Расчет шпилек на прочность

Фонтанная арматура. Назначение, условия работы, требования, классификация, принципиальные схемы, конструкции.

3.3.1. Фонтанная арматура

До начала испытания скважины на ее устье, кроме колонной головки, должна быть установлена стальная фонтанная арматура. Она включает в себя: фланцы, стальные тройники, крестовины, катушки и запорные приспособления (задвижки, краны). Фонтанная арматура состоит из двух частей (рис. 3.2): трубной головки и фонтанной елки.

Трубная головка своим нижним фланцем присоединяется к верхнему фланцу колонной головки. Она предназначена для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации пространства между ними и эксплуатационной колонной, а также для подачи через боковое ответвление крестовины воды, нефти или газа в кольцевое пространство между трубами при вызове притока и глушении скважины.

Фонтанную елку (верхнюю часть фонтанной арматуры) устанавливают на трубную головку. Фонтанная елка предназначена для контроля и регулирования работы скважины, направления движения пластового флюида в линию выброса, подачу в скважину жидкости или газа при вызове притока и заглушения скважины.

До установки на устье скважины фонтанная арматура подвергается гидравлическому испытанию на пробное давление, которое в 2 раза больше паспортного рабочего давления. При этом все задвижки кроме верхней должны быть открыты.

После установки арматуры ее верхнюю часть (елку) испытывают на давление, равное пробному, принятому для данной арматуры, при закрытых нижней стволовой и боковой задвижек (кранах). Елку опрессовывают через отверстие для манометра на буфере с выдержкой под давлением на протяжении 15 мин.

Трубную головку фонтанной арматуры, установленную на устье скважины, опрессовывают давлением, допускаемым для опрессовывания эксплуатационной колонны.

После монтажа фонтанной арматуры на устье скважины до начала работы следует проверить: плавность работы затвора всех задвижек; наличие смазки (провести контрольное набивание смазкой узлов уплотнения затвора и корпуса задвижки); соответствие стрелки на корпусах задвижек направлению потока пластового флюида из скважины; правильность размещения указателя открытие-закрытие затвора задвижки; затяжку всех фланцевых соединений. При необходимости следует подтянуть шипы.

Для надежной работы каждой задвижки после полного ее закрытия необходимо на 1/4 оборота повернуть маховик в направлении открытия.

3.3.2. Назначение, условия работы, требования,

классификация, принципиальные схемы, конструкции

В скважину с фонтанной эксплуатацией спускают НКТ. Их следует подвесить на устье скважины и направить через них продукцию скважины, для чего необходимо герметизировать пространство между НКТ и эксплуатационной колонной. Для поддержания оптимального режима фонтанирования необходимо регулировать степень использования пластовой энергии, для чего создают противодавление, как правило, на устье. Кроме того, оборудование устья должно предусматривать возможность замера давлений в затрубном пространстве и на выкиде, ввода в скважину газа или жидкости.

Эти задачи решает фонтанное устьевое оборудование, называемое фонтанной арматурой.

Условия работы фонтанной арматуры определяются:

давлением газов и газонефтяной среды со стороны скважины;

наличием мехпримесей и скоростью его движения в арматуре;

характером фонтанирования;

химическим составом газа и нефти и их температурой.

Основным фактором, влияющим на тип применяемого оборудования, является давление газа и газонефтяной смеси.

При спущенных до забоя НКТ и наличии на забое свободного газа затрубное пространство будет заполнено сжатым газом, и давление будет равно забойному давлению (без учета веса столба газа). При закрытии скважины это давление будет близко к пластовому. Следовательно, при эксплуатации пласта, содержащего свободный газ, рабочее давление фонтанной арматуры следует принимать близким к пластовому.

В первом приближении пластовое давление принимают равным гидростатическому.

Глубина вскрываемых пластов, а следовательно, и пластовое давление колеблется в широких пределах.

Для удовлетворения различным условиям фонтанирования по ГОСТ 13846-84 арматуру изготовляют по разным схемам.

Фонтанную арматуру различают по конструктивным и прочностным параметрам:

1) рабочему или пробному давлению (70-105 МПа);

2) размерам проходного сечения ствола елки (50-150 мм);

3) конструкции фонтанной елки (крестового и тройникового типов);

4) числу рядов труб, спускаемых в скважину (одно- или двухрядные);

5) виду запорных приспособлений (задвижки или краны);

6) устойчивости в среде двуокиси углерода (коррозионно-устой-чивое и обычное исполнение).

В соответствии с ГОСТ 13846-74 фонтанные арматуры выпускают тройникового типа на рабочие давления 7, 14, 21 и 35 МПа и крестового типа на рабочие давления 14, 21, 35, 70 и 105 МПа.

