Машины и оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

На рисунке 3.3.1 изображено соединение перед свинчиванием на устье скважины.

На рисунке 3.3.2 изображено соединение после свинчивания в скважине.

На рисунке 3.3.3 изображено соединение в увеличенном виде.

Соединение обсадных колонн или  насосно-компрессорных труб с конической резьбой на концах в нефтяных и  газовых скважинах содержит:

муфту 1,

коническую выточку 2 (рисунок 3.3.1-3.3.3),

эластичную втулку 3,

коническую поверхность 4 эластичной втулки 3,

торец 5 муфты 1,

трубу 6 с конической резьбой на концах,

заходную фаску 7 трубы 6,

заходную фаску 8 эластичной втулки 3,

коническую поверхность 9 эластичной втулки 3,

коническую поверхность 10 муфты 1,

кольцевой зазор 11 (рисунке 3.3.3),

зазоры 12 между впадинами и вершинами  резьбового соединения (рисунок3.3.3).

В статическом положении элементы соединения обсадной колонны или  насосно-компрессорной трубы с  конической резьбой на концах взаимодействуют  следующим образом.

В коническую выточку 2, выполненную  на торце 5 в муфте 1, устанавливают  эластичную втулку 3 (рисунок 3.3.1).

Грузоподъемным механизмом обсадную колонну или насосно-компрессорную  трубу 6 устанавливают через заходные фаски 7 и 8, выполненные на торце  трубы и на внутренней поверхности  эластичной втулки 3, в муфту 1 через  эластичную втулку 3.

При этом на резьбовые поверхности  муфты 1 и трубы 6 необходимо нанести  герметизирующую смазку, предохраняющую одновременно резьбовое соединение от надиров и коррозии согласно ГОСТ 632-80 или ГОСТ 633-80 п.20. [2], [3].

Механизированным ключом трубу 6 ввинчивают в муфту 1.

При этом крутящий момент при свинчивании  резьб не должен превышать значений, предусмотренных, например, ТУ 26-02-652-75 или разработанного технологического регламента на предприятии.

В процессе свинчивания трубы 6 с  муфтой 1 эластичная втулка 3 навинчивается  на коническую резьбу трубы 6, деформируется  и заполняет кольцевой зазор 11 между поверхностью трубы 6 и конической поверхностью выточки 2, герметизируя кольцевой зазор 11 (рисунок 3.3.2 и 3.3.3).

В свою очередь одновременно, в  результате деформации эластичной втулки 3, ее коническая поверхность 9, взаимодействуя с конической поверхностью 10 муфты 1, заполняет зазоры 12 между впадинами  и вершинами резьбового соединения на выходе резьбы на коническую поверхность 10 муфты 1, герметизируя зазоры (рисунок 3.3.3).

В процессе эксплуатации в нефтегазовой или нагнетательной скважине, при  перепадах давлений в затрубном  пространстве (между лифтом насосно-компрессорных  труб и эксплуатационной колонной), деформированная эластичная втулка 3, ограниченная поверхностью конической выточки 2, выполненной на торце 5 в муфте 1 и наружной поверхности трубы 6, не выдавливается из кольцевого зазора 11 и тем самым исключается выдавливание смазки через зазоры 12 резьбовых соединений и нагнетания в зазоры соединений перекачиваемой или агрессивной среды, предохраняя соединение в скважине от процессов электрохимической коррозии, предотвращая разгерметизацию резьбовых соединений колонн в процессе эксплуатации.

Наличие в соединении конической выточки 2, выполненной на торце 5 в муфте 1, исключает самопроизвольное выпадение  эластичной втулки 3 с соответствующей  конической поверхностью 4 из конической выточки в процессе проведения ремонтных  работ на устье скважины.

При необходимости эластичная втулка 3 легко заменяется на устье скважины перед свинчиванием трубы 6 и муфты 1.

Наличие заходной фаски 8, выполненной  на внутренней поверхности эластичной втулки 3, обеспечивает центровку трубы 6 при ее установке в муфту 1.

 

Рисунок 3.3.1 - Соединение перед свинчиванием на устье скважины

Рисунок 3.3.2 - Соединение после свинчивания в скважине

Рисунок 3.3.3 - Соединение в увеличенном виде

Недостатками  данной конструкции является ненадежность в процессе эксплуатации в нефтяных и газовых скважинах, неудобство замены эластичной втулки на устье  скважины в полевых условиях.

