РД 39-1*306*79

Министерство нефтяной промышленности Всесоюзный научно-исследовательский институт разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб (ВНИИТнефть)

Азербайджанский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (Аэкжпжнефть)

ИНСТРУКЦИЯ

по расчету колонн насосно-компрессорных труб

РД 39-I-306-7S

Куйбышев 1980

ДЛЯ Г880ВЫХ скважин

Рит- 0,0345f (L’Z)~    Г    *    Р    *№■^'    <⁷⁾

^е*^Р"~Тфт

Допускается принимать L = Н.

б.    При освоении скважины (рис. 1,г,д)

Рниг ~ Рс * № (]Гс ~ Уь) % ■    (8)

в.    В процессе эксплуатации с пакером в момент закрытия клапана-отсекателя в нижней части колонны

Phhz ~ Рну * W (j'н~ fo) % *

где р_Иу - затрубное устьевое давление (возможное при нарушении герметичности пакера или колонны). Для газовых скважин у*_б ~ 0.

2.2.4.    Расчет колонн производят по наибольшему из значений наружного избыточного давления р_них , полученному из формул (6)-(8) (колонны бее пакера) и (8), (9) (колонны с пакером).

Осевая нагрузка

2.2.5.    В общем случае осевую растягивающую нагрузку определяют по теоретическому весу спущенной колонны. Для лифтовых колонн, устанавливаемых с гидравлическим пакером, растягивающую нагрузку определяют по максимальному ее значению (в момент раскрытия пакера). Участок лифтовой колонны над пакером может быть подвержен действию осевой с.имеющей нагрузки.

а. В общем случае осевую растягивающую нагрузку в верхней части произвольной j -й секции определяют по формуле

Qp/

Если колонну испытывают на герметичность,

QpJ^wР'ьиъ^в •

б.    Осевую растягивающую нагрузку в верхней части произвольной J -й секции колонны, устанавливаемой с гидравлическим паке-ром, определяют по формулам:

при установке пакера

Qpj ~ Р, * Рп

при извлечении пакера

*&*&№***■ ⁽¹³⁾ Дополнительная осевая нагрузка ЛЦ. определяется техническими характеристиками пакера.

в.    Осевую растягивающую нагрузку на колонну при установке механического пакера определяют по формуле (10), а сжимающую

Qc (в сечении I =/?) - по формуле

Qc ~ Q раз •    (14)

г.    Осевую растягивающую нагрузку на колонну при установке гидромеханического пакера определяют по формуле (12), а осевую сжимающую - по формуле (14).

д.    Осевую нагрузку, действующую на колонну с пакером в процессе эксплуатации скважины, определяют из выражения

^р/~⁽¹⁵⁾

где

а,- Чрзз * H_t ♦0,0235h (D%-d²r,) - 0,47p_hq>d^S; tie)

2.2.8. Расчетную растягивающую нагрузку для колонн, устанавливаемых с гидромеханическим пакером, определяют по максимальному из значений, рассчитанных по формулам (12) или (II) и

(15) , расчетную сжимающую - соответственно по формулам (14) и

(16) .

2.3. ФОРМУЛЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ ТРУБ. КОЭФФИЦИЕНТЫ ЗАПАСОВ ПРОЧНОСТИ

Расчет на растяжение

2.3.1. Осевую растягивающую (страгивающую) нагрузку, при которой в резьбовом соединении гладких труб по ГХТ 633-63 напряжения достигают предела текучести, определяют по формуле Яковлева-Шумилова

Qcrp ~

средний диаметр сечения по впадине первого полного витка резьбы (в основной плоскости), см;

D_c = D-2k-6 ;

k - глубина резьбы, см;

в - толщина стенки трубы по впадине того же витка, см;

£    -    длина резьбы с полным профилем (до основной плоско

сти), см;

ос - угол между опорной поверхностью резьбы и осью трубы, равный 60°;

f - угол трения, принимаемый в расчете равным 7° •

I]    -    коэффициент    разгрузки.    Т}    =    в/(Ь+ 6).

Численные значения Q_crfi приведены в табл. 2 приложения I.

