Все разделы / Нефтяная промышленность /


Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

(730 )

Расчетная часть-Расчет скважинного фильтра пакера-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

ID: 175615
Дата закачки: 08 Декабря 2016
Продавец: lesha.nakonechnyy.92@mail.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ******* Не известно

Описание:
Расчетная часть-Расчет скважинного фильтра пакера-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Комментарии: 4 Разработка конструкции скважинного фильтра

При проектировании скважинных фильтров необходимо учитывать условия, в которых он будет работать, а это аномальные давления и тем-пература, коррозионная среда, неустойчивостью коллектора и т.д. При этих условиях фильтр должен обладать высокой пропускной способно-стью, задерживать частицы достаточно малого размера, не сложным в экс-плуатации, иметь большой ресурс работы, а так же низкую стоимость. Определяющими факторам по выбору конструкции фильтра являются тип коллектора, его однородность и проницаемость.
Выбор фильтра подходящего к конкретным геологическим условиям скважины и обеспечивающий длительное время эксплуатации представляет собой весьма сложную техническую задачу.
Фильтр должен удовлетворять следующим требованиям:
- обладать необходимой механической прочностью и устойчивость против коррозии, эрозии;
- иметь небольшие габаритные размеры, при этом обладать большой пропускной способностью;
- эффективно задерживать механические частицы малого размера;
- подвергаться ремонтным работам, проводимым в скважине;
- иметь небольшую стоимость[8].

4.1 Техническое предложение

Скважинный фильтр предназначен для защиты насосов от песка и других механических примесей в процессе эксплуатации скважин.
Известен противопесочный фильтр (Авт. свид. SU №1550103, кл. Е 21 В 43/08, опубликовано 15.03.90), содержащий наружный и внутренний перфорированные каркасы и размещённый между ними набор фильтрую-щих металлокерамических элементов. Фильтрующие элементы способны задерживать частицы сколь угодно малого заданного размера.Его недо-статок в том, что фильтрующие металлокерамические элементы подверже-ны засорению твёрдыми частицами при спуске в скважину и во время экс-плуатации, а быстрое засорение фильтрующих элементов приводит фильтр в нерабочее состояние.
Известен скважинный фильтр (Патент РФ № 2259472, МПК7 Е21В43/08, Е03В3/18, опубликовано 27.08.2005), содержащий трубу с выполненными на её боковой поверхности рядами отверстий, в которых герметично установлены срезаемые пробки, по меньшей мере одну филь-трующую сетку и защитный кожух с отверстиями, установленные концен-трично на трубе. Защитный кожух выполнен из нескольких уложенных встык по длине трубы листов, продольные стыки которых и сами ряды от-верстий на соседних листах смещены относительно друг друга в окружном направлении. Отверстия в защитном кожухе и фильтрующей сетке смеще-ны относительно друг друга. Такой фильтр обеспечивает повышение про-пускной способности и эффективную очистку добываемого продукта. Не-достатком такого фильтра является быстрая засоряемость пространства между листами защитного кожуха и фильтрующей сеткой, вследствие чего уменьшается пропускная способность фильтра.
Известен скважинный фильтр (Патент РФ № 2097533, класс E21B43/08, опубликовано 27.11.1997), включающий перфорированную трубу с муфтой, металлическую сетку, охватывающую наружную поверх-ность перфорированной трубы и проволочную обмотку. Перфорирован-ная труба на наружной её поверхности выполнена с рёбрами, располо-женными по спирали с шагом.
Недостатком скважинного фильтра является залипание фильтрующей поверхности т.к. частицы, размер которых больше размера щели остаются на фильтрующей поверхности.
 Задачей заявляемого технического решения, является увеличение времени работы фильтра за счёт удаления частиц с фильтрующей поверх-ности в процессе работы.
Поставленная задача решается тем, что скважинный фильтр, вклю-чающий перфорированную трубу с муфтой, проволочную обмотку, ребра, расположенные по спирали, снабжен перфорированным защитным кожу-хом, ловильной камерой, ребра выполнены на внутренней поверхности защитного кожуха, между кожухом и трубой в верхней и нижней частях установлены кольца, причем нижнее кольцо выполнено с отверстиями, со-единяющими пространство между трубой и защитным кожухом с ловиль-ной камерой, направление проволочной обмотки и рядов отверстий трубы противоположно направлению ребер и рядов отверстий на кожухе, внут-реннее пространство трубы отделено от ловильной камеры крышкой. По-ток жидкости, поступивший в фильтр, меняет направление своего движе-ния, при этом твердые
частицы приобретают на некоторое время тангенциальную скорость, рав-ную нулю, и под действием силы тяжести и других сил оседают в ловиль-ную камеру [35].

