Расчет колонны штанг

РАСЧЁТ ШТАНГ



 

👉Расчет колонны штанг сво­дится к определению величины и характера изменения нагрузки на них, выбору расчетной фор­мулы, соответствующей дейст­вительным    условиям   работы штанг и определению допускае­мых напряжений, обусловлива­ющих достаточно надежную ра­боту колонн штанг. 

  • Характер   нагружения  ко­лонны штанг сложен, некоторые составляющие действующих сил могут быть случайными. 
  • Уси­лия в точке подвеса штанг при ходе вверх определяются соб­ственным весом штанг, весом жидкости, находящейся над плунжером скважинного насоса, силами трения, инерционными и динамическими составляющими. 
  • При ходе штанг вниз усилие от веса жидкости отсутствует, а направление сил трения изме­няется. Кроме того, во время движения колонны штанг могут возникать усилия вследствие заклинивания плунжера в ци­линдре скважинного насоса и другие силы, появление которых вызвано взаимодействием колонн штанг и труб.

Таким образом, в верхней части колонны действуют пере­менные  напряжения,  изменяющиеся по асимметричному циклу.

Характер нагружения в нижней части колонны иной — по мере увеличения расстояния от точки подвеса доля собственного веса колонны в общем балансе действующего усилия убывает и у плунжера становится равной нулю. 

👉При ходе плунжера вниз усилие трения плунжера о цилиндр, усилие, обусловлен­ное гидравлическими сопротивлениями клапанов, приводят к по­явлению усилий, сжимающих колонну штанг.

Таким образом, в нижней части колонны действуют знако­переменные напряжения.




Изменения нагрузки в верхнем сечении колонны штанг (рис. V.10) приводят к появлению напряжений мах, min, со­ответствующих максимальной и минимальной нагрузкам. При этом амплитуда изменения напряжений а= (мах —min)/2.


Средние напряжения m= (мах +min)/2. Для определения максимальной Рmах и минимальной Рmin нагрузок, действующих на колонну штанг, необходимо рассмотреть особенности кинематики и динамики привода штанговой  установки, для которой рассчитывается колонна штанг. 



Так, например, формулы А. С. Вирновского для расчета колоны штанг при использовании балансирного привода, со­держащие ряд эмпирических поправочных коэффициентов, имеют следующий вид: , где Рш”, Рш— вес колонны штанг в жидкости и в воздухе, Рж — вес столба жидкости высотой от динамического уровня до устья и площадью, равней площади поперечного сечения плунжера;




Выбор расчетной формулы для колонны, штанг

  • Расчет штанг на усталость базируется на закономерностях из­менения предельных напряжений асимметричных циклов и связи этих напряжений с пределом усталости материалов при симметричном цикле нагружения.
  • Необходимость перехода от заданного асимметричного цикла нагружения штанг к пределу усталости материала при симметричном цикле обусловлена невозможностью определения предельных напряжений для всех возможных вариантов асим­метричного цикла в силу длительности и трудоемкости усталостных испытаний.


По мере приближения рассматриваемого сечения к плунжеру скважинного насоса r уменьшается:

Существует болыцое число зависимостей, связывающих пре­дельные напряжения; асимметричных циклов с пределом уста­лости материала при симметричном цикле, однако ни одна из них не является универсальной, пригодной для всех материа­лов, видов деформаций и действующих напряжений.


Наилучшее совпадение опытных данных с расчетными для режимов работы штанг дает формула И. А. Одинга

 

 


 
Определение допускаемых напряжений                    

Обычно под допускаемыми напряжениями подразумеваются предельные напряжения в опасном сечении детали, при кото­рых она выполняет свои функции в течение заданного времени без разрушения.

👉Для насосных штанг это понятие условно, так как основной причиной разрушения является коррозионная усталость мате­риала, которая в отличие от усталости может вызвать разруше­ние детали при отсутствии нагрузки—только лишь из-за действия коррозии. Поэтому создание колонн штанг с абсолютной гарантией их безаварийной работы экономически не оправдано, поскольку требует большого расхода легированных сталей.

В нефтепромысловой практике в качестве допускаемых при­нимаются такие напряжения, при которых число обрывов не превышает один—три в год.



