Труба нкт: оптимальное решение для газогонных и нефтеносных скважин

Трубы, применяемые в нефтедобыче (НКТ, бурильные, обсадные, для нефтепромысловых коммуникаций)

⇐ ПредыдущаяСтр 25 из 40Следующая ⇒

Насосно Компрессорные Трубы — НКТ-для добычи жид-ти и газа из скважины и проведения различных ремонтных работ , бывают с гладкими и высаженными( равнопрочными) концами. По длине НКТ на 3 группы : 1 от 5,5до 8 м; 2от 8-8,5 м; 3от 8,5-10 м.

Изготавл-т из сталей 5 групп прочности (в порядке возрастания ): Д,К,Е,Л,М. Все НКТ и муфты к ним , кроме гладких группы прочности Д, подверга-ся Т/О. Усл. Обозначение труб должно включать; тип трубы(кр. гладких), усл. D, толщину стенки, группу прочности и обозначение стандарта. На наруж. И внутрен. Поверхности не должно быть раковин, расслоений, трещин.

Заварка, зачеканка, заделка деф. Не допускается. Трубы маркируются у муфтового конца. На клейме укз-ся усл.d, толщина стенки, товарный знак завода , группа прочности, месяц и год выпуска. Для уменьшения собст. Веса труб при необ-ти их спуска на большую глубину примен-т ступенчатую колонук НКТ с малым d-ром внизу и большим вверху. мм. Обычно 73, 60, 89 мм.

Резьба конус 1:16 Виды НКТ: легкосплавные, гибкие, непрерывные, стальные.

Обсадные- для крепления стенок скв. после бурения и разобщения нефтеносных, газоносных и водоносных пластов. Изгот. Из сталей групп прочности С,Д,К,Е,Л,М, ,Длина труб то 9,5 до 13 м с нормальной и удлиненной резьбой. В комплекте м.б.

не> 20% труб длиной 8-9,5 и не > 10% длиной 5-8 м.НА кажд. Трубе на расс-ии 40-60см от ее конца, свободного от муфты наносится клеймо с указанием усл.d, гуппы проч-ти, длины резьбы, толщины стенки , тов. Знак завода изготовителя, месяц и год выпуска. мм.

Резьба 1:32

Бурильные-для передачи вращения долоту(при роторном бурение )и восприятия реактив. Момента двигатедя при бурении с забоя двигателями, создания нагрузки на долото, подачи бур. Раствора на забой скв. Для очистки его от разбуренной породы и охлаждения долота, подъема из скв. Изнош. Долота и спуска нового.

Обратите внимание

Бурил. Трубы отличаются повышенной толщиной стенки и имеют коническую резьбу с обеих сторон. Трубы соед-ся с помощью бурильных замков. Для обеспечения проч-ти резьб соед=ые концы труб делают утолщенными. По способу изготовления м.б.

цельными и приварными соед-ми концами. У цельных труб утолщение концов м.б. обеспечено высадкой внутрь или наружу. При глубоком бурение исп-т стал. И легкосплав. Бурил. Трубы с номин.d 60, 73,89,102,114,127,140мм.

Толщина стенки труб сост-т от7 до 11 мм, а длина 6;8;11,5.

Наряду с обычными исп-т Утяжеленные бур. Трубы(УБТ). Их назна_м явл. Создание нагрузки на долото и повышение устойчивости ниж. Части бурил. Колоны. — открытый ствол.

Бывают стальные, утежелённые, гибкие, непрерывные, легкосплавные. Резьбы крупная, ставится на замок, конусная резьба, 1:8

2. Какие сплавы называются: 1) однофазными, 2) твердыми растворами внедрения, 3) твёрдыми растворами замещения

Однофазные —состоящие из одной фазы.

Твердые растворы –вещества или фазы, у которых один из элементов сплавов сохраняет свою крист. решетку, а атомы другого располагаются в решетке первого (растворителя), изменяя ее размеры .т.о. тв. ра-р, состоящий из 2-х или > элементов имеет один тип крист. решетки.

При образовании твердого раствора внедрения атомы растворенного элемента располагаются в междуфазие (в пустотах кристаллической решетки в растворителе).

Разместиться в таких пустотах могут атомы с малыми размерами. Но и у этих элементов размер атомов превышает размер пустот или пор. Поэтому решетка искажается и в них возникают напряжения.

Поэтому концентрация твердого раствора внедрения редко превышает 1-2%.

При образование твердого раствора замещенияатомы растворенного элемента замещают часть атомов растворителя в его решетке. Размеры атомов растворенного элемента всегда отличаются от размеров атомов растворителя, поэтому крист. решетка растворителя искажается, не утрачивая при этом своего основного строения. Твердые растворы замещения м.б. ограниченными и неограниченными.

Условие образования неорганических твердых растворов

— Элементы должны обладать одинаковыми типами крист. решетки

— Различие в атомных радиусах д.б. незначительными и не > 8-10%

— Элементы должны принадлежать к одной и той же периодической системе Эл-тов или смежным родственным группам

при большом различии атомных радиусов возникает сильное искажение крист. решетки — накопление в решетке упругой энергии и при достижении искажений предельной величины, наступает предел растворимости.

3.Ультразвуковые средства диагностики.

Ультразвуковые волныf=20 кГц — 1000 МГц;

Важно

Основаны на измерение амплитуды и частоты отраж. сигнала при прохождении ч/з материал

Достоинства:не зависит от св-в материала, высокая чувствительность

Недостатки:необходимость обеспечивать плотный контакт датчика с поверхнотью материала

Для этого устана-т м/у пов-тью мат-ла и датчика промежуточное тело с низкими жесткостными св-ми

Исп-ся для анализа дефектов типа “ неоднородность мат-ла”, “потери мет”

Существует множество методик УЗКонтроля, наиболее часто встречаются:

эхо-метод, теневой и зеркально-теневой методы контроля. Эхо-метод основан на посылке в изделие коротких импульсов ультразвуковых колебаний и регистрации интенсивности и времени прихода эхосигналов, отражённых от дефектов. Для контроля изделия датчик эходефектоскопа сканирует его поверхность.

Метод позволяет обнаруживать поверхностные и глубинные дефекты с различной ориентировкой. При теневом методе ультразвуковые колебания, встретив на своём пути дефект, отражаются в обратном направлении. О наличии дефекта судят по уменьшению энергии ультразвуковых колебаний или по изменению фазы ультразвуковых колебаний, огибающих дефект.

Метод широко применяют для контроля сварных швов, рельсов и др. Зеркально-теневой метод используют вместо или в дополнение к эхо-методу для выявления дефектов, дающих слабое отражение ультразвуковых волн в направлении раздельно-совмещенного преобразователя.