Фонтанная арматура с диаметрами ствола 100-150 мм предусмотрена для высокодебитных нефтяных и газовых скважин.

Типовые схемы оборудования устья скважин фонтанной арматурой представлены на рис. 3.3.

Во всех схемах для подвешивания двух рядов насосно-компрессорных труб допускается выполнение трубной головки с включением узла, состоящего из тройника и запорного приспособления, который устанавливается между переходником трубной головки (планшайбой) и крестовиной трубной головки.

Рабочее давление фонтанной арматуры должно соответствовать максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины.

Схему и число исходных линий фонтанной арматуры выбирают в зависимости от характеристики скважины. Наиболее часто для нефтяных фонтанных и газовых скважин применяют арматуру с двумя выкидными линиями тройникового типа. Фонтанную арматуру с одной выкидной линией обычно используют для компрессорных или фонтанных скважин с небольшим устьевым давлением, а также не содержащих в своей продукции песка.

При ожидаемых очень высоких давлениях и содержании в продукции большого количества песка фонтанную елку оборудуют на месте под три выкидные линии.

Кроме основной центральной задвижки над крестовиной устанавливается вторая центральная или предохранительная задвижка, которая при работе всегда открыта и закрывается только в аварийных случаях. Для аварийных случаев предусмотрена установка второй задвижки между выкидами (струнами) и других задвижек - на крестовине, тройнике и струнах.

Во время работы фонтанной скважины следует полностью открывать и закрывать любую задвижку или кран фонтанной арматуры.

Верхняя выкидная линия елки всегда используется как рабочая, нижнюю выкидную линию приводят в действие только при замене рабочего штуцера или скошенных деталей оборудования, размещенного выше запасного выкида.

В арматуре на фланцах боковых стволов и катушке трубной головки предусмотрены отверстия для подачи ингибиторов в затрубное пространство и ствол елки, а на катушках боковых отводов - отверстия под карман для измерения температуры среды и вентили под манометры для измерения давления.

Для регулирования режима работы скважины предусмотрен штуцер. Контроль проводится по показаниям манометров на буфере и после дросселя.

3.3.3. Выбор схем фонтанной арматуры

Для низких и средних давлений (7-35 МПа) рекомендуют применять тройниковую фонтанную арматуру, для средних и высоких давлений (35 - 105 МПа) крестовую арматуру.

Скорости движения жидкости или газа в тройниках, крестовинах и запорных устройствах, при определении диаметра проходного сечения фонтанной арматуры, должны находиться в пределах 0,5-5 м/с.

При наличии значительного количества механических примесей (свыше 100 мг/л) в продукции скважины необходимо предусматривать дополнительные (резервные) отводы.

При выборе запорных устройств необходимо руководствоваться тем, что для низких давлений (7-14 МПа) применяются пробковые краны, при более высоких давлениях - прямоточные задвижки.

Толщину стенок цилиндрических частей элементов фонтанной арматуры рассчитываю по зависимости

где D_вн - внутренний диаметр цилиндрической части арматуры; р - рабочее давление; [ σ_р ] - допустимое напряжение на растяжение материала арматуры; ΔS - увеличение толщины, учитывающее коррозию металла за время эксплуатации фонтанной арматуры.

где ΔS _t - уменьшение толщины стенки от коррозии в год; t - срок службы арматуры.

3.3.4. Методика расчета фланцевых соединений

фонтанной арматуры

Из условия эксплуатации скважин (давление, дебит, содержание песка, температура и др.) выбирают схему арматуры, диаметр проходного отверстия, размер фланцев.

По известным размерам фланца выбирают из приложения размер прокладки.

Выполняют предварительный расчет фланца на прочность по первому варианту соединения фланцев. Если все полученные данные соответствуют требованиям, то определяют размеры шпилек и потребное количество их и расчет на этом заканчивают.

При больших давлениях надо обеспечивать работу соединения по второму варианту для уменьшения напряжений в элементах соединения фланцев.

3.3.5. Расчет фланцевых соединений фонтанной арматуры

(первый вариант)

Расчетная нагрузка на фланцевое соединение складывается из усилия на шпильки при их предварительной затяжке и усилий, возникающих в процессе эксплуатации арматуры. Также учитываются изгибающий момент от массы боковых отводов и влияние разности температур между проходящей жидкостью или газом и окружающей средой.

