Схемы оборудования нефтяных и газовых скважин

Основными источниками естественного фонтанирования являются потенциальная энергия жидкости W_ж и газа W_r, выделяющегося из нефти при давлении, меньшем давления насыщения. Таким образом, естественное фонтанирование осуществляется только за счет природной энергии W_n, которой обладает продукция скважины на забое W_заб:

W_заб = W_n + W_ж + W _r. (3.1)

В зависимости от физико-химических свойств продукции и технологического режима работы скважины составляющие природной энергии (W_ж и W_r) могут быть различными по величине:

W_ж > W_r

W_ж = W_r (3.2)

W_ж < W_r

В зависимости от соотношения этих слагаемых природной энергии, а также от соотношения Р_заб, и Р_нас можно использовать различные принципиальные схемы оборудования добывающих скважин, которые представлены на рис. 3.1.

Если разработка ведется при искусственном воздействии на залежь, например, поддержанием пластового давления, то в залежь вводится значительное количество потенциальной энергии с поверхности, которая распределяется между скважинами, и на каждую скважину приходится определенное количество искусственно введенной энергии W _и.

В общем случае энергия, которой располагает продукция на забое скважины, такова:

W_заб = W _н + W _и

или

W_заб = W_ж + W _r + W _и (3.3)

Из выражения (3.3) следует, что при W _и = 0 подъем продукции скважины осуществляется только за счет природной энергии, поэтому такой способ будем называть естественным фонтанированием. Если же W _и > 0, то такой способ подъема продукции будем называть искусственным фонтанированием.

Если в выражении (3.3) положить W _н = 0 и W _r = 0 (Р_у≥Р_нас), где Р_у - противодавление на устье скважины, то

W_заб = W_ж (3.4)

и такой вид фонтанирования называется артезианским.

Возвратимся к рис. 3.1, на котором схематично показаны скважины, осуществляющие подъем продукции за счет фонтанирования.

Схема, представленная на рис. 3.1,а, предпочтительна в том случае, когда W_ж ≤ W_r (Р_б ≤ Р_заб), т.е. для нефтей различной газонасыщенности и с большим давлением насыщения (Р_заб ≤ Р_нас), что позволяет в значительной степени использовать природную энергию газа на подъем продукции (Н_б ≈ L_с), где Р_б – башмачное давление; Р_заб – давление на забое (забойное давление); Н_б – глубина спуска башмака подъемника; L_с – глубина (длина) скважины.

Схема, представленная на рис. 3.1,б, предпочтительна в том случае, когда W_ж > W_r, т.е. для нефтей с невысокой газонасыщенностью и небольшим давлением насыщения. С целью максимального использования природной энергии газа башмак подъемника необходимо спускать на глубину, соответствующую давлению насыщения (Р_б = Р_нас, Н_б < L_с).

Схема, представленная на рис. 3.1в, предпочтительна в том случае, когда W_ж >W_r (Р_заб > Р_нас, Р_б < Р_нас,), и может быть рекомендована для различных физико-химических свойств продукции при определенных технологических ограничениях. По экономическим критериям эта схема может не уступать двум предыдущим.

Схема, представленная на рис. 3.1,г, характерна для артезианских скважин и технологически отличается от описанных тем, что давление на устье скважины больше или равно давлению насыщения (Р_у ≥ Р_нас).

Забойное давление для таких скважин рассчитывается так:

Р_заб ≥ L_сρ_жg+∑Р_с+Р_нас, (3.5)

где ρ_ж - плотность продукции скважины, кг/м³; ∑Р_с - суммарные потери энергии на преодоление сопротивлений, определяемых динамикой потока, Па.

Глубина спуска башмака подъемника Н_б в таких скважинах может быть различной и зависит только от свойств продукции и режима ее движения. В отдельных случаях допустима эксплуатация таких скважин без подъемных труб.

3.2.1. Прочностной расчет насосно-компрессорных труб (НКТ):

По страгивающей нагрузке

Под страгиванием резьбового соединения понимают начало разъединения резьбы трубы и муфты. При осевой нагрузке напряжение в трубе достигает предела текучести материала, затем труба несколько сжимается, муфта расширяется и резьбовая часть трубы выходит из муфты со смятыми и срезанными верхушками витков резьбы, но без разрыва трубы в ее поперечном сечении и без среза резьбы в ее основании.

где D_cp - средний диаметр тела трубы под резьбой в ее основной плоскости, м; σ _т - предел текучести для материала труб, Па; D _внр - внутренний диаметр трубы под резьбой, м; В - толщина тела трубы под резьбой, м; S - номинальная толщина трубы, м; α - угол профиля резьбы, для НКТ по ГОСТ 633-80 α = 60°; - угол трения, для стальных труб = 9°; l - длина резьбы, м.