Дефекты (например, вертикальные трещины), ориентированные перпендикулярно поверхности, по которой перемещают преобразователь(поверхности ввода), дают очень слабый рассеянный сигнал и донный сигнал благодаря тому, что на их поверхности продольная волна трансформируется в головную, которая в свою очередь излучает боковые волны, уносящие энергию.

Пример применения зеркально-теневого метода — контроль рельсов на вертикальные трещины в шейке. По чувствительности этот метод и обычно в 10—100 раз хуже эхо-метода. Импедансный

метод основан на различии полного механического сопротивления (импеданса) дефектного участка по сравнению с доброкачественным и заключается в измерении импеданса изделия датчиком, сканирующим поверхность и возбуждающим в изделии упругие колебания звуковой частоты.

Совет

Этим методом можно выявлять дефекты в клеевых, паяных и др. соединениях, между тонкой обшивкой и элементами жёсткости или заполнителями в многослойных конструкциях.

Резонансный метод основан на определении собственных резонансных частот упругих колебаний (частотой 1—10 МГц) при возбуждении их в изделии. Этим методом измеряют толщину стенок металлических и некоторых неметаллических изделий.

При возможности измерения с одной стороны точность измерения около 1%. Кроме того, этим методом можно выявлять зоны коррозионного поражения.

Акустико-эмиссионный метод контроля основан на приеме и анализе волн акустической эмиссии, возникающих в изделии при развитии трещин в процессе его нагружения. Велосиметрическийметод эходефектоскопии основан на измерении изменения скорости распространения упругих волн в зоне расположения дефектов в многослойных конструкциях, используется для обнаружения зон нарушения сцепления между слоями металла.

⇐ Предыдущая20212223242526272829Следующая ⇒

Источник: https://mykonspekts.ru/2-34947.html

Насосно-компрессорные трубы – зачем они нужны?

При эксплуатации нефтяных и газовых скважин, по которым транспортируются жидкие и газообразные вещества, активно используются насосно-компрессорные трубы (НКТ). О них и пойдет речь в данной статье.

При помощи данных труб, работающих в условиях агрессивных сред, с коими они постоянно взаимодействуют, и серьезных механических нагрузок, газ и жидкости могут доставляться до поверхности скважин от продуктивной зоны.

НКТ-изделия, кроме того, оберегают от эрозии и коррозионных явлений, асфальтенов и парафиновых наложений обсадные трубы за счет того, что используются в качестве изолятора транспортируемых потоков от стен скважины.

Их также применяют для проведения специальных спуско-подъемных и ремонтных работ.

В связи со всем вышесказанным можно выделить четыре главных свойства, коими обязательно должны обладать описываемые изделия. К таковым относят:

  • проходимость труб в сложных местах стволов скважин (например, на участках сильного искривления);
  • безупречную герметичность соединений колонн изделий;
  • высокую износостойкость;
  • достаточную прочность.

НКТ устанавливаются в скважину с применением пакеров (фиксирующие элементы) после того, как были смонтированы и зацементированы обсадные трубы.

Соединение отдельных секций НКТ-труб, которые могут иметь длину до 11,5 метров, осуществляется при помощи муфт.

Обратите внимание

Сечение насосно-компрессорных изделий может варьироваться в достаточно-таки широких пределах от 50,8 до 139,7 миллиметров (соответственно, от 2 до 5,5 дюймов).

Классифицируются рассматриваемые трубы по нескольким характеристикам. Одна из них – вид выкачиваемого флюида. В зависимости от него изделия могут быть предназначены для:

  • газо- и водонагнетающих скважин;
  • нефтяных скважин;
  • скважин по добыче тяжелой нефти (иначе говоря – битума);
  • газовых скважин.

Отечественный стандарт на насосно-компрессорные трубы (ГОСТ 633–80) подразделяет изделия на три типа:

  • гладкие муфтовые трубы треугольного профиля с конической резьбой с высокими показателями хладостойкости и пластичности;
  • гладкие с узлом уплотнения;
  • высокогерметичные гладкие муфтовые изделия трапецеидального профиля с конической резьбой;
  • гладкие муфтовые треугольного профиля с конической резьбой.

Аналогом российского Государственного стандарта является API 5CT – нормативный документ США, который принят в ряде стран мира.

Насосно-компрессорные изделия в отличие от обсадных труб допускается демонтировать для осуществления их ремонта или замены определенного участка трубопровода. Причем выполнять данную операцию извлечения можно 2–3 раза за время эксплуатации изделий.

В связи с этим при проектировании НКТ-колонн (они представляют собой несколько последовательно соединенных труб) инженеры учитывают необходимость их эффективного, быстрого и безопасного монтажа, а также возможность оперативной переустановки или удаления в случае потребности.

В одной скважине допускается монтаж нескольких колонн НКТ, если добыча производится одновременно с разных горизонтов, либо всего одной.

Как правило, установка больше двух колонн в одну скважину проектировщиками не предусматривается.

Они чаще направляют свое внимание на то, чтобы скважины комплектовались такими трубами, которые бы могли долго эксплуатироваться и при этом не требовать регулярной замены.

Заметим, что современные изделия НКТ обычно выполняют несколько разных функций, которые позволяют:

  • осуществлять через насосные изделия кислотные работы, обнаружение воды, тестирование системы, измерение давления;
  • перфорировать при комплектации продуктивные горизонты;
  • снижать вероятность возникновения давления между обсадной колонной и трубой (то есть в кольцевом пространстве), обеспечивать циркуляцию выброса на поверхность.

Любая колонна НКТ на сегодняшний день должна:

  • обладать высокой прочностью на растяжение;
  • гарантировать оптимальный поток;
  • не поддаваться нагрузкам, которые образуются при проведении стимуляционных работ (гидроразрывочные мероприятия, кислотная обработка и пр.) в трубопроводе;
  • обеспечивать при транспортировке потока в закрытом состоянии его наибольшее давление (поверхностное);
  • иметь максимальный потенциал эрозии и коррозионный потенциал на протяжении всего времени эксплуатации газовой или нефтяной скважины;
  • комплектоваться надежными муфтами, способными выдерживать растягивающие и сжимающие усилия, а также не давать утечек

Если изделия соответствуют указанным требованиям, колонны способны служить до 20 лет без необходимости их извлечения из скважины.

Изготавливаются интересующие нас изделия из разных материалов:

  • стеклопластик: трубы из него обычно монтируются в скважинах с УЭЦН (насосы электроцентробежного типа), утилизационных и нагнетательных скважинах;
  • сталь марок 30ХМА, 30 (горячекатаные листы), 20 и некоторых других: если готовые металлические трубы имеют хотя бы малейшее отклонение от ГОСТ, их переплавляют;
  • сплавы на основе алюминия: дают возможность отказаться от введения в состав конструкций веществ, подавляющих коррозионные проявления, так как характеризуются высоким уровнем противодействия сероводородной коррозии. Небольшой вес алюминиевых труб позволяет также выполнять их большей длины по сравнению с традиционными металлическими конструкциями.
Читайте также:  Оцинкованные трубы для водопровода: за или против?

