Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 [ 133 ] 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152

Т а б л и ц а 12.9

Техпические характеристики якорей

Примечание. Диаметр присоединительной резьбы пакера 73 и 89 мм. Т а б л и ц а 12.10

Нагрузки, пеобходимые при распакеровке мехапического гидромехапического пакеров

Примечание. Усилие натяжения для освобождения всех пакеров не должно превышать 125 кН.

При извлечении пакера

Рр(п) = E q/g+Р.

(12.8)

В формулах (12.7) и (12.8) i - порядковый номер секции; п - число секций; - масса 1 м трубы i-й секции, м; - площадь проходного канала трубы, м2; рив - внутреннее избыточное давление, Па; АР - осевая растягивающая нагрузка при извлечении пакера, Н.

Значение рив определяется техническими характеристиками пакера (табл. 12.8) и якоря (табл. 12.9), а максимальное значение АР должно составлять 125 кН (табл. 12.10, примечание).

Осевая сжимающая нагрузка при установке механического или гидромеханического пакеров

Р = Р

(12.9)

где Рраз - разгрузка части веса труб на пакер, Н.

Значение Рраз определяется технической характеристикой

(см. табл. 1 2.1 0).

пакера

Осевую нагрузку на колонну с пакером под влиянием давлений, собственного веса труб и температуры жидкости в скважине в процессе эксплуатации рассчитывают по формулам:

Рр(п) = X qlg +Р0, (1210)

Р0 =Рпак (1 - 2) + Рбуф - - (D - d2)Рнgh -

-(Z) 2 - d 2 АРв )g/пак - Рраз - Р. ,

(12.11)

где Р0 - дополнительная растягивающая (сжимающая) нагрузка, Н; рпак - давление рабочее на пакере, Па; ц = 0,3 - коэффициент Пуассона;

Арн =Рн ; Арв =Рв -Р ,

рн, рв - плотность жидкости снаружи и внутри колонны НКТ после ее спуска в скважину, кг/м3; /пак - глубина установки пакера от устья скважины, м; Р - осевая нагрузка от температурных изменений, Н,

= aESAt;

а - коэффициент линейного расширения, для стали а = 12106; At -средняя температура жидкости в скважине, °С (при нагреве принимается со знаком "+"; при охлаждении - со знаком "-");

At = (t3 - t1 ) + (t4 - t2) .

t1 , t2 - температура в скважине соответственно на устье и на глубине /пак до начала эксплуатации, °С; t3, t4 - температура в скважине соответственно на устье и на глубине /пак во время эксплуатации, °С.

При эксплуатации скважин на колонну НКТ действуют дополнительные нагрузки, вызванные внутренним и наружным давлениями. Схемы конструкции двух- и однорядных лифтовых колонн с пакером и без пакера показаны на рис. 12.1 и рис. 12.2 [10] соответственно.

Наружное избыточное давление (Па) определяют из выражения

Ри.н Z = р0 + (рн - рв)zg, (12.12)

где р0 - давление на устье при освоении, Па; рн = f)0 - плотность жидкости, закачиваемой в скважину при освоении, кг/м3.

На однорядную колонну НКТ без пакера в процессе эксплуатации действует наружное избыточное давление (Па), вычисляемое по формуле

(рзаб рбуф ) L рбуф

, (12.13)

где рзаб - забойное давление, Па; рж = рв - рн - плотность жидкости в скважине, кг/м3; рбуф - буферное устьевое давление, Па.

При расчете колонны НКТ, на которую действует внутреннее избыточное или наружное избыточное давление, верхнюю трубу каждой секции проверяют на прочность.