Техническое перевооружение цеха по ремонту насосно-компрессорных труб (стр. 2 из 11)

Условный наружный диаметр: 60; 73; 89; 114мм

Наружный диаметр: 60,3; 73,0; 88,9; 114,3мм

Толщина стенки: 5,0; 5,5; 6,5; 7,0мм

Группы прочности: Д, К, Е

Насосно-компрессорные трубы гладкие и муфты к ним диаметром 73 и 89мм поставляются с треугольной резьбой (10 ниток на дюйм) или трапециидальной (НКМ, 6 ниток на дюйм) резьбой.

Насосно-компрессорные трубы гладкие и муфты к ним диаметром 60 и 11 мм поставляются с треугольной резьбой.

Длина труб:

Исполнение А: 9,5 – 10,5м.

Исполнение Б: 1 группа: 7,5 – 8,5м; 2 группа: 8,5 – 10м.

По требованию трубы могут изготовляться – до 11,5м.

Для выпуска насосно-компрессорных труб используются бесшовные горячедеформированные трубы.

Перед нарезкой резьбы, насосно-компрессорные трубы проверяются магнитоиндукционным прибором неразрушающего контроля.

Геометрические размеры, масса труб по ГОСТ 633-80. По требованию заказчика трубы могут изготовляться с отличительной маркировкой групп прочности труб по ТУ 14-3-1718-90. Проводятся обязательные испытания: на сплющивание, на растяжение, гидродавление.

Трубы могут также изготовляться по следующим ТУ:

ТУ 14-161-150-94, ТУ 114-161-173-97, АРI 5СТ. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним сероводородостойкие и хладостойкие. Трубы имеют повышенную стойкость к коррозионному разрушению при солянокислотной обработке скважин и являются хладостойкими до температуры минус 60С. Трубы изготовляются из стали марок: 20; 30; ЗОХМА. Испытания: на растяжение, на ударную вязкость, на твёрдость, гидроиспытание, сульфидное коррозионное растрескивание в соответствии с NACE TM 01-77-90.

ТУ 14-161-158-95. Трубы насосно-компрессорные типа НКМ и муфты к ним с усовершенствованным узлом уплотнения. Трубы гладкие, высокогерметичные типа НКМ и муфты к ним с усовершенствованным узлом управления, применяемые для эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Группа прочности Д. Методы испытаний по ГОСТ 633-80.

ТУ 14-161-159-95. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним в хладостойком исполнении. Трубы гладкие, высокогерметичные группы прочности Е, предназначены для обустройства газовых месторождений северных районов Российской Федерации. Испытания: на растяжение, на ударную вязкость. Остальные методы испытаний по ГОСТ 633-80.

API 5CT групп: H40, J55, N80, L80, C90, C95, T95, P110 с нанесением монограммы (лиц. 5CT-0427).

Таблица.1. Насосно-компрессорные стальные трубы ГОСТ 633-80 — Сортамент

Группа прочности	Условный наружный диаметр, мм	Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Длина, м
Д, К, Е	60	60,3	5,0	Исполнение А:
Д, К, Е	73	73,0	5,5	9,5 – 10,5
Д, К	7,0	Исполнение Б:
Д, К, Е	89	88,9	6,5	1 группа — 7,5 – 8,5
Д, К, Е	114	114,3	7,0	2 группа — 8,5 – 10

Таблица.2.Насосно-компрессорные трубы. Механические свойства

Группа прочности	Временное сопротивление, Н/мм2 (min)	Предел текучести, Н/мм2	Относительное удлинение, % (min)
Д, исп.А	655	379 – 552	14,3
Д, исп.Б	638	373	16
К	687	491	12
Е	689	552 – 758	13

2.2Устройство и применение НКТ.

Конструктивно насосно-компрессорные трубы представляют собой непосредственно трубу и муфту, предназначенную для их соединения. Также существуют конструкции безмуфтовых насосно-копрессорных труб с высаженными наружу концами.

Рис.1.Гладкая высокогерметичная труба и муфта к ней - (НКМ)

Рис.2.Гладкая насосно-компрессорная труба и муфта к ней

Рис.3.Насосно - компрессорная труба с высаженными наружу концами и муфта к ней- ( В )

Рис.4.Насосно - копрессорные трубы безмуфтовые с высаженными наружу концами – НКБ

Рис. 5 Примеры соединения труб НКТ зарубежного производства

2.3 Применение НКТ

Наиболее распространённое применение НКТ в мировой практике нашло при штанговом насосном способе добычи нефти, который охватывает более 2/3 общего действующего фонда.

В России станки-качалки выпускаются по ГОСТ 5866-76, устьевые сальники - по ТУ 26-16-6-76, НКТ - по ГОСТ 633-80, штанги - по ГОСТ 13877-80, скважинный насос и замковые опоры - по ГОСТ 26-16-06-86.