Многие производители, в том числе и российские, наносят на изделия НКТ специальные покрытия для защиты от коррозии, отложений солей, парафина, гипса, что повышает срок эксплуатации труб и уменьшает количество текущих и плановых ремонтных мероприятий.

Покрытиями (лаками с особыми свойствами, эпоксидными смолами, жидким стеклом) обрабатывают внутреннюю поверхность колонн.

Отметим, что нержавеющие трубы для обустройства скважин не применяются, поэтому изделия НКТ со спецпокрытиями – это единственный вариант защиты трубопроводов от негативных влияний.

Все насосные трубы подвергаются строгому контролю на:

  • коррозионное сульфидное растрескивание;
  • твердость;
  • растяжение;
  • гидроустойчивость;
  • ударную вязкость.

Если хотя бы по одному пункту испытания не пройдены, изделие отправляется на переработку, использовать его по назначению категорически запрещается.

Высокие требования к качеству труб дополняются и особыми условиями их хранения, транспортировки, монтажа. Важно соблюдать следующие правила:

  • Не хранить изделия на земле, следует укладывать их на бруски из древесины, чтобы обезопасить от загрязнения и провисания. Желательно организовывать спецплощадки для складирования труб, если планируется их длительное хранение.
  • Перевозка должна производиться с применением трубовозок механизированного вида, а разгрузка (и погрузка) – с помощью крана. Нельзя транспортировать конструкции волоком.
  • Запрещено бить по муфте кувалдой, чтобы ускорить процесс отвинчивания либо свинчивания НКТ. Облегчить данные процедуры можно путем использования смазки для обработки резьбовых соединений и посредством очистки муфт и резьбы от грязи щеткой с металлическими щетинками.
  • На резьбу труб во время перевозки надевают предохранительные кольца.

Добавим, что, доставая трубы из скважины, их нужно складировать на мостки, между рядами которых устанавливаются деревянные подкладки.

Источник: http://tutmet.ru/nasosno-kompressornye-truby-kolonna-nkt-gost.html

2.2. Пример расчета глубины спуска нкт при фонтанной эксплуатации скважин Задача 1

Исходя из условий прочности НКТ на
разрыв в опасном сечении, на страгивающие
нагрузки в резьбовом соединении и на
внутреннее давление, определить глубину
спуска ступеней колонны гладких
насосно-компрессорных труб с треугольной
резьбой из стали групп прочности «Д»,
«К» общей длиной 2700 м для фонтанирующей
скважины глубиной 2800 м, имеющей обсадную
колонну диаметром 127 х 10,4 мм. При расчете
пренебрегаем потерей веса колонны труб
в жидкости, так так уровень жидкости в
межтрубном пространстве во время работы
может быть оттеснен до башмака колонны
труб.

Решение

Примем за 1-ю секцию гладкие НКТ 73 х 7 из
стали групп прочности «Д» (σт = 380 МПа).

Страгивающую нагрузку определим по
формуле (2.11). Недостающие данные возьмем
из табл. 2.1. Найдем:

Предельную нагрузку определим по формуле
(2.12):

.

Выбрав страгивающую нагрузку за расчетную
как наименьшую, определим допустимую
глубину спуска секции НКТ по формуле
(2.13):

.

Поскольку 2030 м < 2900 м, для верхней секции берем больший размер:

НКТ 60 х 5 мм; q12 = 6,96 кг/м;L= 29,3;h1
= 1,41 мм.

Находим:

Предельная нагрузка

Важно

так как и в этом случае Рпр2 > Рстр 2, за
расчетную нагрузку принимаем Рстр.
Длина 2-й секции

Таким образом, суммарная длина колонны
составит 2030 + 965 + 2995 м > 2900 м.

Минимальный зазор с обсадной колонной
составит S= 114 — 2·7,4 -Dм
нкт = 99,2 — 73 = 26,2 мм.

Допустимое внутреннее давление для
нижней трубы НКТ 48 х 4 мм (формула (2.14))

Определяем фактическое внутреннее
давление трубы, по формуле (2.15) при
плотности добываемой жидкости ρж = 850
кг/м3; Рбуф = 0,5 МПа:

.

Следовательно, выбранная нами ступенчатая колонна НКТ проходит как по условию
прочности, так и по внутреннему давлению
для заданных условий скважины.

2.3. Пример расчета глубины спуска ступенчатой нкт при фонтанной эксплуатации скважин Задача 2

Определить глубину спуска ступенчатой
колонны типа НКБ с трапецеидальной
резьбой из стали групп прочности «Д»
для фонтанирующей скважины глубиной
3000 м, имеющей эксплуатационную колонну
диаметром 73 x 5,5 мм. При расчете пренебрегаем
потерей веса колонны труб в жидкости,
так как уровень жидкости в межтрубном
пространстве во время работы может быть
оттеснен до башмака колонны труб.

Решение

Предположим, что из условия пропускной
способности нижняя секция определена
как НКБ 60 x 5 мм. Принимаем группу прочности
«Д» (σт = 380 МПа) для нижней секции.
Определим страгивающую нагрузку по
формуле (2.11). Внутренний диаметр d = D —
2·δ = 60,3 — 2·5 = 50,3 мм.

Толщина стенки под резьбой ниппеля

.

Угол α для трапецеидальной резьбы (ГОСТ
633-80)

.

Угол трения φ 3°,
так как при больших значениях φ сtg(α +φ) будет отрицательный
и страгивающая нагрузка будет неоправданно
возрастать. Следовательно,ctg(α +φ) = 0 и формула (2.11)
преобразуется для трапецеидальной
резьбы:

, (2.11')

Тогда

.

Для проверки определим страгивающую
нагрузку относительно муфтовой части
трубы. Толщина стенки над резьбой
муфтовой части

.

В расчетной плоскости муфты (b- 3,06)/(44 — 13) = 1 : 12. Отсюда

.

По формуле (2.11') страгивающая нагрузка
для муфтовой части

,

что превышает Рстр для трубы.

Предельную нагрузку определим по
основному телу трубы как имеющую
наименьшую толщину стенки по формуле
(2.12):

.

Следовательно, за расчетную нагрузку
следует принимать предельную как
наименьшую. Длина 1-й секции

.

Для второй секции используем НКБ 73 х
5,5 мм; гр. прочности «Д»; q= 9,5 кг/м.

Определим Рстр по формуле (2.11). Находим
внутренний диаметр d= 73
— 2·5,5 = 62 мм.

Толщина стенки под резьбой ниппеля

;

;

.

Предельная нагрузка по основному телу
трубы по формуле (2.12)

.

Следовательно, и для этих труб расчетной
будет предельная нагрузка.

Длина 2-й секции

.