 

Вывод: В результате анализа существующих конструкций стандартных соединений можно сделать вывод, что основным недостатком таких соединений является склонность к ослаблению затяжки резьбовых соединений из-за возникновения зазоров между резьбой. В результате может возникнуть люфт между нитками резьбы НКТ и муфты при действии на штангу сжимающих и ударных нагрузок. Также могут возникнуть трещины из-за деформации резьбы во время сборки штанг и спускоподъемных операций. Они также затрудняют сборку штанг для повторного их спуска в скважину. При эксплуатации были зафиксированы случаи, когда стандартные соединения штанг легко перекручивались во время сборки и наращивания, что может быть следствием постоянных деформаций резьбы.

В результате данного анализа я рассмотрю новую конструкцию соединения штанг.

Главная характеристика соединения новой конструкции включает резьбу с коническими трапециевидным профилем.

При таком соединении в трапецеидальном резьбовом соединении между штангой и муфтой нет зазора. За счет этого снижается риск ослабления резьбы и возникновения постоянной деформации, в результате значительно улучшается распределение напряжений, возникающих при сборке и от усталости в процессе эксплуатации.

 

 

 

 

 

 

 

 

4 ОПИСАНИЕ НОВОЙ КОНСТРУКЦИИ

 

Из-за более  тяжелых рабочих условий, связанных  с большей глубиной скважин и  более высокой их производительностью, приходится использовать в предельных режимах системы механизированной эксплуатации скважин со штанговыми насосами. Увеличение притока продукции  в скважины заставило использовать системы откачки со штанговыми насосами в предельных рабочих режимах. Разрушение соединительных штифтов и муфт штанг  стало обычной проблемой на таких  месторождениях и это доказывает, что соединительные узлы штанг являются самым слабым местом в системах откачки  штанговыми насосами при работе их при очень высоких нагрузках.

В данном курсовом проекте я рассмотрю  новую конструкцию муфты для  соединения штанговых насосов найденную в статье из журнала технологии нефти и газа. В этой статье рассмативаются причины выхода из строя соединения штанг. Одной из этих причин является склонность к ослаблению затяжки резьбовых соединений из-за возникновения зазоров между резьбой. В результате может возникнуть люфт между нитками резьбы штанг и муфты при действии на штангу сжимающих и ударных нагрузок.

Также авторы данной статьи провели  расчеты по методу конечных элементов  для проверки постоянных деформаций резьбы во время сборки штанг и  спускоподъемных операций. Эти деформации облегчают возникновение и распростанение трещин. Они так же затрудняют сборку штанг для повторного их спуска в  скважину. Расчеты по методу конечных элементов также позволили установить неравномерное распределение напряжений в профиле резьбы, которое приводит к возникновению зон концентрации высоких напряжений, что делает ниппели и муфты более чувствительными к возникновению в них трещин. При эксплуатации были зафиксированы случаи, когда стандартные соединения штанг легко перекручивались во время сборки и наращивания, что может быть следствием постоянных деформаций резьбы.

Основным отличием новой конструкции  муфты для соединения штанговых  насосов является применение трапецеидальной  резьбы (рисунок 4.2) вместо стандартной метрической (рисунок 4.1).

Рисунок 4.1 – Муфта с метрической резьбой

Рисунок 4.2 – Муфта с трапецеидальной резьбой

 

Чтобы доказать, что характеристики новой конструкции  соединения штанговых насосов с  увеличением глубины скважины улучшаются, проведем проверочные расчеты резьбы муфты на срез и смятие при глубине  скважины 1200 и 1600 метров и сравним  полученные результаты.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5 РАСЧЁТНАЯ  ЧАСТЬ

 

На рисунке 5.1 представлена расчетная схема соединеня скважинного штангового насоса.

 

 

1 – скважинный  штанговый насос, 2 – колонны штанг, 3 – насосно-компрессорные трубы, 4 – муфта, d_шт – диаметр штанг, d_нкт – диаметр насосно-компрессорных труб, Q – осевая наргузка, d_в – внутренний диаметр муфты, d_н – наружний диаметр муфты

Рисунок 5.1 – Расчетная схема соединения

 

5.1 Расчет муфты на прочность с длиной колонны НКТ 1200 м

 

Расчетные данные:

Глубина скважины 1200 м;

Диаметр колонны НКТ 89 мм;

Диметр  штанг 19 мм;

Внутренний  диаметр муфты 94 мм;

Наружний  диаметр муфты 114 мм.