4.2 Принцип работы фильтра

Фильтр щелевой скважинный (рис. 4.1) состоит из перфорированной трубы 1 с выполненными на её поверхности рядами отверстий 2 и муфты 3, проволочной обмотки 4, намотанной на трубу 1 с зазором между её витками, размер которого должен быть равен минимальному размеру за-держиваемых частиц, рёбер 5. Проволочная обмотка 4 может быть нане-сена в несколько слоёв.Защитный кожух 6 выполнен в виде перфориро-ванной трубы, на его поверхности выполнены ряды отверстий 7. Перфо-рированные отверстия 2 и 7 на трубе 1 и защитном кожухе 6, соответ-ственно, могут быть выполнены любой формы и размещаться как по спи-рали параллельно рёбрам 5, так и в шахматном порядке или в прямо-угольном. Направление проволочной обмотки 4 и рядов отверстий 2 тру-бы 1 противоположно направлению рёбер 5 и рядов отверстий 7 на ко-жухе 6. Между трубой 1 и защитным кожухом 6 установлены кольца 8 и 9. На внутренней поверхности защитного кожуха 6 выполнены рёбра 5 в ви-де спирали. Внутреннее пространство трубы 1 отделено от ловильной ка-меры 10 крышкой 11, причём нижняя часть крышки выполнена из метал-лической сетки 12. Крышка 11 выполнена с резьбой на внутренней боко-вой её поверхности и взаимодействует с внешней резьбовой поверхностью трубы 1. Защитный кожух 6 соединён с ловильной камерой 10 посред-ствам взаимодействия их резьбовых поверхностей. В кольце 9 выполнены выходные отверстия 13 через которые примеси поступают в ловильную камеру 10. На внешней поверхности трубы 1 приварена шайба 14 взаимо-действующая с нижней поверхностью кольца 8. Между внутренней по-верхностью защитного кожуха 6 и внешней поверхностью трубы установ-лена контргайка 15 предотвращающая развенчивание кольца 8. Головка 16 соединяется с муфтой 3. Крышка 11 объединена с кольцом 9.



Рисунок 4.1 – Фильтр щелевой скважинный
Скважинный фильтр работает следующим образом. При включении в работу глубинного скважинного насоса жидкость с содержанием песка начинает поступать в перфорированные отверстия 7 защитного кожуха 6. Рёбра 5, выполненные на внутренней поверхности защитного кожуха 6, придают жидкости спиралеобразное движение, при этом направление движения жидкости противоположно направлению проволочной обмотки 4. При изменении направления движения потока жидкости, твёрдые части-цы приобретают на некоторое время тангенциальную скорость равную нулю, и т.к. они имеют плотность большую чем у жидкости, поэтому под действием силы тяжести и других сил осаждаются на дно фильтра и по-ступают через выходные отверстия 13 в ловильную камеру 10. Затем жид-кость проходит через проволочную обмотку 4 и поступает в отверстия 2 трубы 1. Механические примеси с размерами больше межвитковых зазо-ров не могут попасть внутрь трубы 1 и с потоком жидкости поступают в ловильную камеру 10 через выходные отверстия 13. Жидкость, поступив-шая в ловильную камеру 10, может попасть в трубу 1 через металличе-скую сетку 12 крышки 11.
Таким образом, предлагаемый фильтр позволяет увеличить время работы фильтрующей поверхности за счёт введения в него защитного ко-жуха и ловильной камеры, а так же за счёт изменения направления движе-ния потока жидкости.
В результате проведения патентно – информационного обзора были детально изучены современные патенты Российской Федерации по теме: скважинный фильтр, пакер. Проанализированы конструкции фильтров, пакеров, принцип их работы, определены достоинства и недостатки. Сформулировано техническое предложение по модернизации конструкции скважинного фильтра. Подобран наиболее приемлемый пакер для подвес-ки скважинного оборудования.Предложенный скважинный фильтр и пакер 5 ПМС – 151 образуют подвеску скважинного оборудования. Цель под-вески: увеличение межремонтного периода нефтедобывающей скважины, снижение КВЧ нефти на входе в погружной ЭНЦ. Ключевая роль в вы-полнении поставленной цели принадлежит скважинному фильтру.