Нагрузка на шпильки от их предварительной затяжки:

где D_cp- средний диаметр прокладки фланцевого соединения; b_о - расчетная толщина прокладки; q_n - удельное давление смятия прокладки, зависит от материала прокладки, принимается по табл. 3.1;

Эксплуатационная нагрузка складывается из:

1) Сила давления перекачиваемой среды

где р - рабочее давление

2) Сила давления на прокладку для обеспечения герметичности соединения (остаточное усилие затяжки)

где т - эмпирический прокладочный коэффициент, учитывающий материал уплотненных элементов, физические свойства рабочей среды.

Величина коэффициента для жидкостей выбирается по табл. 3.1 в зависимости от материала и формы прокладки. При использовании фонтанной арматуры для работы на газовой и газожидкостной смесях его увеличивают в 2 раза.

Таблица 3.1

Конструкция прокладки	Материал прокладки	Коэффициент m	Минимальное удельное давление прокладки q n, МПа
Металлическая овального или восьмигранного сечения	Сталь 08кп ГОСТ 2050-60	5,5
Сталь 0X13 ГОСТ 5632-61	5,5
СтальОХ18Н10Т ГОСТ 5632-61	6,5

3) Сила изгибающего момента от массы боковых отводов фонтанной арматуры

где М - изгибающий момент от массы отвода и линий, идущих к манифольду; D_ш ,- диаметр окружности центров отверстий под шпильки.

4) Усилие от температурных деформаций возникает из-за того, что при повышенной разницы в температуре перекачиваемой (пластовый флюид и др.) и окружающей среды внутренние и наружные элементы фонтанной арматуры подвержены разным деформациям, что создает дополнительные нагрузки.

где Δt - превышение температуры прокладки и фланцев по сравнению с температурой шпилек.

При расчетах полагают, что фланцы, приваренные встык нагреваются до температуры среды в трубопроводе, а температура шпилек составляет около 0,95 температуры фланца для неизолированных фланцев и 0,97 - для изолированных; l_ш - рабочая высота шпильки (расстояние между серединами высот гаек); а - коэффициент линейного расширения (принимается для фланцев и шпилек одинаковым); Е_ш, Е_пр - модули упругости шпилек и прокладки; F_ш, F_np - площади поперечного сечения шпилек (на участке без резьбы) и прокладки; Н - конструктивная высота прокладки; D - внешний диаметр прокладки; D₁ - диаметр фаски прокладки; γ - угол наклона стенки канавки под прокладку (γ =67°).

В итоге эксплуатационная нагрузка равна

В качестве расчетной нагрузки (Р) на шпильки (болты) принимается наибольшее из двух значений Обычно при низких давлениях и, наоборот, при значительных давлениях и мягких прокладках

По величине расчетного усилия Р определяется число шпилек (болтов) фланцевого соединения.

где q_ш - допускаемая нагрузка на одну шпильку (болт) равная

где: d_о - внутренний диаметр резьбы шпилек; σ_доп - допускаемое напряжение, определяется через предел текучести материала шпилек, при коэффициенте запаса п_ш =3,5

Полученное число шпилек (болтов) округляется до числа, кратного 4.

Для создания расчетного удельного контактного давления на уплотняющей поверхности прокладки необходимо, чтобы шаг между осями шпилек (болтов) был равен t≤ 5 d, где d - наружный диаметр шпильки (болта). При больших давлениях шпильки ставят с шагом t =(3÷2,5) d.

3.3.6. Определение напряжения в наиболее опасном

сечении фланца.

Фланец считают по наиболее опасным сечениям, таковым является сечение АС для фланцев с овальной и восьмигранной прокладкой (рис. 3.4).

Для расчета фланец представляется в виде консольной балки с заделкой в указанных сечениях и рассматривается изгиб от силы Р.

Уравнение моментов

Момент сопротивления опасного сечения

Напряжение в опасном сечении

Допустимое напряжение [с] определяется по пределу текучести материала фланца при запасе прочности 2,5.

Изложенный выше метод расчета является приближенным, так как не учитывает податливость деталей фланцевых соединений при их нагружении, деформации изгиба шпилек и др. А это имеет значение при больших давлениях. Для этого в институте АЗИНМаш (г. Баку) разработан уточненный метод расчета соединения, работающего при втором варианте уплотнения.

3.3.7. Расчет фланцевых соединений фонтанной арматуры

(второй вариант)

Определение толщины тарелки фланца.

где F- сумма расчетных коэффициентов; δ₁ - расчетная толщина прокладки; п_ф - коэффициент запаса прочности фланца, принимается 2,5; D_в - диаметр проходного отверстия фланца; σ _{Т ф} - предел текучести материала фланца; ψ', ψ " - коэффициенты, зависящие от а_р, принимаются по графику (рис. 3.5).