2.3.2. Расчет на растяжение равнопрочных труб с высаженными наружу концами по ГОСТ 633-63 производят исходя из прочности тела трубы:

4-6502

Qlt = П DS<S_T .

Численные значения растягиваадей нагрузки Ц_т приведены в табл. 3 приложения I.

2.3.3.    Для труб с резьбой трапецеидального профиля типа НКМ страгивающие нагрузки приведены в табл. 4 приложения I.

2.3.4.    Безмуфтовые трубы типа НКБ1 имеют соединение, обладающее большей прочностью, чем тело гладкой части трубы, поэтому расчет ведут исходя из прочности тела трубы по формуле (21).

2.3.5.    Растягивающая нагрузка, определенная по формулам (I0MI3) и (15), не должна превышать допускаемого значения [QJ. Доя равнопрочной конструкции труб [Q] ~ Q _т/п,, неравнопрочной конструкции L0J = Ц_С1р/^1 *

Коэффициент запаса прочности для вертикальных скважин /?у принимают равным 1,3.

Для наклонно направленных и искривленных скважин коэффициент запаса прочности определяют в зависимости от интенсивности искривления d₀ по рис. 2, 3.

Расчет на избыточное давление

2.3.6. Внутреннее избыточное давление, при котором наибольшие напряжения в трубе достигают предела текучести, определяют по формуле

р_т - 0,875-286_T/D.

Избыточное внутреннее давление не должно превышать допускаемого значения, т.е. Рмх ^ Рт/^г • Коэффициент запаса прочности П,£ принимают равным 1,32. Численные значения р_т приведены в табл. 5 приложения I.

2.3.7, Наружное избыточное давление, при котором наибольшие напряжения в трубе достигают предела текучести, определяют по формуле Г-М.Саокисова

Ршс. 3. Коэффициенты -чапасл прочности ТVI* * МИЛОННО направленных и искривленных скважинах:

a - группы прочности В; б - группы прочности Л; в - группы прочности М

	1C РД 39-1-306-79
о 1 гг и s в /нтенсибмость ииривленив «„spodt^ct но Юм О

О 1    2    3    О    X    6 интенсивность искривления <*. /рас^сой но Юм в

где Кmin ⁼ $min/D> К о ' &о/В> Е ⁼ 2,1'10⁶кгс/см^г (для стали);

бр - предел пропорциональности, который принимают

равным пределу текучести материала труб, кгс/см^; $/Ып, &о “ расчетные толщины, определяемые по формулам

$т1л ⁼ 0,д?5$ ;    $0    =    $*0,66?\»'

•2 ~ fio/S mLn.%

А - положительный допуск на наружный диаметр, Я; в - овальность.

Значения р_кр , рассчитанные по формуле (23), приведены в табл. 5 приложения I.

Избыточное наружное давление не должно превышать допускаемого значения, т.е. р_них    р_пр/п₃ .

Коэффициент запаса прочности п$ принимают равным 1,15.

Расчет на прочность с учетом наружного избыточного давления

2.3.8. При совместном действии растягивающей осевой нагрузки и наружного сминающего давления условие прочности для тела трубы определяют из выражения

Яр .    s    .    (24)

А ⁺    *    Л,

Расчет на устойчивость

2.3.9. Критическую сжимающую нагрузку, при которой колонна подвергнется продольному изгибу, определяют из выражения

а_кр-3,35\Щ^Г.    (25)

2.3.10. Для свободно подвешенной колонны критическую скорость движущейся жидкости (газа) определяют из выражения

V_Kp ^2,5sj- \Ij I! - % _ж    т F, f.

5-6502

где $_e=0,1j>xf_s; <f* = 0,1y_mF;

При этом длина колонны должна быть больше

L = 4,18%- ^Е г ) '    (27)

'|(^ ~ fy* * А ^т^в )

Примечания:

1.    Для колонн, составленных из труб разных диаметров и толщин стенок, значения (J_b/ F_t F_s, FJ, входящие в формулы (25)-(27), принимают для первой снизу секции колонны.

