Расчет оптимальной величины нагрузки на уплотнительные элементы пакеров с механическим управлением

Пакеры с механическим принципом действия уплотняют межтрубное про­странство упругими элементами посредством передачи нагрузки на них от мас­сы сжатой части колонны НКТ. Оптимальней нагрузкой является та минималь­ная нагрузка на пакер, которая достаточна для уплотнения межтрубного зазора. Эта нагрузка одновременно должна предотвращать срыв пакера от перепада давления жидкости.

При расчете пакеров придерживаются следующей последовательности:

1.3.1 исходя из условия пакеровки, определяют наименьшую величину осевой силы;

1.3.2. определяют длину, на которую необходимо приподнять и посадить колонну НКТ;

1.3.3. определяют длину хода штока, которая обеспечит сжатие уплот­няющего, элемента до соприкосновения его с обсадной колонной;

1.3.4. определяют относительное продольное сжатие резиновой манже­ты;

1.3.5. проверяют условие уплотнения межтрубного зазора.

1.3.6. проверяют влияние плашечного захвата на прочность обсадной ко­лонны.

Условие/пакеровки пакера в скважине имеет следующий вид:

, (21)

где Р - усилие, действующее на пакер снизу, н;

к - коэффициент устойчивости пакеровки, 1,25;

- усилие, действующее на пакер сверху, н.

В свою очередь усилия, действующие на пакер, определяются по сле­дующим выражениям:

(22)

, (23)

где d - внутренний диаметр обсадной колонны, мм;

Р_у - давление жидкости, действующее на устье скважины, МПа;

- значение осевой нагрузки, действующей на пакер, н;

- угол конусности конуса пакера, 9... 1;

- угол трения, 0,7;

- коэффициент сцепления шлипсов с обсадной колонной, 0,82.

Исходя из условия, осевое усилие определяется

(24)

Создание осевой нагрузки достигается приподнятием и посадкой колонны НКТ на величину:

(25)

где -плотность материала труб, 7850 кг/м³;

L - общая длинна колонны НКТ, м;

Е - модуль упругости стали, 2,1 • 10 МПа;

- масса 1 м колонны НКТ, кг/м.

Расчетное значение осевой нагрузки должно быть меньше или равно ве­личине нагрузки от массы всей колонны НКТ. Если это условие не соблюдает­ся, то применяют якорь и Q, представляет собой нагрузку от массы всей колон­ны НКТ. После этого еще раз проверяют условие пакеровки.

Увеличение длины хода штока будет приводить к повреждению уплот­няющих элементов из-за отсутствия ограничения передачи на них усилий и, как следствие, получения недопустимых деформаций. Оптимальную длину хода штока рекомендуется определять по следующему выражению:

(26)

где - высота свободного, не нагруженного уплотняющего элемента, м;

Коп - коэффициент, характеризующий отношение радиусов;

(27)

для пакеров под обсадные колонны диаметрами 146 и 168 мм - =1,13, а для 178 и 229 мм - =1,09-1,07;

- наружный радиус резины до деформации, м;

- наружный радиус резины после деформации, м;

r - внутренний радиус резины, м.

Относительное продольное сжатие резиновой манжеты сопровожда­ется его относительным поперечным расширением , которые связаны ме­жду собой следующим соотношением:

, (28)

где - диаметральное расширение резиновой манжеты, м;

-наружный диаметр манжеты до деформации, м;

- коэффициент Пуассона, 0,485;

- сжатие резиновой манжеты по высоте, м.

С другой стороны, в соответствии с законом Гука относительное про­дольное сжатие резиновой манжеты определяется:

(29)

где - внутренний диаметр манжеты, мм;

Еу - модуль упругости резиновой манжеты. 18,8 МПа.

Поэтому

. (30)

Условие уплотнения межтрубного зазора запишется:

. (31)

В конструкциях пакеров, где плашки полностью перекрывают кольцевой зазор, нагрузка на обсадную колонну распределена равномерно по всему пери­метру. В этом случае предельная осевая нагрузка на плашечный захват, при ко­торой обсадная колонна не нарушается, равна:

(32)

При ограниченном контакте плашек по периметру обсадной колонны уча­стки труб между ними работают на изгиб. Тогда

(33)

где - предел текучести материала труб обсадной колонны, МПа;

п - число плашек (по радиусу);

D - наружный диаметр обсадной колонны, мм;

- высота плашек (длина по вертикали), мм;

^_ длина хорды плашки, мм;

- стрела дуги поверхности плашки, мм.

Расчетная предельная нагрузка сравнивается с нагрузкой, необходимой для создания уплотнения. Если , то в конструкцию пакера вносят не­обходимые изменения.

