Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

30) нижние штанги могут испытывать продольный изгиб и, как следствие, отвороты и поломки. В таких случаях прибегают к установке «утяжеленного низа», состоящего из 2 - 6 тяжелых штанг или труб общей массой 80 - 360 кг. Это улучшает условия работы нижней части колонны штанг, но одновременно сокращает предельную глубину подвески насоса.

При креплении штанг рекомендованы следующие предельные крутящие моменты:

Диаметр штанг, мм ………………………… 16 19 22 25

Крутящий момент, Н-м …………………….. 300 500 700 1000

Таблица 10.1

Характеристики штанг и муфт

Штанги

Муфты соединительные

Масса, кг

Масса колонны в воздухе, кг/м

Площадь сечения штанги, см2

Диаметр, мм

Длина, мм

диаметр, мм

длина, мм

штанги

муфты

HP

ПО

HP

ПО

HP

ПО

HP

ПО

16

+0,3

- 0,5

8000

±50

38

- 0,8

80

±l

12,93

0,398

1,67

2,01

19

42

82

18,29

0,545

2,35

2,84

22

+0,4

- 0,5

46

90

24,50

0,640

3,14

3,80

25

55

102

31,65

1,150

4,09

4,91

имечанис. HP - нормальный размер, мм; ПО - предельное отклонение, мм

Таблица 10.2

Прочностные характеристики штанг и условия их использования

Сталь

Термообработка

Условия работы в скважине

40

Нормализация

Для легких условий эксплуатации:

малые подвески, отсутствие корродирующей среды с допускаемым приведенным напряжением σ < 70 МПа

20НМ

»

Для средних условий эксплуатации:

с подвесками насосов всех диаметров при

70 < σ < 90 МПа

При откачке коррозионной жидкости σ < 60 МПа

40

Нормализация + ТВЧ

Для тяжелых условий эксплуатации:

(большие подвески и форсированная откачка)

Для насосов 28, 32, 38, 43 мм о ^120 Мпа

Для насосов 56, 70, 95 мм о < 100 МПа

20НМ

Нормализация + ТВЧ

Для особо тяжелых условий эксплуатации:

(искривленные скважины, наличие коррозионной среды, больше подвески)

Для насосов 28, 32, 38, 43 мм σ < 130 МПа

Для насосов 56, 70, 95 мм σ < 110 МПа

Частые спуски и подъемы штанг приводят к увеличению частоты обрывов штанг. Соответствующими инструкциями регламентируются правила хранения, перевозки и сборки штанг и штанговых колонн. 10.4.3. Насосные трубы

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) бывают с гладкими и высаженными (равнопрочные) концами. Трубы с гладкими концами имеют постоянный диаметр по длине и поэтому в местах нарезки под муфтовые соединения несколько ослаблены. Трубы с высаженными наружу концами имеют утолщенные концы в местах нарезки под муфтовые соединения и поэтому повышенную прочность нарезанной части трубы.

По длине НКТ разделяются на три группы: 1 - от 5,5 до 8м; II - 8 - 8,5 м; III - 8,5 - 10 м.

Трубы изготавливаются из сталей пяти групп прочности: Д, К, Е, Л, М. Гладкие трубы и муфты к ним групп прочности К, Е, Л, М, а также все трубы с высаженными концами под вергаются термообработке (табл. 10.3).

Таблица 10.3

Основные показатели групп прочности стали труб

Показатели

Д

К

E

Л

М

Временное сопротивление σв, МПа

650

700

750

800

900

Предел текучести σт, МПа

380

500

550

650

750

Основные характеристики НКТ, применяемых при добыче нефти, приведены в табл. 10.4. Условный диаметр трубы с точностью до нескольких десятых долей миллиметра совпадает с наружным диаметром тела трубы.

НКТ в скважинах, особенно при ШСНУ, несут большую нагрузку. Кроме растяжения от действия собственного веса они подвержены нагрузке от веса столба жидкости, заполняющей НКТ, и иногда от веса колонны штанг при их обрыве в верхней части или при посадке плунжера на шток всасывающего клапана. В искривленных скважинах они подвергаются трению штанговыми муфтами. При больших противодавлениях на устье еще добавляется сила, равная произведению устьевого давления на площадь трубы (в свету). Обычно коэффициент запаса прочности принимают равным 1,3 - 1,5, считая по нагрузке, соответствующей напряжению текучести σт.

Трубы маркируются у муфтового конца. На клейме указываются условный диаметр, толщина стенки (мм), товарный знак завода, группа прочности (буква), месяц и год выпуска. Толщина стенок указывается только для труб 73 и 89 мм, которых может быть две (см. табл. 10.4).

Таблица 10.4

Характеристики насосно-компрессорных труб

Условный диаметр, мм

Толщина стенки, мм

Внутренний диаметр, мм

НКТ гладкие

НКТ равнопрочные

Страгивающая нагрузка (Тс) для резьбового соединения при σ = σт

Нагрузка (Тс) в теле трубы

при σ = σт

Д

К

E

л

м

Д

К

E

Л

м

48

4

40,3

11,87

15,6

17,15

20,3

23,4

21,1

27,9

30,6

36,3

41,9

60

5

50,3

20,8

27,4

30,15

35,6

41,1

33,0

43,4

47,5

56,4

65,1

73

5,5

62

29,4

38,7

42,6

50,5

58,3

44,3

58,3

64,1

75,9

87,6

89

6,5

76

44,6

58,5

64,5

76,25

88,0

63,9

84,1

92,5

109,4

126,2

102

6,5

88,6

45,9

60,8

66,4

78,5

90,6

73,7

97,1

106,8

126,1

145,5

114

7

100,3

56,7

74,6

82,2

97,2

112,1

89,6

117,9

129,7

153,1

176,6

Правильное сопряжение резьбовых соединений НКТ достигается при приложении крутящего момента определенной величины, а именно:

Условный диаметр трубы, мм ..48 60 73 89 102 114

Крутящий момент, Н-м ....500 800 1000 1300 1600 1700 - 2000

Поэтому важно использовать автоматы для свинчивания и развинчивания НКТ со специальным фрикционным регулятором момента.

Недопустим спуск НКТ без смазки резьбовых соединений, а также их транспортировка без предохранительных колец и деревянных заглушек.

Для уменьшения собственного веса труб при необходимости их спуска на большую глубину применяют ступенчатую колонну НКТ с большим диаметром вверху и малым внизу. Для работы в коррозионной среде находят все большее применение НКТ с внутренним покрытием лакокрасками, эмалями или металлическим покрытием из алюминия.