 |
Нагрузки, действующие на НКТ
|
|
|
|
При определении усилий, действующих на НКТ, и последующих расчетах их на прочность учитывают следующие условия работы труб:
- характер работы скважины (ее освоение или эксплуатация);
- вид эксплуатации (фонтанная, лифтовая, насосная);
- конструкцию колонны труб (одно- или многоступенчатая);
- тип пакера (гидравлический, механический, гидромеханический).
В зависимости от этого изменяются расчетные условия и вид нагрузок, соответственно чему трубы должны рассчитываться на осевую нагрузку, избыточное внутреннее или наружное давление, продольный изгиб, либо на действие комбинированной нагрузки.
Осевая нагрузка создается собственным весом колонны труб и усилием от гидравлического давления:
а) при колонне труб одинакового размера, без пакера
m – масса одного метра труб, кг/м;
g– ускорение силы тяжести, м/с2;
L – длина колонны труб, м;
б) при ступенчатой колонне из труб различного размера, без пакера
= 
mi –масса одного метра i-ой секции; 
– длина i– ой секции;
в) при ступенчатой колонне, спущенной с гидравлическим пакером,
нагрузка в период установки пакера
= 
mж – масса жидкости, находящейся в одном метре труб, кг/м;
рп – перепад давления на пакере, Па;
Fв – площадь сечения труб по внутреннему диаметру, м2;
г) при извлечении пакера
Δ Q – дополнительная нагрузка, создаваемая силами сцепления пакера с обсадной колонной, Н.
Избыточное внутреннее давление создается в процессе установки и последующей эксплуатации скважин с пакером, при опрессовке колонн труб и при освоении скважин.
|
|
|
Предельное допустимое давление, при котором напряжения в трубах достигают предела текучести σ т, определяется как:
D – наружный диаметр труб, м;
S – толщина стенки трубы, м;
[σ ] – допускаемое напряжение материала труб на растяжение, МПа;
[σ ] = 0, 875 σ т, где σ т – предел текучести материала.
Рабочее давление не должно превышать допустимое, т. е. рв ≤ р/n,
где n – коэффициент запаса прочности, n = 1, 32.
Избыточное наружное давление может возникнуть при эксплуатации скважин газлифтным способом и при освоении скважин. При этом внутренний ряд труб подвергается смятию. Предельное допустимое давление определяется по формуле Г. М. Саркисова[4], которая ввиду ее сложности не приводится
Продольный изгиб возникает в трубах в момент установки механического пакера. При этом критическая сжимающая нагрузка
3, 5 – коэффициент, учитывающий защемление колонны труб в пакере;
Е – модуль упругости материала; для стали Е = 2, 1· 105 МПа;
I – момент инерции поперечного сечения трубы, м4.
,
где dв – внутренний диаметр трубы;
λ – коэффициент, учитывающий снижение веса труб в жидкости, находящейся
в скважине: λ =1– ρ ж / ρ м ,
где ρ ж и ρ м – плотность жидкости и материала труб, кг/м3;
q – вес одного метра труб в воздухе, Н/м.
Запас устойчивости по отношению к максимальному допустимому усилию сжатия: 
При эксплуатации скважин, оборудованных приводами с возвратно-поступательным движением колонны штанг, на колонну труб действуют циклические переменные усилия, обусловленные неравномерным приложением нагрузок при ходе плунжера насоса вверх (когда действует только собственный вес труб) и вниз (когда трубы дополнительно нагружаются массой столба жидкости).
|
|
|
Вес столба жидкости при ходе штанг вверх передается плунжеру насоса и соответственно снимается с колонны труб, которые в этот период сокращается в длине, а при ходе штанг вниз весь вес столба жидкости передается цилиндру насоса, а через него колонне труб, которая в этот период растягивается. Чередование растяжения и сжатия при длительном действии вызывает в материале труб усталостные явления.
Максимальная нагрузка на трубы при ходе штанг вниз
Pmax = PT + ржfк + Fн
Минимальная нагрузка на трубы при ходе штанг вверх
Pmin = PT + Pж ( fк –fп )-Fв
PT − вес труб (при точных расчетах учитывается их погружение под
динамический уровень жидкости);
рж − давление столба жидкости;
fк − площадь сечения внутреннего канала труб;
fп− площадь поперечного сечения плунжера;
Fв, Fн− силы трения при ходе штанг вниз и вверх соответственно (~3% от веса
штанг в жидкости).
Давление столба жидкости в трубах р = Lн ρ ж g, где Lн− глубина спуска насоса;
ρ ж− плотность жидкости.
Максимальное и минимальное напряжения в верхнем сечении труб по основной плоскости резьбового соединения:
fТ − площадь поперечного сечения верхней трубы по основной плоскости резьбы.
Запас прочности на циклические нагрузки: 
− предел выносливости материала при симметричном цикле растяжение − сжатие;
− коэффициент учета концентрации напряжения, масштабного фактора и состояния поверхности труб; 
≈ 4, 4÷ 4, 5;
− амплитудное напряжение цикла: 
;
− коэффициент учета свойств материала и характера нагружения, для материалов с 
=370÷ 550 МПа, 
=0, 07÷ 0, 009; для материалов с 
=650÷ 750 МПа, =0, 11÷ 0, 14;
для материалов с =1000÷ 1200 МПа, 
=0, 1÷ 0, 2;
− среднее напряжение цикла: 
Вычисленный запас прочности не должен быть меньше 1, 3.
При различных видах эксплуатации на трубы может воздействовать комбинированная нагрузка, например осевая и избыточное давление, и тогда расчет производится по соответствующим комплексным формулам
В условиях внутреннего и наружного давления дополнительно к осевому напряжению σ о от веса колонны труб Q действуют радиальные σ r и кольцевые σ к напряжения.
|
|
|
σ r = − pв или σ r = − pн
pв, pн − соответственно внутреннее и наружное давление;
Dвн, Dн − соответственно внутренний и наружный диаметры труб.
При воздействии комбинированных нагрузок необходимо определять эквивалентные напряжения и сравнивать их с допустимыми.
По теории наибольших касательных напряжений эквивалентное напряжение:
σ э = σ 1 − σ 3
σ 1, σ 3 − соответственно наибольшее и наименьшее напряжения.
Для различных условий эксплуатации расчетные эквивалентные напряжения приобретают следующий вид:
σ э = σ 0 + σ r при рв = 0, рн = 0 или рв > рн ;
σ э = σ к + σ r при рв = 0 или рв > рн ;
σ э = σ 0 +σ к при рв = 0, рн = 0 или рв < рн
|
|
|