2.    Потери давления А_т допускается определять из зависимости

Л РзэЬ - рбур - 0,1 г* V    (28)

⁼    L

2.3.II. Условие прочности для изогнутого участка нижней части колонны над пакером (%-h) определяют из выражений:

а. При установке механического или гидромеханического да-кера

б. В процессе эксплуатации скважины при 0_L1 > О

[рвиу * 0,1 (Уе~Ун)hiD . й/ . 0,2г _г

-Ts-'77

* (Рену + 0,1 у_R к) F, - 0,1 у_н hF_H]^ вт/п, , (30)

где Q₁ определяют по формуле (16);

Рему ~ ^по Формуле (I) или (2).

Для равнопрочных труб F₀ и W₀ принимают равными соответственно F и W.

Значения F_0yF, W₀ и W приведены в табл. 6 приложения I.

Расчет удлинения колонны

2.3.12. Удлинение свободно подвешенной колонны, погруженной в жидкость, определяют по формулам:

а. Колонна состоит из труб одного диаметра с одной толщиной стенки

^А = ⁽³¹⁾

б. Колонна состоит из труб двух диаметров или из труб с двумя толщинами стенок

в. Колонна состоит из труб одного диаметра с одной толщиной стенки и находится под действием устьевого давления (например, в период установки гидравлического пакера)

4 = [j-2_Tb (1    .    из)

г. Колонна состоит из труб двух диаметров или из труб с двумя толщинами стенок и находится под действием устьевого давления

4 =4/ *    (^±1 , , ₍₃₄₎

где Л у определяют по формуле (31); jll =0,3;

Qy, ~ ^{вес т}РУ^б нижней и верхней частей колонны, кгс;

Fi, F2 ~ средние площади сечений труб нижней и верхней частей колонны, см²;

Инструкция содержит методики определения действующих нагрузок и прочностных расчетов колонн насосно-компрессорных труб для различных способов эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин. Кроме того, даны методики расчета колонн при различных способах воздействия на пласт и при освоении скважин.

Инструкция предназначена для предприятий нефтяной и газовой промышленности.

Разработана Всесоюзным научно-исследовательским институтом разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб совместно с Азербайджанским научно-исследовательским и проектным институтом нефтяной промышленности.

Составители: А.Е.Сароян (Азнмлинвфть), С.А.Уланова,

В.И.Белоцерковский, В.Ф.Кузнецов, В.Н.Пчелкиы (ВШИТнефть).

Утверждена заместителем министра нефтяной промышленности

Э.М.Халимовым 25.12.1979 г.

(С) Всесоюзный научно-исследовательский институт разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб, I98C.

FbU /в2 - средние площади проходных каналов труб нижней и верхней частей колонны, см^;

L_f , 1*2    ~    длины    нижней и верхней частей колонны, м.

2.4. МЕТОДИКА РАСЧЕТА ЛИФТОВЫХ КОЛОНН

2.4.1.    Расчет производят для колонн одноступенчатых (состоящих из труб одного диаметра) и многоступенчатых (состоящих из труб нескольких диаметров). Каждая ступень может включать несколько секций, в которых трубы отличаются группой прочности и толщиной стенки.

2.4.2.    Диаметр лифта и длину ступеней выбирают с учетом условий эксплуатации и технологичесгах ограничений.

2.4.3.    Затем подбирают трубы для I-й секции колонны. Для этого по формуле (5) определяют значения р'_виг при z = L и по табл. 5 приложения I находят выбранные трубы с р_т^> П₂ р'виь*

2.4.4.    Длину I-й (нижней) секции колонны, устанавливаемой с гидравлическим или гидромеханическим пакером, определяют из выражения

® стр 1 /п*1 " 0.д

*

где Qft большее из значений p_nF& или A Q. .

Длины последующих секций ( J. & 2) будут равны

QcTpj/ni    ~    б    д

а

Значение F_s принимают по нижней секции рассматриваемой ступени. Например, при расчете I-й ступени двухступенчатой колонны F_s равна площади проходного канала труб I-й (нижней) секции, при переходе к расчету труб 2-й (верхней) ступени F₆ принимают по площади проходного канала нижних труб этой ступени.

Примечание. Если колонну испытывают на герметичность, значение 0,$ в формулах (35) и (36) принимают равным большему из значений p'_Btn f_в    или A Qi .