Таким образом, суммарная длина колонны
составят

.

Минимальный зазор с обсадной колонной
составит

.

Допустимое внутреннее давление для
нижней трубы НКБ 60 х 5 мм (формула (2.14))

.

Определяем фактическое внутреннее
давление трубы по формуле (2.15) при
плотности добываемой жидкости ρж = 900
кг/м3, Рбуф= 0;

.

Совет

Рф < Рвн, следовательно, выбранная нами ступенчатая колонна проходит как по условию прочности, так и по внутреннему давлению для заданных условий скважины.

Источник: https://StudFiles.net/preview/6224033/page:3/

Коррозия Территории Нефтегаз № 1 (36) 2017

Открыть PDF »  01.04.2017 11:00 О ПЕРСПЕКТИВАХ ПРИМЕНЕНИЯ БИМЕТАЛЛИЧЕСКИХ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ Нефтегазовая отрасль занимает одно из первых мест в промышленности по затратам, связанным с коррозией металла.

Ускоренный коррозионный износ насосно-компрессорных труб (НКТ) приводит к необходимости останавливать скважинное оборудование, производить его подъем, замену и обратный спуск. Это можно объяснить увеличивающейся агрессивностью транспортируемых сред и невысоким качеством труб.

На сегодняшний день существует ряд способов борьбы с коррозией НКТ, связанных с нанесением высокоэффективных металлических, керамических и полимерных коррозионностойких покрытий, позволяющих значительно увеличить эксплуатационную надежность и срок службы трубы, снизить потери металла от коррозии.

В статье описывается новый подход к решению проблемы коррозии путем внедрения биметаллических насосно-компрессорных труб (БиНКТ). Ключевые слова: коррозия, биметаллические насосно-компрессорные трубы, песконесущие скважины, ингибиторы, полимерные материалы, покрытия, износоустойчивость, ремонтопригодность.

Авторы:

УДК 621.7Р.В. Сахнов, ООО «РН-Пурнефтегаз» (Губкинский, Россия).С.А. Сорокин, ООО «РН-Пурнефтегаз» (Губкинский, Россия). Открыть PDF

Пути решения проблемы коррозии НКТ

Для защиты от коррозии труб нефтяного сортамента, в частности НКТ, применяются такие методы, как:

• введение в закачиваемые воды ингибиторов коррозии;

• применение труб из низколегированных и легированных сталей;

• защита поверхности труб антикоррозионными покрытиями;

• применение труб из полимерных материалов.

Промышленный опыт нефтяников показывает, что применение ингибиторов требует постоянных эксплуатационных затрат, связанных с расходами ингибиторов коррозии, обслуживанием установок, постоянным контролем эффективности ингибиторной защиты. Как показали проведенные в [1] исследования, на эффективность действия ингибиторов углекислотной коррозии оказывает заметное влияние присутствие в добываемой жидкости твердых абразивных частиц. По этой причине использование ингибиторной защиты на песконесущих скважинах существенно ограничено.

Применение НКТ из низколегированных и легированных сталей позволяет увеличить срок их службы. Однако расчеты ряда предприятий нефтегазового комплекса России показывают, что использование таких труб экономически не эффективно на небольших месторождениях, которые в последние годы осваиваются наиболее активно [2].

Наконец, использование НКТ из полимерных материалов не нашло пока широкого применения по причине крайне низкой износоустойчивости резьбовых соединений.
В ОАО «Удмуртнефть» предпринимались попытки использования полимерных труб с наклеенными металлическими патрубками, однако и это усовершенствование не позволило повысить их надежность [3].

Обратите внимание

С учетом вышеизложенного все большее внимание уделяется использованию различных покрытий для защиты труб нефтяного сортамента. Впрочем, как показал опыт ООО «РН «Пурнефтегаз», не все внутренние защитные покрытия НКТ являются относительно долговечными.

В таблице представлены данные по оценке таких ключевых характеристик НКТ из различных материалов, применяемых для борьбы с углекислотной коррозией, как стойкость к коррозии, износоустойчивость резьб и ремонтопригодность. Как видно из таблицы, лидером по совокупности показателей является труба, изготовленная из стали марки Сr13. Однако недостатком хрома является высокая цена.

Анализ технологической эффективности биметаллической НКТ

Эффективным способом борьбы с коррозией может стать применение биметаллических НКТ. Поскольку основной причиной аварий является разрушение тела трубы, для решения данной проблемы предлагается способ изготовления НКТ, в результате которого получается биметаллическая труба, имеющая высокие прочностные характеристики.

Важно отметить, что для обеспечения высокого уровня прочностных характеристик НКТ необходимо увеличивать в химическом составе металла содержание углерода (до 0,4–0,6 %), марганца (до 1,0–1,8 %), никеля (8–10 %), а для придания коррозионной стойкости трубам содержание этих элементов необходимо уменьшать до уровней, соответственно, С = 0,08–0,2 %,

Mn = 0,4–0,8 %, Ni = 0,2–0,3 % [4].

Это означает, что трубы могут быть изготовлены либо в высокопрочном, либо в коррозионностойком исполнении. В условиях эксплуатации все чаще требуются НКТ, обладающие высокой стойкостью к любым видам коррозии. Изготовить трубы, обладающие универсальными эксплуатационными свойствами, по традиционной технологии не представляется возможным. В реальной практике трубного производства обычно обеспечиваются наиболее востребованные эксплуатационные характеристики, а другие свойства – по мере возможности, исходя из выбранных технологических процессов.

В конечном счете реальная практика изготовления НКТ не позволяет произвести требуемое качество труб, что неизбежно увеличивает расход материальных и финансовых ресурсов в процессе эксплуатации НКТ.

Чтобы повысить качество НКТ, сократить материальные и финансовые затраты, необходимо придать НКТ новый уровень эксплуатационных свойств – высокую прочность в сочетании с высокой коррозионной устойчивостью. Это достигается за счет изготовления НКТ в биметаллическом варианте. Например, корпус трубы изготавливается из металла с высокими прочностными характеристиками, а во внутреннюю полость корпуса на всю его длину вводится металлическая вставка в виде тонкостенной электросварной трубы с высокими антикоррозионными свойствами с учетом условий эксплуатации НКТ.

Технологический процесс изготовления биметаллических НКТ осуществляется в следующей последовательности:

Важно

1) по традиционной технологии изготавливается горячекатаная труба с приданием необходимых эксплуатационных свойств (например, прочностных характеристик) с учетом условий эксплуатации НКТ;

2) тонкостенная электросварная труба (вставка) изготавливается по специальной технологии из стали соответствующего химического состава с приданием вставке необходимых эксплуатационных свойств (например, высокой коррозионной стойкости), с учетом требований эксплуатации НКТ;

3) осуществляется очистка (обработка дробью) до металлического блеска внутренней поверхности корпуса НКТ и наружной поверхности вставки (сопрягаемые поверхности);

4) вставка вводится в корпус НКТ, после чего осуществляется их совместная деформация (обжатие);

5) производится обрезка концов труб и их завальцовка.