Для определения допускаемых напряжений обобщаются данные наблюдений за работой достаточно большого числа правильно сконструированных колонн в конкретных производ­ственных условиях. Методика обобщения результатов, напри­мер, предложенная Фаерманом, заключается в следую­щем: по данным наблюдений за работой большого числа сква­жин после  статистической обработки  строится график



зависимости средней частоты обрывов штанг 1 от напряжения в верхнем сечении колонн (рис. V.11). Напряжение, соответст­вующее излому графика, при котором резко увеличивается число обрывов в одном и том же комплекте штанг в год, принима­ется за допустимое напряжение для верхних сечений колонн штанг данной марки.

Использование данной методики для определения приведен­ных напряжений полностью не исключает обрывы штанг. При­чем практика показывает, что колонна может работать надежно с превышением допустимого напряжения, либо, наоборот, число обрывов может увеличиться при более низких напряжениях.

Таким образом, допустимые напряжения нужно рассматри­вать как условные, ограничивающие область, в пределах ко­торой эксплуатация скважин не будет усложнена обрывами штанг.

Подобная картина разрушений штанг обусловлена характе­ром приложенной нагрузки и влиянием окружающей колонну штанг среды—пластовой жидкости—на ее прочность.

 

  • Под коррозионной усталостью металлов и сплавов подразу­меваются разрушения, происходящие в результате совместного действия переменных нагрузок и химически активной электро­проводной среды.
  • В соответствии со схемой процесса разрушение колонны штанг происходит в результате одновременно протекающих про­цессов образования усталостных трещин и, электрохимической коррозии. Электрохимическая коррозия представляет собой анодные процессы, протекающие на электрохимически уязвимых" участках. К ним в первую очередь относятся дефекты металла: как микроповреждения его поверхности, так и дефекты кри­сталлической структуры.



При растворении анодных участков поверхности детали в результате появления разности потенциалов между различ­ными участками поверхности металла, а потом и разности по­тенциалов между дном углубления и его стенками начинается процесс концентрации напряжений. Под влиянием циклически приложенной нагрузки и процесса растворения действующие напряжения растут, и в конечном счете возникает усталостная трещина.

Считается также, что интенсификации образования трещин способствует возникновение водородной хрупкости на катод­ных участках. Причем в зависимости от величины действующих  напряжений процесс образования трещин может превалировать либо на анодных участках, либо на катодных.

При коррозионной усталости обычно, трещины образуются по всей поверхности, причем очаги разрушения распределены относительно равномерно.


Характерным признаком коррозионно-усталостного разру­шения детали является наличие трех зон на поперечном сече­нии разрушенной штанги: мелкозернистой, крупнозернистой (как при усталостном разрушении металла) и зоны пластиче­ской деформации. Мелкозернистая зона начинается с периферии детали и представляет собой участок, на котором развивалась усталостная трещина. Обычно эта часть имеет более темную Окраску вследствие длительного контакта с агрессивной сре­дой. Крупнозернистая зона — это область окончательного раз­рушения, когда прочности сечения, еще не ослабленного усталостными трещинами, недостаточно для обеспечения прочности детали. Кроме того на периферийной части штанги имеется зона с пластичной деформацией металла обусловленной раз­рушением волокон после разрушения части поперечного сечения с «крупнозернистой» структурой.


К характерной особенности коррозионно-усталостного про­цесса относится более сильное одновременное влияние корро­зии и циклических напряжений, чем их, например, следующее друг за другом воздействие.

Помимо этого характерным для процесса коррозионной ус­талости является отсутствие предела усталости, представляющей максимальное напряжение, при котором образец выдержи­вает неограниченное количество циклов. При коррозионной усталости эта величина условна и зависит от числа циклов нагружения (рис. V.12).


При оценке процессов коррозионной усталости штанг при­нято считать, что главную роль в процессе их разрушения играет коррозионный фактор. Это подтверждается, например, соотношением пределов усталости сталей 20ХН, 20НМ на воз­духе—300 МПа—и в жидкости— 120 МПа. Причем, как пока­зывают эксперименты, уменьшение влияния коррозии, напри­мер, за счет покрытий штанг, позволяют повысить величину допустимых напряжений.

Повышение эксплуатационных показателей насосных штанг

К основной задаче повышения эксплуатационных показателей насосных штанг относится повышение их циклической прочно­сти, которая достигается совершенствованием конструкции штанг, использованием новых материалов и применением но­вых технологических процессов при их производстве, правиль­ной эксплуатацией штанг на промыслах.


  • Совершенствование конструкции колонны штанг обуслов­лено прежде всего изысканием способов, исключающих кон­центрацию напряжений в резьбе и переходной зоне от головки к телу штанги. Это достигается улучшением качества загото­вок, обеспечением соосной высадки головки штанг, накаткой резьбы и снабжением ее разгрузочной канавкой. Одним из ин­тересных направлений совершенствования штанг является раз­работка непрерывной колонны, наматываемой во время спуско-подъемных операций на специальный барабан. Применение таких колонн исключает переходные зоны и резьбовые соеди­нения.