Задача 3. Рассчитать пакер с механическим управлением, придерживаясь выше приведенной последовательности расчета. Исходные данные по вариантам для решения данной задачи представлены в таблице 3

Таблица 3 - Расчет пакера на прочность

№ вар	L, м	Д, мм	d, мм	МПа	мм	r, мм	Группа прочности обсад. труб
		139,7	124,3	10,0			Д
		139,7	121,3	9,5			К
		139,7	118,7	8,0			Е
		146,1	130,7	7,5			Л
		146,1	129,1	7,0			М
		146,1	127,7	6,5			Р
		146,1	124,7	6,0			Т
		168,3	152,3	5,5			Д
		168,3	150,5	5,7			К
		168,3	147,1	5,9			Е
		168,3	144,1	6,1			Л
		177,8	164,0	6,3			М
		177,8	161,6	6,7			Р
		177,8	159,4	6,9			Т
		177,8	157,0	7,1			Д
		177,8	154,8	7,3			К
		139,7	127,3	7,7			Е
		139,7	125,7	7,9			Л
		139,7	124,3	8,1			М
		139,7	121,3	8,3			Р
		139,7	118,7	8,7			Т
		146,1	133,1	8,9			Д
		146,1	132,1	9,1			К
		146,1	130,7	9,3			Е
		146,1	129,1	9,7			Л

НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ

2.1 Расчет труб на прочность при фонтанном и компрессорном спосо­бах эксплуатации

Осевая растягивающая нагрузка для гладких труб, при которой в резьбо­вом соединении напряжение достигает предела текучести (страгивающая на­грузка), определяется:

(34)

где - средний диаметр сечения резьбы по впадине в основной плоскости, мм;

- толщина тела трубы по впадине первой полной нитке резьбы, мм;

- предел текучести материала трубы, МПа;

- коэффициент разгрузки, ;

- угол профиля резьбы, 60°;

- угол трения муфты о трубу, 7°;

- длина резьбы с полным профилем, мм.

Для равнопрочных труб и труб НКБ (безмуфтовых) расчет ведется исходя из прочности тела трубы.

, (35)

где D - наружный диаметр трубы, мм;

b - толщина стенки трубы, мм.

Для труб НКМ (с трапецеидальными резьбами) растягивающая нагрузка, при которой в опасном сечении соединения труб напряжения достигают преде­ла текучести, рассчитываются:

, (36)

Для наклонно-направленных скважин коэффициент запаса прочности оп­ределяется:

(37)

где (38)

- интенсивность искривления скважин в градусах на 10 м длины;

Е- модуль упругости материала трубы, МПа;

- коэффициент запаса прочности для вертикальной скважины, 1,3.

При совместном действии растягивающих сил и наружного избыточного

давления условие прочности для тела трубы определяется:

, (39)

где F- площадь поперечного сечения тела трубы, мм²;

Р_н- наружное избыточное давление, МПа;

(40)

k₀ -коэффициент, k₀=b₀/D, где b₀ =0,905 ;

k_min - коэффициент, k_min=b_min/D, где b_min =0,875 ;

Критическая сжимающая нагрузка, при которой колонна закрепленная в пакере, теряет устойчивость под действием собственного веса, определяется:

, (41)

где - момент инерции сечения трубы, м;

q_T- масса 1 м труб на воздухе, н/м.

Для свободно подвешенной колонны критическую скорость движущейся жидкости определяют:

, (42)

где - вес 1 м жидкости внутри колонны НКТ, н/м;

- потери давления при движении пластовой жидкости по колонне на 1 метр длины, н/м";

, (43) - внутренняя площадь сечения НКТ, м;

- коэффициент гидравлического сопротивления;

Q - расход пластовой жидкости (дебит скважины), м/с;

- плотность добываемой жидкости, кг/м³

- внутренний диаметр НКТ, м;

v — кинематическая вязкость жидкости, м²/с.

Если скорость движения пластовой жидкости , то произойдет по­теря устойчивости нижнего участка колонны с переходом к режиму движения с возрастанием амплитуды колебания.

Задача 4

Определить коэффициент запаса прочности для на­клонной скважины у колонны НКТ, проверить условие прочности тела трубы, критическую сжимающую на­грузку с учетом установки пакера, критическую ско­рость движущейся жидкости и сравнить со скоростью движения жидкости для фонтанного и компрессорного способов добычи нефти. Исходные данные по вариан­там представлены в таблице 4.

Таблица 4-Расчет НКТ при фонтанном и компрессорном способах эксплуатации скважин