Момент  трения  в сальнике М_с  может быть определен по формуле

 

М_с = 0,5 р p d²_c h_м m

 

где h_м – высота манжеты; m - коэффициент трения манжеты о шпиндель, m » (0,05 + 0,08).

 

Прямоточные задвижки.

     Если  уплотняемая среда находится  слева, то левый шибер не  нагружен, усилие Q₁ на шпиндель передается лишь через правый шибер. С учетом выталкивающей силы Р_о усилие на штоке задвижки будет

 

Q_{1 =} Q_ср f + Р_о

 где f – коэффициент трения, равный 0,1

Q_ср = 0,25 p Dк² р

Р_о = 0,25 p р d_с²

 

где Dк – средний диаметр уплотнения шибера задвижки, Dк = 0,5(D_в + D_н), D_в – диаметр уплотнения внутренний, D_н – диаметр уплотнения наружный,       d_с – диаметр шпинделя.

     Момент  для открывания и закрывания  задвижки определяют как сумму: 

М_кр = М₁ + М₂ + М₃

 

где  М₁ – момент трения в резьбе гайки;

 

М₁ = 0,5 Q₁ d_ср tg (a + r )

 

 где d_ср – средний диаметр резьбы; r - угол трения в резьбе, равный arctg f₁, (f₁ -коэффициент трения в резьбе, f₁ » 0,15);

       a - угол подъема резьбы, a = arctg (в/p d_ср), ( в – шаг резьбы)

        М₂ - » 0

       М₃ – момент трения в сальнике. Для манжетного сальника, независимо от числа манжет

 

М₃ = 0,5 p р d_с² h_м m

 

где h_м – высота манжеты; m - коэффициент трения манжеты о шпиндель, m » (0,05 + 0,08).

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Домашнее  задание №1

 

Расчет  насосно- компрессорных труб на прочность.

Расчеты на прочность определяют допустимость использования данных труб по следующим  параметрам: нагрузке, вызывающей страгивание  резьбового соединения; эквивалентному напряжению, возникающему в опасном сечении трубы с учетом давления среды и осевой нагрузки; циклической переменной нагрузке; усилиям, вызывающим продольный изгиб трубы.         

1. Подобрать и рассчитать колонну НКТ dн по ГОСТ 633, необходимую для спуска технологического оборудования  массой М на глубину L = Н скв(глубина скважины) .

- жидкость  в скважине отсутствует;

         - действует наружное избыточное  давление  Рн;

      - действует внутреннее избыточное  давление жидкости Рв .

               - действуют циклические нагрузки  с амплитудой напряжений симметричного  

                  цикла (sа)

      2.   Определить, возможно ли  зависание труб в скважине  при установке пакера на 

      глубине Нуст.

            - определить прочность изогнутого  участка в  наиболее опасном  сечении трубы.

 

      3.  Исходные данные к домашнему  заданию приведены в таблице № 2 и приложении 1.

                       Дано:                 номера по журналу

 

                                                                                                                   Таблица №2                                                                                           

 

                        Расчетные схемы задания  №1                               

 

                      Сухая скважина                                      Избыточное Рн

 
 
 
 
 
 

                           Избыточное Рв                            Установка пакера                                     

 

Домашнее  задание № 2

 

Расчет  пакеров.

     Пакеры служат для разобщения  частей ствола скважины по  вертикали и герметизации нарушенных  участков обсадной колонны, для  разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже пакеров. Применяют в обсадной (эксплуатационной) колонне нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах при их эксплуатации, ремонте.

     Перепады давления, воспринимаемые  пакерами, находятся в интервале  от 7 до 70 МПа. Температура окружающей среды при эксплуатации скважин может изменяться от 40 до 100 °С, а при тепловом воздействии на пласт достигает в некоторых случаях 300…400 °С.

     По  восприятию перепада давления  пакеры подразделяются:

ПВ – усилие направлено от перепада давления вверх;

ПН – усилие направлено от перепада давления вниз;

ПД – двустороннего  действия (усилие от перепада давления направлено как вверх, так и вниз).

     По  способности фиксироваться на  месте установки пакеры подразделяют:

Я – фиксирующиеся якорем;

без обозначения  – самостоятельно фиксирующиеся.

     По  способу посадки пакеры подразделяют:

Г – гидравлические;

М – механические;

ГМ – гидромеханические;

без обозначения  – не требующие посадки.

     По  способу съёма пакеры подразделяют:

В – вращением;

Р – разбуриванием;

И – специальным  инструментом;

без обозначения  – натягом.

     По  исполнению:

Без обозначения  – нормальное;

Коррозионностойкое:

К1 – углекислотостойкое (СО₂ не более 10% об.),

К2 – сероводородостойкое (Н₂S и СО₂ не более 10% об. каждого компонента),

К3 - сероводородостойкое (Н₂S и СО₂ свыше 10%, но не более 25% об. каждого компонента),

Т – термостойкое (для рабочих сред с температурой более 150^оС).

    

В скважину с определенным диаметром обсадной колонны Dобс спускается и устанавливается механический пакер, рассчитанный на перепад давления DP и имеющий определенные конструктивные размеры.

1. Определить наименьшую величину осевой силы Q , обеспечивающей герметичное разобщение ствола скважины.
2. Определить наибольшую высоту уплотнительного элемента пакера.
3. Определить оптимальную длину хода штока пакера.
4. Проверить влияние плашечного захвата на прочность обсадной колонны. В конструкциях пакеров, где плашки перекрывают кольцевой зазор полностью ( или больше 70%), нагрузка на обсадную колонну распределена равномерно по всему периметру.
5. Проверить  если Qпред <   Q , то в конструкцию пакера внести необходимые изменения ( угла  a , геометрических размеров уплотнений и плашек) и произвести  расчет модернизированного пакера.
6. Представить конструкции пакеров различных типов и объяснить принципы их действия.
7. Исходные данные к домашнему заданию приведены в табл. № 3.

                       Дано:                 номера по журналу

 

 Таблица  № 3