5 Расчёт скважинного фильтра

5.1 Математическая модель работы фильтра

Поток пластовой жидкости (нефти) (рис. 5.1) со скоростью V0 и V проходит через перфорированные отверстия кожуха 1, поступая на направляющий элемент 2 имея при этом направление движения 2, пройдя направляющий элемент, поток жидкости, меняет направление движения на 4. В действующей скважине направление потока жидкости на направляю-щем элементе и после него зависит от многих факторов, например геоло-гических.


1 – Кожух; 2, 4 – направление потока пластовой жидкости;
3 – направляющий элемент; 5 – механические примеси; 6 – проволочная обмотка; 7 – перфорированная труба.

Рисунок 5.1 – Схема движения нефти в фильтре

Поэтому примем направление потока жидкости на направляющем элементе – против часовой стрелки, после – по часовой стрелке. Входная скорость нефти в фильтр не постоянна по его длине, её значение уменьша-ется от нижней к верхней части фильтрующей поверхности. Скорость V0 соответствует нижнему участку фильтра, поэтому V0>V. В результате из-менения направления потока жидкости механические примеси5 осаждают-ся в нижней части фильтра (ловильной камере). Затем нефть проходит че-рез проволочную обмотку 6 и перфорированную трубу 7.
На (рис.5.2) представлена схема движения флюида по сложной филь-трующей поверхности, а также распределение скоростей по длине филь-тра.
Построим график зависимости скорости притока флюида к поверхности фильтра от его длины (рис.5.3). Примем, что фильтр установлен в верти-кальной или наклонной скважине над продуктивным пластом. Верхняя часть фильтра соединена с пакером, начало отсчёта длины фильтра счита-ем от места соединения фильтра с ловильной камерой. Данная зависимость получена экспериментальным способом.
Флюид в скважине (рис.5.4), направляясь к фильтру (рис.5.2), рас-пространяется вдоль него по сложной поверхности, поверхности [12] вто-рого порядка, а именно по одному из частных уравнений вырожденной поверхности, эллиптического параболоида:

,          (5.1)



1 – Эксплуатационная колонна; 2 – колонна насосно-компрессорных труб; 3 – скважинный фильтр; 4 – поверхность, по которой происходит приток флюида; 5 – кривая зависимости скоростей флюида.

Рисунок 5.2 – Схема притока флюида к поверхности фильтра
Для нашего случая необходимо, чтобы вершина эллиптического па-раболоида была конечной точкой движения флюида, поэтому уравнение примет следующий вид:

          (5.2)

Определив, траекторию движения жидкости, мы можем найти её ско-рость и ускорение.
 

Рисунок 5.3 – График зависимости скорости флюида от длины фильтра



Рисунок 5.4 - Схема установки фильтра в скважине
Составленные выше уравнения, сейчас нами анализируются, нахо-дим способ их решения, определяются граничные условия, некоторые осо-бенности работы фильтра. Так же для более полного математического описания работы фильтра необходимо составить уравнение Лагранжа 2 рода. Запишем [13] интеграл Коши – Лагранжа

,         (5.3)

где - значение скорости;
- давление;
П – поток;
- произвольная функция времени, одинаковая во всей области течения жидкости и определяемая из граничных условий.

Можно задать некоторые условия: давление по длине фильтра будет изменять в малых пределах, значит зададим его постоянным p=const, дви-жение жидкости неустановившееся это определяет, что П const, скорость [20] жидкости в заданной точке пространства изменяется с течением времени

,          (5.4)

где - координаты в пространстве.

Скорость жидкость можно записать следующим образом:

         (5.5)

где dx, dy, dz – проекции пути на соответствующие координаты.

      (5.6)

Получается система уравнений, решив её, мы сможет найти скорость притока флюида, фильтрации, коэффициент фильтрации, работоспособно-сти фильтрующей поверхности фильтра, массу добываемого продукта. Это позволит доказать экономическую эффективность применяемого филь-тра. Однако уже сейчас, проведя ряд исследований можно утверждать, что проектируемый фильтр будет работать дольше, а степень очистки флюида будет выше, благодаря специальной конструкции фильтра. Это защищает насос, а так же насосно-компрессорные трубы от преждевременного изно-са, увеличивает время между капитальными ремонтами скважин.