Далее следуют финишные традиционные технологические операции изготовления НКТ в соответствии с требованиями ГОСТ 633-80 (правка, нарезка резьбы на концах труб, контроль качества и т. д.).

Данное оборудование изготовлено согласно принципам, схожим с описанным в патенте [5].

Технический результат применения биметаллического варианта НКТ заключается в повышении эксплуатационных свойств (прочностных характеристик корпуса НКТ и высокой коррозионной стойкости внутренней поверхности биметаллической НКТ за счет вставки с высокими антикоррозионными свойствами). Экономический результат состоит в повышении надежности и долговечности НКТ в ходе эксплуатации, что позволит снизить затраты на эксплуатацию нефтяных и газовых скважин.

Читайте также:  Сифон для ванны: виды, параметры выбора и монтаж

Промышленная применимость данного биметаллического варианта НКТ целесообразна и технически осуществима. Вариант биметаллической НКТ представлен на рис. 1.

Совет

Первая в РФ биметаллическая НКТ была спущена на скважине Комсомольского месторождения, имеющей сильные осложнения из-за углекислотной коррозии. Дебит жидкости на скважине составлял 905 м3/сут при обводненности 97 %. Поднятые из скважины ЭЦН имели абразивный износ. Ввиду высокого дебита жидкости с повышенным содержанием абразивных частиц организация эффективной ингибиторной защиты была невозможна. При использовании стандартных НКТ без внутреннего защитного покрытия на скважине происходили частые отказы из-за коррозии тела трубы. Предыдущая наработка составила всего 122 сут. УЭЦН отработала 180 сут и была поднята из-за снижения изоляции. В марте 2016 г. в скважину была спущена биметаллическая НКТ, в октябре после отказа УЭЦН трубы были извлечены. Ревизия биметаллических НКТ на ремонтной базе не выявила никаких признаков внутренней коррозии: состояние труб было идеальным (рис. 2), и они были спущены повторно.

Таким образом, пока на единичном примере была доказана возможность использования биметаллических труб для защиты части высокодебитных скважин с повышенным выносом абразивных частиц. 

Удалось решить сразу несколько задач:

• найдена альтернатива дорогостоящей НКТ Cr13;

• увеличены эксплуатационные свойства трубы за счет объединения двух технологий изготовления НКТ;

• найден российский поставщик;

• проведены расчеты, подтверждающие экономический эффект при использовании БиНКТ.

Рейтинг промышленной применимости способов борьбы с коррозией 

Рейтинг Способы защиты НКТ от коррозии Показатели
Стойкость тела НКТ к коррозии Износоустойчивость резьб Ремонтопригодность Цена
1 НКТ Cr13 Очень высокая Достаточная Достаточная Очень высокая
2 НКТ с полимерным покрытием и защитой резьб Достаточная Высокая Достаточная Высокая
3 НКТ с полимерным покрытием и защитой резьб Достаточная Достаточная Достаточная Высокая
4 НКТ из полимерных материалов Очень высокая Очень низкая Неремонтопригодны Очень высокая

← Назад к списку

Источник: http://neftegas.info/ctng/-1-36-2017/o-perspektivakh-primeneniya-bimetallicheskikh-nasosno-kompressornykh-trub/

Насосно-компрессорные трубы: производство, правила эксплуатации

Труба НКТ (насосно-компрессорная) служит для извлечения газа и жидкости из скважин, нагнетания газа (сжатого воздуха), воды и выполнения разных видов работ по капитальному и текущему ремонту скважин.

Схема производства насосно-компрессионных труб.

Насосно-компрессорные трубы производятся двух типов: с высаженными наружу и гладкими концами. В первом случае на концы нарезается наружная резьба для возможности навинчивания соединительной муфты. Поверхность резьбы этих насосно-компрессорных труб покрывается специальной смазкой, которая обеспечивает герметичность соединения и предохраняет от задиров и коррозии.

На расстоянии 40-60 см от окончания детали, со стороны соединительной муфты, выбивается маркировка (клеймо). На ней указывается:

  • условный диаметр (мм);
  • группа прочности стали;
  • толщина стенки (мм);
  • знак товара;
  • дата выпуска (месяц, год).

Гладкие насосно-компрессорные трубы и муфты к ним изготавливаются из стали, имеющей группу прочности (К, Е, Л, М), а НКТ, которые имеют высаженные концы, изготавливаются из стали, имеющей группу прочности (Д, К, Е, Л, М).

Промышленностью трубы НКТ производятся с различными размерами от 6 до 10,5 м. При необходимости длина их может достигать 11,5 м.

Производимые диаметры:

  • 27 мм с толщиной стенки 3 мм;
  • 33 мм с толщиной стенки 3,5 мм;
  • 42 мм с толщиной стенки 3,5 мм;
  • 48 мм с толщиной стенки 4 мм;
  • 60 мм с толщиной стенки 5 мм;
  • 73 мм с толщиной стенки 6,7 и 7 мм;
  • 89 мм с толщиной стенки 8 мм;
  • 102 мм с толщиной стенки 6,5 мм;
  • 114 мм с толщиной стенки 7 мм.

Разновидность труб НКТ

Виды муфтовых насосно-компрессионных труб в разрезе: а — с конической резьбой треугольного профиля; б — с конической резьбой трапецеидального профиля и уплотнительным пояском; в — с конической резьбой треугольного профиля с повышенной пластичностью и хладостойкостью; г — с конической резьбой треугольного профиля с узлом уплотнения из полимерного материала

Гладкие насосно-компрессорные трубы способны обеспечить герметичность соединений при рабочем давлении до 50 МПа. Высокая герметичность соединения обеспечивается конической уплотнительной поверхностью, которая расположена за резьбой со стороны меньшего диаметра. Для соединения изделий используется трапецеидальная резьба.

Муфтовые НКТ — способны обеспечить герметичность соединения при рабочем давлении не более 50 МПа. Прочность соединения изделий составляет до 90% прочности его тела. Для соединения изделий также используется трапецеидальная резьба.

Насосно-компрессорные изделия, выполненные из алюминиевых сплавов, отличаются устойчивостью к воздействию коррозии сероводорода, что не позволяет использование ингибиторов коррозии.

Благодаря небольшому весу, удельная прочность данных деталей в 2,5 раза выше, чем у изделий из стали.

Это дает возможность сооружать колонну с большей (в 2,5 раза) длиной, в сравнении с колонной из деталей, изготовленных из стали.

Защитные покрытия применяются для обеспечения защиты от коррозии и предотвращения в них отложений парафина, гипса и солей.