Коэффициент а_р определяется по формуле

где D_нp - расчетный диаметр фланца, определяется по формуле

где D_н - наружный диаметр фланца; z- число шпилек; d - диаметр отверстия под шпильки.

Сумма расчетных коэффициентов F определяется по формуле

последующие члены (Аз, Ад и т.д.) суммы бесконечно малы и поэтому не учитываются.

где b - толщина прокладки; D_нn - внешний диаметр прокладки;

Внутренний диаметр резьбы шпильки определяют с учетом изгибающих напряжений и упругопластических деформаций по формуле

где п - коэффициент запаса прочности шпильки, принимается 3 ÷ 5; F₀ - площадь круга диаметром D_нn.

Полученный размет округляют до ближайшего из приложения 1, без снижения коэффициента запаса прочности.

3.3.8. Запорные и регулирующие устройства

Запорные устройства фонтанной арматуры изготовляются трех типов: пробковые краны со смазкой, прямоточные задвижки со смазкой типа 5М и ЗМС с однопластинчатым и ЗМАД - с двухпластинчатым шибером. Задвижки типов ЗМС и ЗМАД имеют модификации с ручным пневмоприводом.

Пробковый кран со смазкой типа КППС - 65x14 (рис. 3.6) состоит из корпуса, конической пробки, крышки, через которую проходит регулировочный винт, позволяющий регулировать рабочий зазор между уплотнительными поверхностями корпуса и пробки. Уплотнение регулировочного винта осуществляется манжетами, поджатие которых производится грундбуксой. Краны наполняются смазкой «Арматол-238» через 150÷80 циклов работы.

Задвижки типов ЗМС и ЗМС1 показаны на рис. 3.7

В процессе эксплуатации арматуры с прямоточными задвижками периодически смазывают подшипники шпинделя жировым солидолом, а в корпус задвижки через штуцер в днище набивают уплотнительную смазку ЛЗ-162 или «Арматол-238».

На выкидных линиях, после запорных устройств для регулирования режима работы скважины ставят регулирующие устройства (штуцеры), обеспечивающие дросселирование потока вследствие изменения площади проходного сечения. Они подразделяются на нерегулируемые и регулируемые.

Нерегулируемый штуцер зачастую представляет собой диафрагму или короткую втулку (насадку) с малым отверстием. Диаметр отверстия штуцера может составлять 5÷25 мм.

Пример нерегулируемого штуцера (дросселя) представлен на рис. 3.8

Регулирование режима эксплуатации осуществляется заменой корпуса с насадкой на другой диаметр.

Более удобны регулируемые дроссели (рис. 3.9), предназначенные для ступенчатого и бесступенчатого регулирования режима работы скважины. Площадь сечения выходного отверстия изменяют вращением маховика вручную. Ступенчатое регулирование осуществляется с помощью устанавливаемых в гильзу насадок разного диаметра. Устьевое (до штуцера) и затрубное давления измеряют с помощью манометров.

Комплекс устьевого фонтанного оборудования представлен на рис. 3.10. Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с выкидной линией (шлейфом), подающей продукцию на групповую замерную установку. Манифольд монтируют в зависимости от местных условий и технологии эксплуатации. В общем случае они обеспечивают обвязку двух струн со шлейфом струн с затрубным пространством, струн и затрубного пространства с факелом.

3.3.9. Подземное оборудование фонтанных скважин

К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы. Для предупреждения открытых фонтанов применяются комплексы типа КУСА и КУСА-Э при эксплуатации фонтанных скважин. Они могут обслуживать от одной до восьми скважин в случае разгерметизации устья, при отклонении от заданных параметров (давления, дебита) работы скважин и при возникновении пожара.

Основные элементы комплексов - пакер, скважинный клапан - отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м и наземная станция управления. Управление клапаном-отсекателем может быть пневматическим (тип КУСА) или электрогидравлическим (типа КУСА-Э).

Запорным органом служит хлопушка или шар.

Клапан-отсекатель (также и задвижка арматуры) может быть закрыт со станции управления принудительным путем или дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией управления посредством промысловой телемеханики.

Имеются еще автоматические клапаны-отсекатели, срабатывающие при увеличении дебита скважины выше заданного. Они устанавливаются на НКТ. Автоматизация фонтанной скважины предусматривает и автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженным отсекателем манифольдным типа РОМ-1. Отсекатель срабатывает автоматически при повышении давления в трубопроводе на 0,45 МПа (образование парафиновой пробки) и при понижении давления до 0,15 МПа (порыв трубопровода).

3.3.10. Расчет запорных устройств.

Дата добавления: 2014-01-07