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ ПО РАСЧЕТУ КОЛОНН НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ РД 39-1-306-79

Вводится впервые

Приказом Министерства нефтяной промышленности )* 21 от II.01.1980 г. срок введения установлен с 20.03.1980 г.

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    Расчет колонн насосно-компрессорных труб (лифтовых колонн) производят с учетом максимальных действующих нагрузок.

В инструкции приведены способы определения этих нагрузок и методики расчета колонн для основных моментов эксплуатации.

1.2.    В результате расчета определяют конструкцию лифтовой колонны (толщины стенок, группы прочности, типы соединений труб по секциям и длины этих секций). При этом заданными считаются внутренний диаметр труб, глубина спуска колонны и технологические ограничения на ее конструкцию. Нормативные документы по выбору диаметра труб и глубины спуска колонны разработаны ВНИИнефть.

1.3.    В формулах приняты следующие основные обозначения:

Глубина скважины, м    Н

Интенсивность искривления сквакины, градусов на 10 м    Л₀

Расстояние от устья скважины, м:

-    до места установки пакера    h

-    до уровня подъема жидкости в момент ее продавливая ия при компрессорном способе эксплуатации    h₀

-    до уровня жидкости в скважине при насосной

эксплуатации скважин    (₀

-    до рассматриваемого сечения колонны насоснокомпрессорных труб    X

Длина лифтовой колонны, м    L

Длина L -й секции лифтовой колонны, м    ^

Удельный вес газа по воздуху (относительный)    f

Удельный вес, гс/см³:

-    насосно-компрессорных труб

-    жидкости в колонне

за колонной

-    жидкости, закачиваемой в скважину при освоении

-    опрессовочной жидкости

-    нагнетаемой -"-

-    жидкости гидроразрыва

-    песчано-жидкостной смеси при гидропескоструйной перфорации

Теоретический вес I м, кгс:

-    лифтовой колонны

-    жидкости внутри колонны

в кольцевом пространстве между насосно-компрессорными трубами и штангами

-    кабеля при эксплуатации электро погружными насосами

-    песчано-жидкостной смеси в колонне при гидропескоструйной перфорации

-    хвостовика

2

Давление, кгс/см :

-    избыточное внутреннее на глубине 2

-    избыточное наружное на глубине *

-    на буфере в процессе работы скважины

-    на забое

-    пластовое

-    внутреннее избыточное на устье (при закрытом устье)

-    на устье при освоении скважины

-    при опрессовке колонны

-    на буфере в момент установки гидравлического или гидромеханического пакера

-    пусковое при компрессорной эксплуатации

-    нагнетания на устье

-    гидроразрыва на устье

-    на устье при гидропескоструйной перфорации

-    избыточное внутреннее, при которок напряжение

в теле трубы достигает предела текучести    р_т

-    критическое избыточное наружное, при котором напряжения в теле трубы достигает    предела текучести р_Кр

Потери давления жидкости внутри колонны на единицу ее длины, жгс/см^.м    А_г

Нагрузка, кгс:

-    растягивающая осевая    Qp

-    осевая, связанная с влиянием температуры и давления

-    осевая сжимающая от веса колонны, передаваемого

на пакер    фраз

-    страгивающая    Qcjp

-    допустимая осевая    [QJ

-    осевая растягивающая, при которой напряжение в

теле трубы достигает предела текучести    Q_T

-    критическая снимающая, при которой нижняя часть

колонны изогнется    Q_Kp

-    осевая, связанная с извлечением    пакера    AQ

Вес, кгс:

-    штанговой колонны    С[_шт

-    электропогружного насоса    Q„

-    хвостовика колонны    Q _хе

Температура, °К:

-    газа на устье    Густ

-    -"- на забое    Г_за$

Коэффициент линейного расширения    материала    труб, I/°C    а

Скорость движения жидкости (газа)    в    колонне,    м/с    V

Критическая скорость движения жидкости (газа),

при которой колонна изогнется, м/с

Площадь, см²:

-    поперечного сеченжя    труб    (кольцевого)    F

-    по наружному диаметру    труб    F_H

-    проходного канала труб

2-6502

-    опасного сечения труб (по основной    плоскости резьбы) F₀

-    сечения штанговой    колонны    (средняя)    F_Ш1

-    плунжера    Fп

Осевой момент сопротивления, см³:

-    сечения тела трубы    W

-    опасного сечения трубы (по основал плоскости резьбы) \Л/₀

Осевой момент инерции сечения тела трубы,    см^    Z/

Модуль упругости материала труб, кгс/см1    Е

Зесткость труб, кге-м¹    EJ

Предел текучести материала    труб,    кгс/см^    б_т

Коэффициент Пуассона    ji

Номинальные размеры насосно-компрессорной трубы, см:

-    наружный диаметр    Ъ

-    внутренний    d

-    толщина стешш    $

Удлинение колонны, м    А

Зазор между обсадной и лифтовой колоннами,    см    Г

Коэффициент сжимаемости газа (Инструкция по исследованию газовых    скважин. -    М.:    Недра, 1974)    Ш

Коэффициент запаса прочности:

-    на    растяжение    Л/

-    на    внутреннее    давление    п₂

-    на    наружное    П₃

Давление на устье при установке дакера Величина разгрузки колонии на пакер Расстояние от устья скважины до места установки пакера Температура в скважине на устье и на забое до начала и в процессе эксплуатации скважины

Удельный вес жидкости внутри колонны и в межтрубном пространстве :

при освоении;

при испытании на герметичность;

в процессе эксплуатации

Средняя скорость движения жидкости (газа)

2.2. ДЕйСТВУПЦИЕ НА КОЛОННУ НАГРУЗКИ Внутреннее (избыточное) давление

2.2.-I. Внутреннее избыточное давление определяют как разность внутреннего и наружного давлений, установленных для одного и того же периода времени, в следующих случаях;

а. 3 колонне с пакером при закрытом устье (рис. 1,а) для нефтяных скважин

Рвмж ~Рпл ~ Wft Н * 0*11 ft ~Т^Н) * * для газовых скважин

^Рвиг- о,ойьг(н - ж)' ¹Т»^г ’    ⁽²⁾

ехр -у^л----

• Ср ^г П

___ г _ Туст * Тза5

^где 'ср 2

Наибольшее значение р_АИ1 = р_в*у будет при 2 = 0.

Для удобства расчета р_би1 по формуле (2) в приложении 5 приведены значения показательной функции.

Примечание. Расчет знаменателя в формуле (2) можно производить по упрощенной формуле ехр [0,1 10 ³ f(H‘t )].

б.    При освоении скважин (рис. 1,в)

Pc*0,l(j'_c-y_h)Z.    (3)

В формуле (3) J_c принимают одинаковым по всей длине колонны. При закачке газа у_с - 0.

в.    При установке гидравлического пакера

Рмг=Рп +0>1(Гз- Jm)*-    (4)

2.2.2. Расчет колонны по внутреннему избыточному давлению производят из условия испытания колонны на герметичность по формуле

Ранг ~    1    рвиу    *    0*1    (fon ~ д'н) ^ ?    (5)

где /Эдну - максимальное из давлений, рассчитанных по формулам (I)—(4)    для устья скважины при Z - 0,

Примечание. Минимальное избыточное внутреннее давление на устье скважины при испытании колонны на герметичность р_оп должно быть не Hfte 120 кгс/см².

Наружное (избыточное) давление

2.2.3. Наружное избыточное давление определяют как разность наружиого и внутреннего давлений, установленных для одного и того же периода времени, в следующих случаях:

а. В процессе эксплуатации без пакера (рис. 1,6) для нефтяных скважин

Рннг ~ Рзаб ~"рбуф) £ ⁺ РЬу(р\ 9    (6)

где ТГ_Ж = Га - Jh ;

1

ФОНТАННЫЙ СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ

2.1. ОСНОВНЫЕ ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА Конструкция эксплуатационной колонии

Интервалы искривленных участков профиля скважины и интенсивность искривления на этих участках

Диаметр, длина лифтовой колонны и другие технологические ограничения на колонну Глубина скважины

Наибольшее давление на устье при освоении скважины Буферное, забойное и пластовое давления в эксплуатируемой скважине