  • В качестве новых материалов для изготовления штанг ис­пользуют высокопрочные хромникельмолибденовые стали. Эф­фективность первого направления проблематична, поскольку предел коррозионной усталости практически не изменяется при увеличении предела прочности в отличие от предела усталости, возрастающего примерно пропорционально ему.


👉По-видимому, новые высокопрочные материалы целесооб­разно использовать одновременно с технологическими меро­приятиями, повышающими циклическую прочность штанг, изго­товленных из сталей, не содержащих большого количества легирующих элементов. 

  1. К подобным методам относится поверх­ностное упрочнение штанги механическим или термическим воздействием. 
  2. При этом повышаются эксплуатационные характе­ристики тонких поверхностных слоев, а механические характе­ристики средней части остаются неизменными. 
  3. Эффект от по­верхностного упрочнения обусловлен прежде всего тем, что уве­личивается твердость только поверхностного слоя, а следовательно, и повышается его хрупкость. 
  4. Сердцевина штанги оста­ется при этом мягкой и пластичной, хорошо работающей под действием динамических нагрузок.


Поверхностное упрочнение штанг обеспечивает появление в тонком слое остаточных сжимающих напряжений, которые, складываясь с растягивающими напряжениями во время ра­боты штанг, уменьшают абсолютную величину последних. В ре­зультате уменьшается раскрытие микротрещин на поверхности штанг и снижается интенсивность их развития.

Штанги упрочняются дробеструйным наклепом и поверхно­стной закалкой токами высокой частоты.


В первом случае наклеп поверхности штанг происходит при соударении с нею стальных или чугунных дробинок, направляе­мых с большой скоростью из дробеструйного аппарата. Во вто­ром случае в поверхностных слоях штанги появляются остаточ­ные напряжения (до 700 МПа), обусловленные образованием мартенситной структуры. Второй способ упрочнения более эф­фективен.


  • Кроме того, делаются попытки создания противокоррозион­ного поверхностного слоя за счет термодиффузионного цинкования и электрофоретического алюминирования. Однако эти про­цессы не вышли пока за рамки лабораторных исследований.

 

 

 

Определение сил, действующих в точке подвеса штанг


Cечения Fт (полное сечение внутренней полости труб), Fш (сечение тела штанг), F (пол­ное сечение плунжера). Наибольшее значение нагрузки в точке подвеса штанг при ходе вверх будет



Физика нефтяного и газового пласта

 

Физика нефтяного и газового пласта – это прикладная наука, которая изучает физические свойства нефтегазовых пластов, их изменение под воздействием природных и технологических факторов, а также физические процессы, протекающие в нефтегазовых пластах для изыскания и обоснования эффективных технологий добычи углеводородного сырья.

На современном этапе можно видеть, что залежи нефти и газа – это всё более и более трудные объекты для извлечения. Они расположены на большой глубине, в пластах с трудной нефтеотдачей.



Непросты и методы исследования пластов. Так, крупнейшее Штокмановское месторождение в Баренцевом море было исследовано четырьмя скважинами, а ныне число скважин возрастает до 50-60 и более (например, для площади Дыш, месторождения Ключевая - Дыш  понадобилось 98 скважин).

Термины и определения в бурении

 

Бурение — это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород.

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше ее длины

Основные элементы буровой скважины:

·         Устье скважины  — пересечение трассы скважины с дневной поверхностью;

·         Забой скважины  — дно буровой скважины, перемещающееся в результате воздействия породоразрушающего инструмента на породу;

·         Стенки скважины  — боковые поверхности буровой скважины;

·         Обсадные колонны  — колонны соединенных между собой обсадных труб. Если стенки скважины сложены из устойчивых пород, то в скважину обсадные колонны не спускают.

·         Ствол скважины  — пространство в недрах, занимаемое буровой скважиной;

·        

Ось скважины  — воображаемая линия, соединяющая центры поперечных сечений буровой скважины.

Скважины углубляют, разрушая породу по всей площади забоя  или по его периферийной части. В последнем случае в центре скважины остается колонка породы – керн, которую периодически поднимают на поверхность для непосредственного изучения.