5.2 Расчёт габаритных размеров фильтра

Расчёт фильтра заключается в определении его диаметра и длины приемной части в зависимости от дебита, состава и условий залегания во-доносных пород, мощности и гидравлического режима водоносного гори-зонта.
Объём добычи нефти с одной скважины составляет 100 т / сут. Диаметр фильтра зависит от диаметра эксплуатационной колонны (ЭК). Для ЭК диаметром 178 мм диаметр фильтра составляет 73 мм. Рассчитаем рабо-чую длину фильтра по формуле

     (5.7)

где Dф- диаметр фильтра по внешнему обмеру (обычно определяется в за-висимости от диаметра скважины), мм;
Qф – пропускная способность фильтра, равна дебиту скважины, м3/ч;
– коэффициент, учитывающий фильтрационные свойства пласта, для среднезернистого песка равен 60.



Размеры рабочих отверстий фильтра рассчитывают с учётом грану-лометрического состава пород, образующих продуктивный пласт. Дан-ную особенность расчёта отверстий установили в результате опытов Тик-келя и Коберли[53]. Для расчётов примем размер песка 0,06 мм.
Определим скважность фильтра по формуле

         (5.8)

где – скважность фильтра;
F0 – площадь одного отверстия;
D – диаметр фильтра.



При скважности 27% фильтр должен обладать необходимой прочно-стью.
Ширину щели [13] Z забойного фильтра определяют по формуле

Z = 3 d1 + d2,       (5.10)

где d1, d2 – соответственно размеры самых мелких и самых крупных зёрен песка, мм.

Для внешней поверхности (наружной трубы) фильтра, мм.:

Z = 3 0.05 + 2 = 2,15 мм.

В зависимости от технологии изготовлении Z может быть 2.15 - 2.5 мм.
Длину щели забойного фильтра (для наружной поверхности) примем L = 40 мм. Изучение формы щели показало, что увеличение её длины не ска-зывается на устойчивости мостиков, за исключением случая, когда форма прямоугольного отверстия приближается к квадрату. В этом случае отно-шение t / d90 приближается к отношению D0 / d90.
Расстояние между щелями рассчитаем по формуле

S = 3 Z,          (5.11)

S = 3 2.15 = 6,45 мм.

Примем S = 7 мм по ширине и S = 10 мм по длине.
На поверхность внутренней трубы наматывается проволочная об-мотка, значит, из конструктивных соображений можем использовать от-верстия (щели) большего диаметра (размера) по сравнению с рекомендуе-мыми для перфорированных фильтров. Примем Z = 2,15 мм, длина щеле-вого отверстия L = 10 мм. Диаметр проволочной обмотки примем 1 мм. Угол наклона проволоки 17 - 25º. Зазор между проволокой должен быть от 0,2 до 0,5 мм. Пружина, выполненная из проволоки ГОСТ 3282 - 74 без покрытия, диаметром 5 мм будет выполнять функцию рёбер: направление потока жидкости

5.3 Условия прочности скважинного фильтра

В скважине оборудование подвергается следующим нагрузкам:
1. растяжение и сжатие в направлении оси скважины под действием собственного веса при установке фильтра и труб;
2. перегрузке соединений;
3. горное давление пород в скважине;
4. фильтрационное давление при притоке флюида в скважину, вызы-вающее горизонтальные силы сжатия.
Растяжение подвески скважинного оборудования (фильтра) [19] воз-никает от сил, приложенных к её забойному концу. К этим силам относятся нагрузки от веса фильтра и колонны труб[8]. Действие разрывных усилий, как правило, возникаем в слабых участках колонны: подвесных приспо-соблениях, поперечном разрезе трубы и соединении секции. Построим [19] эпюры нормальных сил, напряжений и перемещений для скважинного ин-струмента (рис.6).
Нормальная сила пропорциональна длине скважинного фильтра, т.е. участку z. Она равна в сечении z весу нижней части фильтра.

N= F z,         (5.12)

где - плотность материала инструмента;
F - площадь поперечного сечения инструмента;
z - рассматриваемый участок;

На площадь поперечного сечения скважинного фильтра влияют сле-дующие параметры: наружный [8] диаметр dR корпуса, толщина стенки корпуса w, число отверстий, попадающих в сечение z и ширина отверстий b.

F=(dR –z b) w,   (5.13)

F=(0,073 3,14– 40 0,00215) 0,007= 0,00100254 м2
    
Подставим (5.13) в (5.12), получим следующее выражение

N= (dR – z b) w z,        (5.14)

N=8660 0,00100254 40=3,473 kН.