Муфта выполняется в виде стальной трубы (рисунок 5.2). На муфту действует осевая сила равная весу колонны НКТ плюс вес жидкости в колонне НКТ.

Вес колонны НКТ Æ89 мм

 

где  - вес одного метра НКТ

 - длина колонны НКТ

 

 

Вес жидкости в колонне НКТ

 

где  - плотность пластовой жидкости

 - объём колонны НКТ;

 - объём штанг.

Объём колонны НКТ

 

где  - диаметр колонны НКТ.

 

Объём штанг определяем

 

 

 

Осевая сила

 

 

Площадь опасного сечения

 

где  - наружный диаметр муфты

 - внутренний диаметр муфты

 

Напряжение растяжения

,      

 

где  допускаемое напряжение для стали марки Д

Поскольку условие прочности выполняется, то муфту можно изготовить из материала  сталь марки Д.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5.1.1 Проверочный расчёт стандартной резьбы муфты

 

На рисунке 5.2 представлена муфта  с метрической резьбой

Рисунок 5.2 – Муфта с метрической резьбой

 

Параметры резьбы (рисунок 5.3):

d₁ = 95 мм;

d₂ = мм

P = 4

 

 

d₁ – внутренний диаметр резьбы, d₂ – наружный диаметр резьбы, Р – шар резьбы, Q – осевая нагрузка

Рисунок 5.3 - Метрическая резьба

 

Присоединение муфты с колонной НКТ осуществляется посредством резьбового соединения. Зная наибольшую нагрузку на один виток  резьбы, можно составить условие  прочности этого витка на срез, смятие и износостойкость контактной поверхности резьбы.

 

Условие прочности резьбы на срез

 

где  – внутренний диаметр резьбового соединения,

 – высота срезаемого сечения  резьбы,

 – коэффициент учитывающий  неравномерность распределения  нагрузки между витками резьбы,

 – коэффициент полноты резьбы,

 

где  допускаемое напряжение для стали марки Д.

Условие прочности резьбы на срез выполняется.

Условие прочности резьбы на смятие

 

где  – внутренний средний диаметр вершин,

 –  внутренний средний диаметр впадин,

 

Условие прочности резьбы на смятие выполняется.

 

2. Проверочный расчёт трапецеидальной  резьбы муфты

 

На рисунке 5.4 представлена муфта  с трапецеидальной резьбой

 

Рисунок 5.4 – Муфта с трапецеидальной резьбой

 

 

 

 

Параметры резьбы (рисунок 5.5):

d₁ = 96 мм;

d₂ = 91 мм

P = 4

d₁ – внутренний диаметр резьбы, d₂ – наружный диаметр резьбы, Р – шар резьбы, Q – осевая нагрузка

Рисунок 5.5 – Трапецеидальная резьба муфты

Условие прочности резьбы на срез

 

где  – внутренний диаметр резьбового соединения,

 – высота срезаемого сечения  резьбы,

 – коэффициент учитывающий  неравномерность распределения  нагрузки между витками резьбы,

 – коэффициент полноты резьбы,

 

где допускаемое напряжение для стали марки Д.

Условие прочности резьбы на срез выполняется.

Условие прочности резьбы на смятие

 

где  – внутренний средний диаметр вершин,

 –  внутренний средний диаметр впадин,

 

Условие прочности резьбы на смятие выполняется.

 

2. Расчет муфты на прочность с длиной колонны НКТ 1600м

 

Расчетные данные:

Глубина скважины 1600 м;

Диаметр колонны НКТ 89 мм;

Диметр  штанг 19 мм;

Внутренний  диаметр муфты 94 мм;

Наружний  диаметр муфты 114 мм.

 

Муфта выполняется в виде стальной трубы. На муфту действует осевая сила равная весу колонны НКТ плюс вес жидкости в колонне НКТ.

Вес колонны НКТ Æ89 мм

 

где  - вес одного метра НКТ

 - длина колонны НКТ

 

Вес жидкости в колонне НКТ

 

где  - плотность пластовой жидкости

 - объём колонны НКТ;

 - объём штанг.

Объём колонны НКТ

 

где  - диаметр колонны НКТ.