Обратите внимание

При применении данных труб уменьшается количество проведения текущих ремонтов скважин и увеличивается срок их эксплуатации. Внутренняя поверхность НКТ может быть покрыта жидким стеклом, эмалью, эпоксидной смолой или лаком.

Самым распространенным способом покрытия внутренней поверхности изделия является остекловывание.

Правила эксплуатации труб НКТ

В процессе эксплуатации данных изделий необходимо соблюдать такие правила:

  • для выполнения погрузочно-разгрузочных работ необходимо применять кран, запрещается сбрасывать их на землю;
  • выполняя перемещение этих изделий, необходимо использовать специальные механизированные трубовозки. Категорически запрещается перевозить их волоком, не следует допускать, дабы при перевозке изделия изгибались и провисали;
  • изделия необходимо укладывать на площадку только после того, как под них будут уложены деревянные бруски. Это позволит предохранить трубы от загрязнения и провисания. При их укладке на резьбовые части должны навинчиваться предохранительные кольца;
  • для определения состояния трубы, перед подъемом, используя мостки, через нее нужно пропустить специальный шаблон, который имеет диаметр на 2-3 мм меньше, чем внутренний диаметр трубы и длину 50-100 мм. При этом нижний конец трубы удерживается до выхода шаблона.
  • перед тем как приступить к свинчиванию труб, нужно щеткой по металлу тщательно очистить резьбу муфты и ниппеля, после чего специальной смазкой смазать резьбы;
  • категорически запрещается использовать кувалду (наносить удары по муфте) для облегчения отвинчивания или свинчивания изделий.

Схема соединения насосно-компрессионных труб.

В пробуренную скважину НКТ вводятся, после того как введены и зацементированы обсадные трубы. Для ввода и фиксирования колонны НКТ применяются пакеры. Существуют разные типы НКТ, в зависимости от того, какой тип флюида будет выкачиваться с их помощью и от самого способа выкачивания.

В зависимости от того, какой тип флюида планируется выкачивать, НКТ разделяются:

Схема устройства нефтяной скважины с использованием нкт.

  • для комплектования нефтяных скважин;
  • для комплектования газовых скважин;
  • для нагнетающей скважины;
  • для комплектации скважин по добыванию тяжелой нефти (битум).

Для одновременной добычи в одной и той же скважине могут быть установлены колонны НКТ с различных продуктивных горизонтов. Как правило, более двух колонн НКТ не монтируется, и эти скважины называются двойные.

В отличие от обсадных изделий, которые навсегда зафиксированы цементом в скважину, НКТ периодически извлекаются для их ремонта или замены.

Это может происходить несколько раз на протяжении всего срока эксплуатации скважины.

Исходя из этого, одна из самых важных задач при составлении проекта колонн НКТ — это обеспечение их быстрой, эффективной и безопасной установки, удаления и переустановки при необходимости.

В последнее время наблюдается тенденция по комплектованию скважин колоннами НКТ, способными выполнять множество функций без необходимости их полного вынимания или замены.

Параметры соответствия НКТ

  • снабжение оптимальным потоком;
  • снабжение максимальным поверхностным давлением потока;
  • коррозийная устойчивость на протяжении всего срока эксплуатации скважины;
  • потенциал эрозии на протяжении всего срока эксплуатации скважины;
  • выдерживание нагрузок, получаемых в результате стимуляционных работ;
  • высокая прочность на растяжение.

При проектировании и подборе НКТ необходимо учитывать следующие факторы:

  • напряжение — изделие должно выдерживать собственный вес с рабочей средой и дополнительные нагрузки при их изъятии из пакеров или иные силы из-за изменения давления или температуры;
  • взрыв — изделие должно поддерживать целостность при высоком внутреннем давлении, при небольшом или полном отсутствии внешнего межкольцевого давления;
  • обвал — изделие должно выдерживать высокое межкольцевое внешнее давление даже при полном отсутствии внутреннего давления;
  • сжатие — изделие должно выдерживать сжимающую нагрузку при монтировании пакеров или при комплектации дополнительных стволов;
  • муфта — самое уязвимое место НКТ. У нее должны отсутствовать любые утечки, и она должна выдерживать растягивающие и сжимающие силы;
  • коррозия — НКТ должна быть спроектирована так, дабы была устойчивость коррозии на протяжении всего срока эксплуатации следующих флюидов: кислоты, двуокись углерода, сероводород и другие;
  • стимуляционные нагрузки — колонна НКТ должна выдерживать нагрузку от гидроразрывочных флюидов, кислотных работ и иных процессов по стимулированию добывания скважины.

При правильном выполнении проектирования, современные колонны НКТ смогут обеспечить долгий срок эксплуатации, более 20 лет, без их извлечения из скважины.

Источник: https://experttrub.ru/naznachenie/nasosno-kompressornye.html

Обсадные трубы для нефтяных скважин: виды труб, обсадная колонна

Как выбирают обсадные трубы для нефтяных скважин?

При обустройстве скважин для добычи нефти и газа необходимо укрепление так называемой эксплуатационной трубной колонны, через которую добываемое сырье поступает на поверхность, а также максимально защитить её от коррозии и движения геологических пластов.

Это делают с помощью обсадных колонн, которые не только укрепляют основные добывающие стволы, но и дают возможность изолировать продуктивные горизонты в процессе эксплуатации скважин от непродуктивных слоев, что позволяет избежать перемешивания внутрипластовых жидкостей.

 Загрузка …

Для обустройства таких колонн применяются специальные обсадные трубы для нефтяных скважин, которые составляют в колонну с помощью их последовательного свинчивания или сваривания.

Обсадные трубы для нефтяных скважин

Какие трубы для этого применяются?

Для изготовления труб, применяемых для организации таких колонн в процессе бурения и последующего обустройства  газовых и нефтяных скважин, в основном использует такой материал, как сталь. Для их соединения между собой на обоих концах трубы нарезается резьба, с одной стороны навинчивается муфта.

Если планируется сварной способ соединения, то трубы делают  безмуфтовыми, с концами в виде раструбов.  Резьба, нарезаемая на таких трубах, может быть либо  конической, либо треугольной, либо со специальным профилем трапецеидального вида.

Для того, чтобы соединения были максимально  герметичными и позволяли выдерживать высокие значения давления добываемого газа и нефти (больше, чем 30-ть мегапаскаль), используются специальные уплотнительные элементы.

Важно

Отечественные трубы обсадного типа выпускаются со следующими наружними диаметрами – от 114-ти до 508-ми миллиметров. Их длина варьируется в пределах от  9,5 до 13-ти  метров. Толщина стенок зависит от диаметра и колеблется от пяти до шестнадцати миллиметров.

По своей прочности такие изделия делятся на семь групп, обозначаемых литерами Т, R, М, Л, Е, К и Д (в порядке убывания). Значения предела текучести находится в интервале от 379-ти до 1065-ти мегапаскаль.