Допустимая нагрузка на растяжение определяется зависимостью

[Qр]=F =(dR - nL b) w ,      (5.15)

где - предел текучести, Па.

[Qр]=F =0,00100254 380 106= 0,380 МПа.

Для труб с гладкими концами она должна соответствовать следую-щему выражению:
[Qp] ,          (5.16)

где Qстр – предельная осевая нагрузка;
n1 – нормативный коэффициент запаса прочности (для вертикальных сква-жин n1=1,3).

       (5.17)

где Dcp – средний диаметр сечения по впадине первого полного витка резьбы, м;
Dcp=dR-2 h-b;
h – глубина резьбы, м;
b – толщина стенки по впадине того же витка резьбы, м;
- коэффициент разгрузки, ;
l – длина резьбы с полным профилем, м;
- угол между опорной поверхностью резьбы и осью трубы, равен ;
- угол трения, равен .



[Qp] ,

1,17 106/ 1,3 = 0,9 МПа

0,380 МПа 0,9 МПа

Условие прочности выполняется.

Для труб с высаженными наружу концами и безмуфтовых труб с вы-саженными наружу концами[16] (в случае их применения для ловильной камеры):

[Qp] ,          (5.18)

где QT – предельное растягивающее усилие.

,         (5.19)
QТ = 3,14 0,073 0,007 380 106 = 0,61 МПа.



0,380 МПа 0,47 МПа

Условие прочности выполняется.
В [19] сечении z, нормальное напряжение равно , а удлинение верхнего участка инструмента соответствует перемещению u.

,           (5.20)



,         (5.21)

          



Максимальное перемещение колонны инструмента соответствует са-мому нижнему оборудованию, т. е в большинстве случаев скважинному фильтру.
Рассчитаем нагрузки, действующие на скважинный фильтр, и по-строим эпюры изгибающих моментов и поперечных сил. Для удобства расчётов и построения эпюр представим фильтр как [19] горизонтальный стержень, равномерно нагруженный по всей поверхности. Определим ре-акции опор.

РА=РВ= ,           (5.22)

РА=РВ=91,6 40/2=1,83 кН.

Рассчитаем действующие моменты на одну из сторон стержня. Эпю-ра моментов симметрична относительно центра стержня и достигает там максимального значения.

М=РА z–q z ,       (5.23)
где РАz – момент силы РА;
q z –сила собственного веса на участке z.



А – Расчётная схема колонны скважинного оборудования;
Б – эпюра нормальных сил; В – эпюра нормальных напряжений;
Г – эпюра нормальных перемещений

Рисунок 5.5 – Расчётная схема подвески скважинного оборудования

Подставим значение реакции опоры РА в уравнение момента и полу-чим следующее выражение

М= l- ,           (5.24)

При z = lM=0, при z=0

,           (5.25)

Mmax = 91,6 402/8 = 18,32 kHм.

Поперечная сила Q действующая в сечении С равна сумме сил дей-ствующих на одной стороне рассматриваемого стержня.

Q=PA–q z= ,        (5.26)

Q=91,6 40/2 – 91,6 40 = -1,832 kH.

Построим эпюры изгибающих моментов и поперечных сил (рис.5.6).

  
Рисунок 5.6 - Эпюры изгибающих моментов и поперечных сил

5.4 Прочностная устойчивость фильтров в скважине

Скважинный фильтр испытываетдействие как вертикальных, так и горизонтальных нагрузок. В вертикальном направлении на сжатие, про-дольный изгиб фильтровой колонны и сжатие под действием собственного веса, включая силы трения. В горизонтальном направлении действуют нагрузки на сжатие и смятие, обусловленные влиянием различных сил ко-торые могут вызываться: проявлением одностороннего горного давления; гидравлической подачей гравийной обсыпки в зафильтровое пространство с большей разницей давления снаружи и внутри фильтра; гидравлическим ударом при прокачке скважины эрлифтом [8].
Фильтр, в скважине подвергается действию внутренних и внешних напряжений[16], которые вызваны давлением флюида. Примем, что давле-ние флюида на поверхность фильтра распределено равномерно. Тогда для упрощения чертежа (рис.5.7) рассмотрим фильтр как цилиндр, [19] нагруженный одновременно внутренним и внешним давлением.
На дно фильтра действует осевая растягивающая сила Fo.

