Силовые передачи и агрегаты. Цепные передачи.

Предел выносливости для стали группы прочности Д равен 31 МПа при испытании в атмосфере и 16 МПа – в морской воде. Коэффициент y_s = 0,07…0,09 для материалов с пределом прочности s_в = 370…550 МПа и y_s = 0,11…0,14 – для материалов с s_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    Ркр   >   Руст nус,

     где:

            

                  

 

3,5 – коэффициент, учитывающий защемление  колонны НКТ  в пакере,

J – момент инерции поперечного сечения трубы =

Dн, Dвн –наружный и внутренний диаметр трубы, при колонне НКТ, состоящей из секций разного диаметра в расчет принимаются размеры нижней секции, в нашем случае параметры dнкт.

l- коэффициент,учитывающий уменьшение веса труб в жидкости =

q- масса 1 погонного метра труб с муфтами в воздухе, кг/м,

Dобс.вн – внутренний диаметр обсадной колонны, м.

                                         

Если выполняется  неравенство Руст  >    Рlmax – происходит зависание труб в скважине, где: Рlmax – предельная нагрузка действующая на забой, при любом увеличение                                                     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

 

                                            Р_{1; ¥} = l l q z_{1; ¥}                                                    

 

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 а ® ∞, z _{1; ¥} ® 1/а и получаем предельную нагрузку, передаваемую на забой колонной НКТ:

 

                                                                    

 

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

 

                                                Р_{1, 0} = lqHz_{1; 0}, 

                             

где .

Условие прочности  для изогнутого участка колонны  НКТ записывается в виде:

 

                                    ,                      

 

где F_о – площадь опасного сечения труб, м²; W_о – осевой момент сопротивления опасного сечения труб, м³; Р_1сж – осевое усилие, действующее на изогнутый участок труб, МН; s_т – предел текучести материала труб, МПа; п – запас прочности, принимаемый равным 1,35.

 
 

2. Расчет пакера:

                                   Определение наименьшей величины  осевой силы Q действующей на пакер, обеспечивающей герметичное разобщение ствола скважины проводится по формуле:

 

         Q >   0,111 DP F + G F [  (Rс² – rш²)³ -  (Rп² – rш²)³ ] / [(Rс² – rш²)²  + (Rп² – rш²) ]

где: F – площадь поперечного сечения уплотнительного элемента в деформированном состоянии, м²

Rп – наружный радиус резины до деформации  = Rс / kоп

kоп =1,13 для пакеров под обсадные колонны 146, 168 мм, Kоп =1,09...1,07 для пакеров под обсадные колонн 178 и 299 мм.

 

                       Определение наибольшей высоты  уплотнительного элемента пакера.

                          hmax = (Rп² – rш²) Rс³ /  [ 0,45 f (Rс² – rш²)(3Rc² + 2Rс rш - rш² ) ]

f = коэффициент трения (принимаем 0,2)

 

   Определение оптимальной длины  хода штока пакера.

                      S = h ( Kоп² – 1 ) Rп² / (Kоп² Rп²  - rш²),

где: h= 0,9 hmax – высота свободного, не нагруженного уплотняющего элемента.

 

                  Определение предельной осевой нагрузки на плашечный захват пакера, при котором не происходит разрушения обсадной колонны

 

                       Qпред    [ sт  n tga (D² – Dвн²) lпл (Lпл² + 16/3 fпл²) ^1/2 ] / (D² – Dвн²),

     где:  Dвн – внутренний диаметр обсадной колонны, м,

     lпл - осевая длина плашки, м,

     Lпл -длина хорды плашки в диаметральном сечении, м,

     fпл -стрела профиля плашки, м

   При ограниченной  площади контакта плашек по  периметру обсадной колонны участки  труб между плашками работают  на изгиб и Qпред определяют

 

                                         Qпред    2 sт n tga (D – Dвн) lпл / 2 Dвн

 
 

3. Освоение  скважины свабированием:

 

                   Определение нагрузки, действующей на канат в точке А(точке подвеса каната над устьем скважины).

   Максимальная нагрузка в точке  А определяется как

Рmax = Рж + Ркан + Р’кан, 

где: Рж – вес столба жидкости над свабом, Н

Ркан – вес каната, находящегося над жидкостью, Н

Р’кан – вес каната, находящегося в жидкости, Н.

     Напряжения  в канате в точке  А определяется  как сумма растягивающих и изгибных напряжений:

s_S = sраст + sизг

sраст = 4 Рmax / (p dк² Ккан)

sизг = Епр dпр / (Dб + dк)

где: dк -диаметр каната, м;

Ккан -коэффициент наполнения каната проволоками;

Епр -модуль упругости материала проволок каната, МПа;

dпр -диаметр проволоки каната, м;

dпр -диаметр бочки барабана или блока(минимальный), м.

Условие прочности для каната: s_S <     [sпр ] / nзап 

 

4.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  рассчитывают 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.

ΔS= ΔS_tt

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

 

5. 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.