Каждую трубу маркируют, указывая сведения о её диаметре, группе прочности, толщине стенки, а также дата производства изделия и его  индивидуальный номер.

Виды обсадных труб

Для изготовления этой продукции, которая используется  для укрепления нефтяных и газовых скважин в процессе бурения и последующей эксплуатации, в основном используются стали различных марок.

Читайте также:  Труба лежалая и восстановленная: что это и где можно использовать такие изделия

Такие трубы могут быть ниппельными и безниппельными.  Диаметры безниппельных труб варьируются от  33,5 до 89-ти миллиметров, а ниппельных изделий – в пределах от 25-ти до 146-ти миллиметров.

Например, в целях отбора керновых проб горных пород применяются только ниппельные виды этой продукции. Толщина стенок ниппельной продукции зависит от диаметра и составляет от трех до пяти миллиметров, а длина таких труб колеблется от полутора до шести метров.

Ниппельные изделия делаются трех групп прочности:  М, К и Д, обеспечивающие  предел текучести от 380-ти до 750-ти мегапаскалей.

В комплект поставки входят навинченные ниппели. Каждая труба маркируется в соответствии с требованиями государственного стандарта. Резьба от механических повреждений в процессе транспортировки защищена с помощью специальных  предохранительных ниппеле и кольцевых насадок.

Виды обсадных колонн

Такие колонны бывают трех видов (в зависимости от того, какую колонну скважины они укрепляют):

  • кондукторные;
  • промежуточные;
  • эксплуатационные.

Промежуточными колоннами укрепляются  стенки нижних скважинных  интервалов. Колонны кондукторного  и промежуточного типа, как правило,  цементируются, однако возможны и съёмные варианты их обустройства (к примеру, если их применяют при  бурении  скважин геологоразведочного типа  или при обустройстве скважин большой глубины, в целях борьбы с износом ранее спущенных промежуточных колонн).

Задача эксплуатационных защитных колонн –перекрытие  продуктивных горизонтов.

Через пробитые с помощью  перфорации  отверстия в таких колоннах  нефть и газ  посредством насосно-компрессорных труб (НКТ) поднимаются от забоя скважины по её стволу к устью.

Обсадная колонна нефтяной скважины постоянно испытывает  снаружи воздействия  давления пластовой жидкости и пластового  газа,  которые находятся в горных породах. Влияние этих воздействий особенно заметно  в соляных и глинистых пластах.

Совет

Также эта колонна подвергается   воздействиям, вызываемым  внутренним давлением газа и  нефти,  а также воздействиям, оказываемым изнутри буровым раствором, от собственной массы и от усилий натяжения колонн, что объясняется влиянием температурных значений и перепадов давления.

Количество, диаметры и длины таких колонн выбираются исходя из геологических условий, в которых проходит  бурение, к которым относятся:

  • градиент давления пластового гидравлического разрыва;
  • внутрипластовое давление;
  • устойчивость пробуриваемых горных  пород и так далее.

Кроме того, на такой выбор влияют:

№Полезная информация
1 уровень используемой техники
2 конкретная технология строительства скважины
3 условия, которые призваны предупреждать  и давать возможность ликвидировать возможные аварийные ситуации и так далее

Диаметр эксплуатационной колонны и глубина конкретной  скважины – это два основных параметра, которые влияют на подбор диаметров промежуточных видов таких колонн.

Выбор конструкции  колонны осуществляется по критериям экономичности и максимизации срока эксплуатации скважины.

В нижней части эти колонны оборудуются обратным клапаном, турбулизаторами, центрирующими фонарями и прочими приспособлениями, задача которых – обеспечить надёжность цементирования.

Эксплуатационные обсадные колонны имеют диаметры от 114-ти до 168-ми миллиметров, промежуточные – от 178-ми до 503-х. Длина одной такой колонны может достигать семи километров,  а её вес доходит до 350-ти – 400 тонн.

Спуск колонн осуществляется при помощи специальных вышек, оборудованных лебёдками и талевыми системами, а также с помощью механизмов, которые обеспечивают подвешивание спущенной в скважину колонны в её устье.

Учебный фильм Добыча нефти

Источник: https://neftok.ru/oborudovanie/obsadnye-truby-dlya-neftyanyh-skvazhin.html

Производство и эксплуатация труб НКТ

Полноценное функционирование скважин на нефтяных и газовых месторождениях невозможно без использования насосно-компрессорных труб (НКТ), которым и посвящена эта статья.

Насосно-компрессорные трубы на хранении

Виды и характеристики насосно-компрессорных труб

Основная функция, которую выполняют насосно-компрессорные трубы, заключается в транспортировке добываемых в продуктивной зоне газов и жидкостей до поверхности скважины.

Кроме того, НКТ выступают в качестве своеобразного изолятора, защищающего транспортируемые по ним газ и жидкость от стен скважины, а также предотвращают возникновение и развитие коррозии, отложений парафина и асфальтена на обсадных трубах.

Труба НКТ, помещенная в скважину, необходима также для того, чтобы обеспечить проведение спуско-подъемных и ремонтных работ, в которых регулярно возникает необходимость.

Учитывая все эти факторы, становится понятно, что НКТ в процессе своей эксплуатации испытывают значительные нагрузки и находятся в постоянном контакте с агрессивными средами, что и обусловливает серьезные требования к их качеству.

К таким требованиям, в частности, относятся:

  • высокая проходимость даже на участках стволов скважин, характеризующихся сильным искривлением;
  • исключительная герметичность мест соединения изделий НКТ между собой;
  • износостойкость и способность противостоять даже значительным механическим воздействиям;
  • высокая прочность как материала изготовления, так и самого изделия.

Переводники для бурильной колонны и НКТ

В первую очередь в скважину устанавливают и закрепляют при помощи цемента обсадные, а только затем насосно-компрессорные трубы. Для выполнения данной операции используют специальные фиксирующие элементы, называемые пакерами.

Длина отдельных труб, применяемых для транспортировки газа и жидкости из скважины, может составлять до 11,5 метров, а для их соединения между собой используют муфты, обеспечивающие герметичность стыка и его надежность.

Обратите внимание

Различаются НКТ и диаметром своего сечения, этот параметр может составлять от 50,8 до 139,7 мм (2–5,5 дюйма).

Трубы для транспортировки жидкостей и газов из скважин классифицируются по различным параметрам. Одним из таких параметров является тип выкачиваемого флюида, в зависимости от которого НКТ может использоваться в скважинах:

  • газо- и водонагнетающего типа;
  • для транспортировки из продуктивной зоны тяжелой нефти (битума);
  • газодобывающих;
  • нефтяных.

Выпускающие насосно-компрессорные трубы предприятия руководствуются требованиями ГОСТа 633-80, согласно которому такие изделия подразделяются на три типа.