Fo=px x2-py y2        (5.27)
где px– давление, действующее на внутреннюю стенку фильтра;
py - давление, действующее на внешнюю стенку фильтра.


Рисунок 5.7 – Схема действия внутреннего и внешнего давления на фильтр

По проекту строительства скважины № 615 pxи py- давление на забое равно 16 МПа.

Fo=16 106 3,14 (0,031)2 – 16 106 3,14 (0,0365)2= 0,0186 МПа.

Найдем осевое напряжение

.        (5.28)

где S – площадь сечения фильтра равноеS= .



Напряжение, действующее на боковую поверхность фильтра

       (5.29)



5.5 Определение нагрузок действующих на скважинный фильтр

Усилия от веса скважинного фильтра, состоящего из двух секций (защитного кожуха с толщиной стенки 7 мм, длиной 10 метров с внутрен-ними деталями образующих фильтр и ловильной камеры с толщиной стен-ки 5,5 мм, длиной 30 м), а сила выталкивания действует в обратном направлении. Собственный вес комбинированной колонны определяется весом каждой секции

GНКТ = Fт1 l1 т +Fт2 l2 т,       (5.30)

где Fт1, Fт2 – площадь сечения труб соответствующей части колонны, м2;
l1, l2– длина соответствующей секции колонны, м;
т плотность материала труб, кг/м3.

 GНКТ = ( 0,001165725 10 8660 + 1,091 10 + 9 + 4 + 2 ) +
+ (0,00145068 30 8660 ) = 126,86 + 377 = 504 кг.

где 1,091 10 - вес перфорированной трубы;
9 – вес направляющего элемента;
4 – вес проволочной обмотки;
2 – общий вес колец.

Для подвешенной колонны труб наибольшее усилие растяжения воз-никает в верхнем сечении. Наибольшее напряжение не должно превышать предел текучести материала труб при растяжении. Для труб с гладкими (невысаженными) концами, изготовленных по ГОСТу, максимальное уси-лие, которое разрушает резьбовые соединения в момент, когда напряже-ние в металле соответствуют пределу текучести, определяют по формуле

         (5.31)

где Р’ – усилия, разрушающие резьбовые соединения для труб с гладкими концами, кН;
- толщина стенки трубы по впадине первой полной нитки резьбы в за-цеплении, м;
Dср – средний диаметр по первой трубы по первой полной нитке резьбы в зацеплении, м;
l – длина резьбы до основной плоскости (нитки с полным профилем);
– предел текучести материала труб при растяжении, МПа;
– угол, образованный между направлением опорной поверхности резь-бы и осью трубы, рад;
– угол трения, =0,306 рад;
D, d – внешний и внутренний диаметры трубы, м.

Определим усилие, разрушающее верхнее резьбовое соединение (со-единение защитного кожуха с ловильной камерой)

кН.

Определим усилие, разрушающее нижнее резьбовое соединение (со-единение частей ловильной камеры)

кН.

Колонна НКТ в скважине подвергается растяжению от собственного веса и от действия давления на устье py. Удлинение труб рассчитывается по формуле

           (5.32)

где Lв , Lн – длина НКТ соответственно верхней и нижней секции, м;
Е – модуль Юнга для стали , Е = 2,1 105 МПа.
Fт – площадь внутреннего сечения трубы, м2;
fт - сечение тела трубы, м2.

 

Наименьшее внутреннее давление, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, определим по формуле

,         (5.33)

где 0,875 – коэффициент, учитывающий отклонение толщины стенки (12,5%);
– наименьший предел текучести материала трубы, МПа.

50,1 МПа.

Коэффициент запаса прочности на сопротивление труб внутреннему давлению примем за единицу.
Нагрузку растяжения, при котором напряжение в теле трубы дости-гает предела текучести, найдём по формуле

,        (5.34)

=


Допустимую глубину подвески колонны рассчитаем по приближён-ной формуле, которая учитывает нагрузку только от действия собственно-го веса колонны и давления у выхода насоса:

,         (5.35)

где k – коэффициент запаса прочности для труб, который принимают рав-ным 1,3-1,5;
pp – давление на выкиде линии насоса (pp = 35÷40 МПа);
q – вес 1м трубы, Н.

2857,669 м.

Определим выталкивающую силу, действующую на колонну по формуле

,        (5.36)

где L – длина колонны, м;
H – уровень свободной поверхности жидкости, м;
– плотность нефти равна 880 кг/м3.

