FE-Analyse des Einziehprozesses eines viskoelastischen PE-Liners in ein Steigrohr und des Langzeitverhaltens dieses Verbundes

Abstract

Die Förderung von Erdöl aus Tiefbohrungen erfolgt mit Hilfe von Gestängetiefpumpen. Das Erdöl bzw. das Gemisch aus Wasser und Erdöl wird dabei aus dem Reservoir über ein so genanntes Tubing, das in dem Bohrloch installiert ist, an die Oberfläche geführt. Aus Korrosionsschutzgründen werden in die einzelnen Stahl-Tubing-Segmente eng an den Tubing anliegende Polyethylen-Liner eingezogen.<br />In der vorliegenden Arbeit wird dieser Einziehprozess mit Hilfe der Finite-Elemente-Methode untersucht, sowie das Zeit- bzw.<br />Langzeitverhalten dieses Liner-Tubing-Verbundes unter Berücksichtigung der Betriebstemperatur analysiert.<br />Weiters wird bei einem erweiterten Prozessablauf, bei dem nach dem Einziehprozess eine Zwischenkühlung (Abkühlung auf -40°C) durchgeführt wird, ebenfalls das Langzeitverhalten untersucht.<br />Die Untersuchungen erfolgen durch axialsymmetrische, nichtlineare, temperatur-verschiebungs-gekoppelte FE-Studien. Die Modellierung des Liner-Werkstoffes erfolgt mit Hilfe linearer viskoelastischer Materialgesetze, wobei ein thermorheologisch einfaches Temperaturverhalten (ZTV) des Werkstoffes angenommen wird.<br />Als Ziel dieser Arbeit wird der Einfluss unterschiedlicher Reibkoeffizienten am Kontakt zwischen Liner und Tubing und der Einfluss unterschiedlicher Durchmesserübermaße von Liner zu Tubing gezeigt.<br />Weiters wird der Unterschied des verwendeten Polyethylen-Typs (PE100 und PE-X), sowie der Einfluss der Zwischenkühlung und der Betriebstemperatur auf das Liner-Verhalten dargestellt. Es kann gezeigt werden, dass ein Prozessablauf ohne Zwischenkühlung mit PE-X als Liner-Material zu empfehlen ist. Der Reibkoeffizient hat durch gegenläufig wirkende Effekte nur geringen Einfluss auf die Beanspruchungen des Liner.<br />Bei den in dieser Arbeit vorliegenden Modellannahmen ist die Beanspruchung im Liner unter anderem proportional zum Durchmesserübermaß des Liners. Dieser Parameter ist jedoch auf Grund der Toleranzangaben von Liner und Tubing schwer vorherzusagen.<br />

The support of crude oil from deep wells occurs with the help of subsurface pumps. The oil is led from the reservoir to the surface through a so-called tubing which is installed in the well. To prevent corrosion oversized polyethylen-liners are drawn into the single steel-tubing-segments.<br />In the present thesis this draw-in-process is examined with the help of the finite-element-method, further by considering the operating temperature the time and the long time behavior of this liner-tubing-composite is analyzed.<br />Moreover, the long time behavior by considering a intermediate cooling (cooling to -40°C) after the draw-in process is also examined.<br />The investigations are carried out by axisymmetric, non-linear, coupled temperature-displacement FE-studies. The liner material is modeled by a linear viscoelastic behavior with thermo-rheologically simple (TRS) temperature dependence.<br />As an aim of this thesis the influence of different friction coefficient of the contact between liner and tubing and the influence of different diameter-oversizes of the liner is shown. Furthermore, the influence of the used PE-type (PE100 and PE-X), as well as the influence of the intermediate cooling and the operating temperature on the behavior of the liner is shown.<br />It can be shown that a process without intermediate cooling and with PE-X as liner-material is recommended. Because of different effects compensating each other, the friction coefficient has only low influence on the stresses of the liner.<br />Based on the present model assumptions, the stresses in the liner is amongst others proportional to the diameter oversize of the liner.<br />However, this parameter is difficult to predict because of the given tolerance data of liner and tubing.