Подбор и расчет компоновки насосно-компрессорных труб для нефтяных скважин

Из ГОСТ 633-80 – «Геометрические параметры насосно-компрессорных труб» (Приложение 3) берем НКТ (Рисунки 6.1 и 3.2) с условным диаметром 48 мм, который имеет следующие параметры:
Dвнр = 60,3 – 10 = 50,3 мм – внутренний диаметр трубы под резьбой;
B = 3,588 мм – толщина тела трубы под резьбой;
S = 5 мм – номинальная толщина трубы;
h = 1,41 мм – высота резьбы;
α = 600 - угол профиля резьбы;
 = 90 – угол трения, для стальных труб;
l = 29,3 мм – длина резьбы, м.
Рисунок 1.1- Гладкая труба и муфта к ней.
Рисунок 1.2 - Конструкция резьбового соединения труб и муфт
1 - конец сбега резьбы; 2 - нитки со срезанными вершинами;
3 - основная плоскость; 4 - линяя среднего диаметра резьбы.
Определим средний диаметр тела трубы под резьбой в ее основной плоскости по формуле
Dср = Dвнр + B = 50,3 + 2,59 = 53,88 мм = 53,88 ∙10-3 м м.
B = S – h = 5 - 1,41 = 3,59 мм – толщина тела трубы под резьбой, м;
Определим поправку Шумилова по формуле 6.3
η=BB+S=3,593,59+ 5= 0,418
σт = 552 МПа – предел текучести для материала труб группы прочности Е (Приложение 4).
Страгивающая нагрузка 1-ой секции (снизу) для НКТ с условным диаметром 48 мм определим по формуле 6.1
РСТ1 =3,14∙53,89 ∙0,001∙3,59∙0,001∙552∙1061+0,418∙53,89 ∙0,001ctg(60+9)2∙0,0293= 232044 H=232 кН
Максимальная растягивающая нагрузка при подвеске оборудования массой М на колонне НКТ составляет
Рmax1 = g∙L∙q1 + M∙g = 9,81(2857 ∙ 6,96 + 4200) = 236,271 кН,
где L = Нскв = 2857 м,
q1 = 6,96 кг/м – масса погонного метра трубы с муфтами (Приложение 3) 1-ой секции (снизу)