,001165725 = 41 кг.

Изгибающие усилия возникают в скважинном фильтре в том случае, когда его нижняя часть жёстко закреплена с помощью пакера либо он опирается на забой.
При размещении пакера в скважине хвостовик воспринимает изги-бающие нагрузки, которые зависят от усилия, необходимого для раскры-тия пакера, а также от перепада давления на пакере во время испытания пластов.
Нагрузка на пакер от веса труб для установки его в скважине опре-делим по формуле

      (5.37)

где Е – модуль упругости резинового элемента пакера по начальному се-чению, МПа, Е = 8,5 ÷ 9,5 МПа;
S0 – площадь сечения уплотнения до его деформирования, м2, для эксплуа-тационной колонны 178 мм наружный диаметр уплотнителя пакера равен 155 мм;
КП – коэффициент пакерования, КП =1,12 ÷ 1,14.



Считаем, что максимальная разность давления на пакере во время испытания пласта равна допустимой депрессии на пласт. Осевую сжима-ющую нагрузку на скважинный фильтр (хвостовик), кН, при испытании определим по формуле

GХВ = GП + 0,1 р SS,        (5.38)

где 0,1 – коэффициент перевода размерностей;
р – разность давлений на пакере, Мпа;
SS – площадь сечения скважины, м2.

GХВ = 5550 + 0,1 21 106 0,0205507 = 48,7 кН.

Изгибающее напряжение в трубе хвостовика определим по формуле

,        (5.39)

где Е – модуль продольной упругости, для стали Е = 2 1011 Па;
J – экваториальный момент инерции площади сечения;
LП – длина полуволны прогиба хвостовика;
DC – диаметр скважины;
W – осевой момент сопротивления на изгиб;
dТ. внешн. – диаметр трубы хвостовика (внешний).

Экваториальный момент инерции площади сечения определим по формуле

J = 0,05 ()        (5.40)

где dт. вн – внутренний момент трубы хвостовика.

J = 0,05 ( ) = 0,68 10-6 м4.

Осевой момент сопротивления на изгиб определим по формуле

W=2 J/dт.внешн.,         (5.41)

W=2 0,68 10-6 /0,073 = 18,63 10-6 м3,

Длина полуволны прогиба определяется осевой нагрузкой на хво-стовик по формуле

          (5.42)

=31,78 м.

Изгибающее напряжение в трубе хвостовика определим по формуле (5.39)



Изгибающее напряжение в трубе хвостовика не превышает предель-но допустимого значения [ ]сж =160 МПа.
Допустимую глубину спуска одноразмерной колонны НКТ (любой стали длиной L1, L2) определим по формуле

         (5.43)

где L - допустимая глубина спуска НКТ, м;
Qр.н. - разрушающая нагрузка резьбы, кН;
kт – коэффициент запаса прочности труб, преимущественно составляет 1,3-1,5;
Fт – площадь внутреннего сечения НКТ, м2;
ру – давление на устье, Мпа; qт масса 1 м трубы, кг/м;
fт – сечение тела НКТ, м2;
– добываемой жидкости, кг/м3.



В скважинах, продукция которых содержит сероводород даже в не-значительных количествах, целесообразно применять трубы группы прочности Д, а также С-75, С-80, С-95. При наличии в ластовой жидкости коррозионно-активных компонентов применяют трубы с покрытием или используют для их защиты ингибиторы коррозии [7].


Размер файла: 239,5 Кбайт
Фаил: Упакованные файлы (.rar)

   Скачать

   Добавить в корзину


    Скачано: 2         Коментариев: 0


Не можешь найти то что нужно? Мы можем помочь сделать! 

От 350 руб. за реферат, низкие цены. Просто заполни форму и всё.

Спеши, предложение ограничено !



Что бы написать комментарий, вам надо войти в аккаунт, либо зарегистрироваться.

Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / Расчетная часть-Расчет скважинного фильтра пакера-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Вход в аккаунт:

Войти

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт


Способы оплаты:
Ю-Money WebMoney SMS оплата qiwi PayPal Крипто-валюты

И еще более 50 способов оплаты...
Гарантии возврата денег

Как скачать и покупать?

Как скачивать и покупать в картинках

Здесь находится аттестат нашего WM идентификатора 782443000980
Проверить аттестат


Сайт помощи студентам, без посредников!