Соединение НКТ муфтой

  • Гладкие муфтовые изделия, резьба на которых имеет конический тип и треугольный профиль резьбы. НКТ данного типа отличаются повышенной хладостойкостью и пластичностью.
  • Гладкие изделия, конструкция которых дополнена узлом уплотнения, изготовленным из пластика.
  • Изделия муфтового типа, коническая резьба которых имеет трапецеидальный профиль. НКТ данного типа отличаются высокой герметичностью.
  • Гладкие муфтовые изделия, резьба на которых имеет конический тип и треугольный профиль.

В разных странах существуют аналоги данного ГОСТа, по которому трубы подразделяются на такие же типы. В частности, в США и ряде других стран таким нормативным документом является стандарт API 5CT.

Особенности монтажа и эксплуатации колонн из труб НКТ

Примечательной особенностью труб для транспортировки жидкостей и газов из продуктивной зоны является то, что в процессе эксплуатации их можно неоднократно (2–3 раза) извлекать из скважины, а также выполнять ремонт и техническое обслуживание.

Эту особенность обязательно учитывают при проектировании НКТ-колонн, которые формируются из нескольких труб, соединенных между собой посредством герметичных муфт.

Специалисты, выполняющие такое проектирование, обязательно предусматривают тот факт, что колонны должны эффективно, быстро и безопасно монтироваться и также извлекаться из скважины, иметь возможность устанавливаться обратно, если в этом есть необходимость.

Виды тройников и угольников для НКТ

При необходимости в одну добывающую скважину может быть установлено несколько колонн, но специалисты стараются ограничиваться максимум двумя НКТ-колоннами. Большее значение для проектировщиков имеет возможность укомплектовать скважину трубами, способными эксплуатироваться максимально долго без трудозатрат на ремонт или замену.

Важной особенностью колонн, составленных из труб НКТ, является возможность их использования не только по прямому назначению, но и для решения целого ряда других задач. Так, НКТ, объединенные в колонну и помещенные в добывающую скважину, позволяют решать следующие важные задачи:

  • осуществление кислотных работ, обнаружение водоносного слоя, выполнение тестирующих мероприятий, замеры давления в скважине;
  • перфорирование продуктивного горизонта;
  • снижение риска возрастания давления в кольцевом пространстве, сформированном наружными стенками НКТ и внутренними стенками обсадной трубы (при резком возрастании такого давления колонна НКТ обеспечивает выход выброса на поверхность скважины).

Устройство скважин с НКТ

Исходя из назначения колонн НКТ, к ним предъявляют целый ряд требований. Так, они должны:

  • обладать высокой прочностью и выдерживать значительные нагрузки на растяжение;
  • обеспечивать требуемые характеристики потока жидкости или газа;
  • хорошо противостоять нагрузкам, возникающим при выполнении работ различного характера (кислотные обработки, операции по гидроразрыву и др.);
  • поддерживать требуемое давление жидкости или газа при их транспортировке по трубопроводу;
  • обладать высокой эрозионной и коррозионной устойчивостью на протяжении всего срока эксплуатации скважины;
  • комплектоваться муфтами, которые способны длительное время противостоять нагрузкам на сжатие и растяжение, исключать риск возникновения утечек.

Соответствие эти условиям позволяет продлить срок службы колонн до 20 лет и избавляет от трудоемких работ по ее извлечению из скважины.

Некоторые особенности производства труб НКТ и их приемочных испытаний

Для производства труб, используемых для транспортировки жидкостей и газов из добывающих скважин, могут применяться различные материалы.

Стеклопластик

Насосно-компрессорные трубы из данного материала используются для оснащения скважин утилизационного и нагнетательного типа. Как правило, в комплекте с такими НКТ используются насосы электроцентробежного типа (УЭЦН).

Сталь

Наиболее распространенными марками стали, применяемыми для производства труб НКТ, являются 30ХМА, 30, 20. Если у готовых стальных труб, предназначенных для использования в скважинах, есть даже малейшие отклонения от требований ГОСТа, то их отправляют на переплавку.

Сплавы, содержащие в своем составе алюминий

Важно

Использование данного металла в составе труб НКТ обеспечивает им высокую устойчивость к коррозии, в том числе и сероводородной, позволяет значительно снизить вес всей конструкции.

Вне зависимости от того, из какого материала изготовлены насосно-компрессорные трубы, многие производители дополнительно наносят на их внутренние стенки специальные защитные покрытия.

В качестве таких покрытий могут быть использованы специальные лаки, эпоксидные смолы и жидкое стекло, что позволяет значительно увеличить сроки эксплуатации трубопроводов, защитить их от возникновения отложений на стенках.

Использование защитных покрытий для труб НКТ – это экономически целесообразное решение, в результате которого снижаются эксплуатационные расходы, а также расходы на ремонт. Учитывая тот факт, что для производства труб НКТ не используется нержавеющая сталь, применение специальных покрытий является единственным вариантом защиты скважинных трубопроводов.

Мостки приемные для труб НКТ

Для того, чтобы трубы НКТ в полной мере соответствовали своему назначению, их характеристики тщательно контролируют на всех этапах производства. В частности, проверяются следующие параметры:

  • устойчивость к коррозионному сульфидному растрескиванию;
  • твердость;
  • устойчивость к растяжению;
  • гидроустойчивость;
  • ударная вязкость материала изготовления.

Важно, что труба может быть допущена к использованию только в том случае, если соответствует всем предъявляемым к ней требованиям. В противном случае готовое изделие отправляется на переработку.

Как правильно эксплуатировать НКТ

Строго соблюдаться при использовании труб НКТ должны не только требования к их характеристикам, но и условия их транспортировки, хранения и монтажа. Здесь существует целый ряд общепринятых правил.

  • В том случае, когда трубы необходимо некоторое время хранить перед использованием, следует подготовить для этого специальную площадку. Так, насосно-компрессионные трубы нельзя хранить на земле – необходимо укладывать их на деревянные бруски и следить за тем, чтобы изделия не провисали под собственным весом.

Хранение НКТ

  • Для перевозки труб НКТ необходимо использовать только специально предназначенный для этого транспорт (трубовозки). Ни в коем случае нельзя транспортировать трубы НКТ волоком.
  • В том случае, если необходимо свинтить неподдающуюся муфту с трубы НКТ, нельзя подвергать резьбовое соединение ударным нагрузкам. Для этого можно использовать специальные жидкости или тщательно очистить резьбовое соединение от грязи.
  • При транспортировке и хранении труб их резьбовые концы следует защищать при помощи специальных предохранительных колец.

Даже при извлечении уже используемых труб из скважины следует обращаться с ними очень аккуратно и складировать на предварительно уложенные деревянные бруски.

Источник: http://met-all.org/metalloprokat/truboprokat/proizvodstvo-i-ekspluatatsiya-trub-nkt.html

Ссылка на основную публикацию