предельное растягивающее усилие Р т (Н), при котором в теле труб с высаженными наружу концами (НКБ) возникает напряжение, равное пределу текучести, находят из выражения

Допустимая растягивающая нагрузка [Р] р , действующая на верхнюю трубу каждой секции (ступени) должна составлять: для труб с гладкими концами и труб НКМ

для труб с высаженными наружу концами и труб НКБ

где k 1 — нормативный коэффициент запаса прочности (КЗП) для вертикальных скважин k 1 =1,3.

В искривленных скважинах КЗП определяют по формуле

(20.15)

где k 1 — нормативный КЗП, k 1 =1,3; С 0 — коэффициент, учитывающий прочностные характеристики материала труб.

i θ — интенсивность искривления, градус/10 м; Е — модуль упругости, Па, E=2,1·10 11 Па.

При испытании колонны на герметичность или установке гидравлического пакера осевую растягивающую нагрузку Р р (Н) в верхней части произвольной n-й секции колонны НКТ находят из выражения

(20.17)

(20.18)

В формулах (20.17) и (20.18) i — порядковый номер секции; n -число секций; q i — масса 1 м трубы i-й секции, кг; S в — площадь проходного канала трубы, м2; р и.в — внутреннее избыточное давление, Па; ΔР -осевая растягивающая нагрузка при извлечении пакера, Н.

Читайте также:  Уплотнение раструбов канализационных труб

Осевая сжимающая нагрузка при установке механического или гидромеханического пакеров

где Р раз — разгрузка части веса труб на пакер, Н.

Осевую нагрузку на колонну с пакером под влиянием давлений, собственного веса труб и температуры жидкости в скважине в процессе эксплуатации рассчитывают по формулам:

(20.20)

(20.21)

где P 0 — дополнительная рвастягивающая (сжимающая) нагрузка, Н; р пак — давление рабочее на пакере, Па; μ=0,3 — коэффициент Пуассона;

ρ’ н и ρ’ в — плотность жидкости снаружи и внутри колонны НКТ после ее спуска в скважину, кг/м3; l пак — глубина установки пакера от устья скважины, м; P t — осевая нагрузка от температурных изменений, Н,

а — коэффициент линейного расширения, для стали а=12·10 -6 ; Δt — средняя температура жидкости в скважине, °С (при нагреве принимается со знаком «+»; при охлаждении — со знаком «-»);

t 1 , t 2 — температура в скважине соответственно на устье и на глубине l пак до начала эксплуатации, °С; t 3 , t 4 — температура в скважине соответственно на устье и на глубине l пак во время эксплуатации, °С.

При эксплуатации скважин на колонну НКТ действуют дополнительные нагрузки, вызванные внутренним и наружным давлениями. Схема конструкции двух- и однорядных лифтовых колонн с пакером и без пакера показаны на рис. 20.1 и рис. 20.2 соответственно.

Рис.20.1. Конструкции двухрядных лифтовых колонн (подъемников) с пакером (а), и без пакера (б), а также кольцевая (в) и центральная (г) системы: 1,2 — номера рядов

Рис.20.2. Конструкция однорядных лифтовых колонн без пакера (а), с пакером (б), а также кольцевая (в) и центральная (г) системы

Наружное избыточное давление (Па) определяют из выражения

Р и.нz =p 0 +(ρ Y -ρ B )zg (20.22)

где р 0 — давление на устье при освоении. Па; ρ H =p 0 — плотность жидкости, закачиваемой в скважину при освоении, кг/м.

На однорядную колонну НКТ без пакера в процессе эксплуатации действует наружное избыточное давление (Па), вычисляемое по формуле

(20.23)

где р заб — забойное давление. Па; ρ ж = ρ в =ρ н — плотность жидкости в скважине, кг/м3; p буф — буферное устьевое давление, Па.

При расчете колонны НКТ, на которую действует внутреннее избыточное или наружное избыточное давление, верхнюю трубу каждой секции проверяют на прочность.

Внутреннее избыточное давление р т (Па), при котором наибольшее напряжение в трубах достигает предела текучести, определяют по формуле Барлоу

Внутреннее избыточное давление не должно превышать допускаемого значения

где k 2 =1,32 — нормативный КЗП.

Наружное избыточное давление p кр (Па), при котором наибольшие напряжения в трубах достигают предела текучести, определяют по формуле Г.М.Саркисова.

Читайте также:  Как следует охлаждать сварные соединения пластмассовых труб всн 440 83

При совместном действии растягивающей осевой нагрузки и наружного давления на свободно подвешенную колонну условие прочности трубы описывается выражением

(20.26)

где Р р — растягивающая нагрузка, Н; р и.нz — наружное избыточное давление. Па; D — наружный диаметр трубы, мм; S — площадь поперечного сечения трубы, мм ; k 1 =l,3.

В процессе установки пакера (механического или гидромеханического) нижняя часть колонны НКТ находится в изогнутом состоянии. Условие прочности этого участка записывается в следующем виде:

(20.27)

где P сж — осевая сжимающая нагрузка (разгрузка на пакер),Н; S 0 — площадь опасного сечения труб (для гладких труб по основной плоскости), м2; ƒ- зазор между обсадной колонной и колонной НКТ, м; W 0 — осевой момент сопротивления опасного сечения труб, м3.

Критическая сжимающая нагрузка (Н), при которой колонна НКТ подвергается продольному изгибу, определяется по формуле

(20.28)

где EI — жесткость трубы, Н·м2; q — масса 1 м труб в воздухе, кг/м.

Нижняя часть колонны НКТ над пакером может принять изогнутую форму не только при установке пакера, но и в процессе эксплуатации скважины под действием осевых сжимающих нагрузок, связанных с влиянием давлений и температуры. Условие прочности при этом записывается в следующем виде:

(20.29)

где Р 0 — определяют по формуле(20.21), Н.

Для каждой секции колонны НКТ надо определять КЗП по следующим формулам: для гладких труб и труб типа НКМ

для труб с высаженными наружу концами и типа НКБ

где Р р(п) — определяют по формуле (20.20).

КЗП можно вычислить также по формуле:

(20.32)

Длину первой секции (м) свободно подвешенной колонны ( рис.20.2, а, в, г ) рассчитывают по формуле.

где Р стр — страгивающая нагрузка для труб с гладкими концами или растягивающая нагрузка Р т для труб с высаженными наружу концами и труб типов НКМ и НКБ, Н; k 1 — КЗП на растяжение; q 1 — теоретическая масса 1м колонны НКТ, кг/м.

Длина второй и последующих секций находят по формуле

(20.34)

где P стр(п) — страгивающая нагрузка для труб и-й секции, Н; l 1 и q i — длина (м) и масса (кг/м) труб i-й секции.

Можно также воспользоваться выражением

(20.35)

Длину первой секции колонны, устанавливаемой с гидравлическим (гидромеханическим) пакером, или колонны, подвергаемой испытанию на герметичность, определяют из выражения

(20.36)

Длину второй и последующей секции ( n≥2).

(20.37)

где Р доп — дополнительная нагрузка, действующая на колонну от избыточного устьевого давления или от напряжения колонны при освобождении пакера, Н.

В расчетах принимается большее из значений Р Д , полученных по формулам

Р Д =S в p пак ; Р Д =S в Р и.в ; Р доп =∆Р, (20.38)

где S в — площадь проходного канала труб, м2; р пак — рабочее давление пакера. Па; ∆Р — усилие натяжения колонны при освобождении пакера, Н.

Источник

Adblock
detector