Максимальная растягивающая нагрузка при подвеске оборудования массой М на колонне НКТ составляет

где: q - маcса погонного метра трубы с муфтами, кг/м. если Р_ст<Р_mах, то рассчитывают ступенчатую колонну

Глубину спуска для различных колонн определяют из зависимости

Для равнопрочных (высаженных наружу) труб вместо Р _ст определяется предельная нагрузка Р пр

n ₁- запас прочности (для НКТ допускается n_i = l,3 - 1,4) D_h, D_bh -наружный и внутренний диаметр трубы.

В условиях наружного в внутреннего давления дополнительно к осевым σ_o действуют радиальные σ_r и кольцевые σ_к напряжения

где Р_в, Р_н соответственно внутреннее и наружное давление.

По теории наибольших касательных напряжений находят эквивалентное напряжение

где σ₁, σ₃ соответственно наибольшее и наименьшее напряжения. Для различных условий эксплуатации формулы для определения эквивалентного расчетного напряжения приобретают следующий вид:

Из рассмотренных случаев следует, что при максимально возможная длина спускаемой колонны будет меньше и её определяют по формуле

где n_i - запас прочности = 1,15.

При действие на НКТ циклических нагрузок ведется проверка на страгивающую нагрузку и усталость. Определяют наибольшую и наименьшую нагрузки, по которым определяют наибольшее, наименьшее и среднее напряжение σ _т, а по ним - амплитуду симметричного цикла (σ_а). Зная (σ_-1) - предел выносливости материала труб при симметричном цикле растяжения-сжатия определяют запас прочности:

где σ_-1 - предел выносливости материала труб при симметричном цикле растяжения-сжатия; k_σ - коэффициент, учитывающий концентрацию напряжений, масштабный фактор и состояние поверхности детали; ψ_σ - коэффициент, учитывающий свойства материала и характер нагружения детали. Предел выносливости для стали группы прочности Д равен 31 МПа при испытании в атмосфере и 16 МПа - в морской воде. Коэффициент ψ _σ = 0,07...0,09 для материалов с пределом прочности σ_в = 370...550 МПа и ψ _σ = 0,11...0,14-для материалов σ_в = 650...750 МПа.

По сжимающей нагрузке при опоре НКТ о пакер или забой

При опоре низа колонны НКТ о забой или на пакер может возникать продольный изгиб труб. При проверке труб на продольный изгиб определяют критическую сжимающую нагрузку, возможность зависания труб в скважине и прочность изогнутого участка.

Колонна НКТ выдерживает сжимающие нагрузки, если допускаемая критическая нагрузка

где: 3,5 - коэффициент, учитывающий защемление колонны НКТ в пакере, J - момент инерции поперечного сечения трубы = ; - наружный и внутренний диаметр трубы, при колонне НКТ, состоящей из секций разного диаметра в расчет принимаются размеры нижней секции, в нашем случае параметры d_нкт; λ - коэффициент, учитывающий уменьшение веса труб в жидкости = ; q - масса 1 погонного метра труб с муфтами в воздухе, кг/м, D_o6c.вн - внутренний диаметр обсадной колонны, м.

Если выполняется неравенство - происходит зависание труб в скважине, где - предельная нагрузка действующая на забой, при любом увеличении сжимающего усилия в верхнем конце колонны труб.

При изгибе труб на большой длине возможно зависание изогнутых труб НКТ за счет трения их об обсадную колонну. При этом на пакер передается не весь вес изогнутой колонны. В этом случае если на верхнем конце колонны неограниченно увеличивать сжимающее усилие, то нагрузка, передаваемая колонной НКТ на забой, не превысит величины

где

а - параметр зависания; f - коэффициент трения НКТ об обсадную колонну при незапарафированной колонне (для расчетов можно принимать f = 0,2); r - радиальный зазор между НКТ и обсадной колонной; l - длина колонны, для скважин в пределе l = Н. Если увеличивать длину колонны, то и получаем предельную нагрузку, передаваемую на забой колонной НКТ:

При свободном верхнем конце колонны НКТ (l = Н) нагрузка, передаваемая НКТ на забой:

где

Условие прочности для изогнутого участка колонны НКТ записывается в виде:

где - площадь опасного сечения труб, м²; - осевой момент сопротивления опасного сечения труб, м; - осевое усилие, действующее на изогнутый участок труб, МН; σ_т -предел текучести материала труб, МПа; п - запас прочности, принимаемый равным 1,35.

Дата добавления: 2014-01-07