Возвратно-поступательное движение плунжера насоса, подвешенного на штангах, обеспечивает подъем жидкости из скважины на поверхность. При наличии парафина в продукции скважины на штангах устанавливают скребки, очищающие внутренние стенки НКТ. Для борьбы с газом и песком на приеме насоса могут устанавливаться газовые или песочные якоря.

Рис. 2.3 Скважинная штанговая насосная установка (УСШН)

Скважинная штанговая насосная установка (УСШН) состоит из станка-качалки 1, оборудования устья 2, колонны НКТ 3, подвешенных на планшайбе, колонны насосных штанг 4, штангового насоса вставного 6 или невставного 7 типа. Вставной насос 6 крепится в трубах НКТ с помощью замковой опоры 5. Скважинный насос спускается под уровень жидкости.

2.4 Характерные отказы НКТ

Одной из характерных особенностей современной нефтегазодобычи является тенденция к ужесточению режимов эксплуатации скважинного оборудования, в том числе и трубных колонн. Трубы нефтяного сортамента, прежде всего насосно-компрессорные (НКТ) и нефтепроводные, в процессе эксплуатации особенно интенсивно подвергаются коррозионно-эрозионному воздействию агрессивных сред и различным механическим нагрузкам.

По данным промысловой статистики, доступным на сегодняшний день, количество аварий с НКТ в ряде случаев достигает 80% от общего числа аварий скважинного оборудования. При этом затраты на ликвидацию неблагоприятных последствий коррозионных разрушений составляют до 30% от затрат на добычу нефти и газа.

Рис. 2.4 Распределение отказов с НКТ по видам

В большинстве случаях «доминирующими» – порядка 50%, являются отказы НКТ, связанные с резьбовым соединением (разрушение, потеря герметичности и т.д.). По данным Американского нефтяного института (API) по причине разрушения резьбовых соединений количество аварий НКТ составляет 55%. На рис..3.4 представлена диаграмма распределения отказов с НКТ по видам.

Это свидетельствует об актуальности проблемы повышения коррозионной стойкости и долговечности труб нефтяного сортамента. Приобретая насосно-компрессорные трубы (НКТ), потребитель, главным образом, интересуется их сроком службы, способностью противостоять воздействию эксплуатационной среды. При этом большое значение уделяется резьбовому соединению – паре «труба-муфта».

Обрывы труб по резьбе и телу происходят вследствие:

- несоответствия используемых труб условиям эксплуатации;

- неудовлетворительного качества труб;

- повреждения резьбы из-за отсутствия предохранительных элементов;

- применения несоответствующего или неисправного оборудования и инструмента;

- нарушения технологии проведения спуско-подъемных операций или износа резьбы при многократном свинчивании - развичивании;

- усталостного разрушения по последней нитке резьбы, находящейся в сопряжении;

- применения в колонне элементов или соединений, не соответствующих техническим условиям и стандартам;

- действия определенных усилий и факторов, обусловленных особенностями способа эксплуатации скважин (вибрацией колонны, истиранием ее внутренней поверхности штангами и т.п.).

Для скважин, оборудованных электропогружными установками, наиболее часто встречающимися авариями является срыв резьбового соединения в нижней части колонны НКТ, испытывающей воздействие работающего агрегата.

Для предотвращения указанных аварий рекомендуется тщательно крепить резьбовые соединения труб, находящихся в нижней трети колонны, а также использовать в этой части лифта трубы с высаженными наружу концами, крутящий момент для свинчивания которых в среднем в два раза превышает момент свинчивания для гладких труб.

Для фонтанного и глубиннонасосного способов добычи наиболее характерна аварийность с трубами в верхних интервалах лифтов как наиболее нагруженных. В первом случае это связано с раскачиванием подвески при прохождении газовых пачек и значительными растягивающими нагрузками от массы колонны, а во втором - с периодическим удлинением колонны и большими растягивающими усилиями.

Для предотвращения данных аварий рекомендуется в верхних интервалах лифтов использовать гладкие НКТ повышенных групп прочности или применять трубы с высаженными наружу концами.

Негерметичность резьбовых соединений под воздействием внешнего и внутреннего давления может быть вызвана следующими причинами:

- повреждением или износом резьбы;

- нарушением технологии проведения спуско-подъемных операций;

- применением труб, не соответствующих условиям эксплуатации и способу добычи;

- неправильным выбором смазки.

Обрыв труб и их негерметичность могут быть вызваны коррозией: точечной коррозией внутренней и наружной поверхности, коррозионным и сульфидным растрескиванием под напряжением и т.д. Рациональные способы борьбы с коррозией глубинного оборудования выбирают в зависимости от конкретных условий эксплуатации месторождений.

2.5 Расчёт НКТ на прочность

Прочностной расчёт насосно-компрессорных труб (НКТ):