                    👉Диаметр скважин, как правило, уменьшается от устья к забою ступенчато на определенных интервалах. Начальный диаметр нефтяных и газовых скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 165 мм. Глубины нефтяных и газовых скважин изменяются в пределах нескольких тысяч метров.

Нефтяные и газовые скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок. В последнем случае буровые установки монтируются на эстакадах, плавучих буровых платформах или судах.

👀При поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят опорные, параметрические, структурные, поисковые разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные и другие скважины.

           Сегодня нефтяные и газовые скважины представляют собой капитальные дорогостоящие сооружения, служащие много десятилетий. Это достигается соединением продуктивного пласта с дневной поверхностью герметичным, прочным и долговечным каналом. Однако пробуренный ствол скважины еще не представляет собой такого канала, вследствие неустойчивости горных пород, наличия пластов, насыщенных различными флюидами (вода, нефть, газ и их смеси), которые находятся под различным давлением. Поэтому при строительстве скважины необходимо крепить ее ствол и разобщать (изолировать) пласты, содержащие различные флюиды.

В ряде случаев дальнейшее углубление ствола скважины становится невозможной без предварительного крепления ее стенок.

Крепление ствола скважины производится путем спуска в нее специальных труб, называемых обсадными. Ряд обсадных труб, соединенных последовательно между собой, составляет обсадную колонну. Для крепления скважин применяют стальные обсадные трубы

👉Насыщенные различными флюидами пласты разобщены непроницаемыми горными породами — «покрышками». При бурении скважины эти непроницаемые разобщающие покрышки нарушаются и создается возможность межпластовых перетоков, самопроизвольного излива пластовых флюидов на поверхность, обводнения продуктивных пластов, загрязнения источников водоснабжения и атмосферы, коррозии спущенных в скважину обсадных колонн.

👉В процессе бурения скважины в неустойчивых горных породах возможны интенсивное кавернообразование, осыпи, обвалы и т.д. В ряде случаев дальнейшее углубление ствола скважины становится невозможной без предварительного крепления ее стенок.

Для исключения таких явлений кольцевой канал (кольцевое пространство) между стенкой скважины и спущенной в нее обсадной колонной заполняется тампонирующим (изолирующим) материалом

👀Это составы, включающие вяжущее вещество, инертные и активные наполнители, химические реагенты. Их готовят в виде растворов (чаще водных) и закачивают в скважину насосами. Из вяжущих веществ наиболее широко применяют тампонажные портландцементы. Поэтому процесс разобщения пластов называют цементированием.

Таким образом, в результате бурения ствола, его последующего крепления и разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции.

Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом.

Сведения о диаметрах, толщинах стенок и марках сталей обсадных труб по интервалам, о типах обсадных труб, оборудовании низа колонны входят в понятие конструкции обсадной колонны.

В скважину спускают обсадные колонны определенного назначения: направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна.

  • Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор, а также для соединения скважины с системой очистки бурового раствора. Кольцевое пространство за направлением заполняют по всей длине тампонажным раствором или бетоном. Направление спускают на глубину от нескольких метров в устойчивых породах, до десятков метров в болотах и илистых грунтах.
  •              Кондуктором обычно перекрывают верхнюю часть геологического разреза, где имеются неустойчивые породы, пласты, поглощающие буровой раствор или проявляющие, подающие на поверхность пластовые флюиды, т.е. все те интервалы, которые будут осложнять процесс дальнейшего бурения и вызывать загрязнение окружающей природной среды. Кондуктором обязательно должны быть перекрыты все пласты, насыщенные пресной водой.
  •              Кондуктор служит также для установки противовыбросового устьевого оборудования и подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор спускают на глубину нескольких сотен метров. Для надежного разобщения пластов, придания достаточной прочности и устойчивости кондуктор цементируется по всей длине.
  • Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 – 300 м и 500 м.
  • Промежуточные (технические) колонны необходимо спускать, если невозможно пробурить до проектной глубины без предварительного разобщения зон осложнений (проявлений, обвалов). Решение об их спуске принимается после анализа соотношения давлений, возникающих при бурении в системе «скважина-пласт».

Промежуточные колонны могут быть сплошными (их спускают от устья до забоя) и не сплошными (не доходящими до устья). Последние называются хвостовиками.

Принято считать, что скважина имеет одноколонную конструкцию, если в нее не спускаются промежуточные колонны, хотя спущены и направление и кондуктор. При одной промежуточной колонне скважина имеет двухколонную конструкцию. Когда имеются две и более технические колонны, скважина считается многоколонной.

Ищи здесь, есть все, ну или почти все