Техническое обслуживание и ремонт насосных компрессорных труб в месторождении Каражанбас

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Географические условия

1.2 Обзор геолого-геофизической изученности

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика

1.4 Тектоническое строение

1.5 Гидрогеологическая характеристика района

2. Технологическая часть

2.1 Анализ состояния техническое перевооружение участка цеха по обслуживанию и ремонту НКТ

2.2 Назначение, техническая характеристика НКТ

2.3 Устройство и применение НКТ

2.4 Применение НКТ

2.5 Характерные отказы НКТ

2.6 Расчёт НКТ на прочность

2.7 Оборудование цеха по обслуживанию и ремонту НКТ

2.8 Внедрение нового оборудования для обслуживания и ремонта НКТ

3. Экономическая часть

3.1 Расчет экономического эффекта внедрения нового оборудования

3.2 Расчет экономической эффективности проекта

3.3 Сегментация рынка данной отрасли

4. Охрана труда и окружающей среды

4.1 Вредные и опасные факторы производства

4.2 Методы и средства защиты от вредных и опасных факторов

4.3 Инструкции по технике безопасности и охране труда для работника

4.4 Расчет освещения и вентиляции

4.5 Расчёт вентиляции

4.6 Экологическая безопасность

4.7 Пожарная безопасность

4.8 Выбор средств пожаротушения

4.9 Анализ вредных и опасных факторов

Заключение

Использованные литературы

Введение

Актуальность темы исследования. Рано или поздно в жизни любой насосно-компрессорной трубы (если она еще не рассыпалась от коррозии) наступает день, когда ее эксплуатация уже невозможна по причине сужения внутреннего диаметра или частичного разрушения резьбы. На переднем крае борьбы с вредными отложениями на НКТ и коррозией находятся нефтедобывающие компании. Не имея возможности повлиять на защитные качества уже находящихся в эксплуатации труб, нефтедобывающие компании либо отправляют такие трубы в лом, либо удаляют из НКТ все отложения и заново нарезают резьбу с помощью специального оборудования в составе ремонтных комплексов.

Практическая значимость результатов работы. Различные варианты оснащения таких цехов на ремонтных базах нефтедобывающих компаний предлагают несколько Казахстанских предприятий - АНПЗ (Атырау), «Карачаганак» (Уральск), Павладарский трубно-механический завод (Павлодар) и др.

Современное состояние решаемой научной проблемы. В Казахстане около 100 тыс. скважин, и чистят трубы далеко не везде. Кроме того, никакие методы очистки непосредственно на скважине не избавляют от постепенного загрязнения НКТ отложениями.

Нефтяники на ремонтных базах эксплуатируют до 50 комплексов по очистке и ремонту НКТ - от самых примитивных до весьма совершенных.

Цель и задачи исследования. Данный дипломный проект является учебным документом, выполненным по учебному плану на завершающем этапе обучения в высшем учебном заведении. Это самостоятельная выпускная комплексная квалификационная работа, главной целью и содержанием которой является проектирование участка по обслуживанию и ремонту насосно-компрессорных труб (НКТ) на предприятии нефтяного машиностроения.

Предметом исследования. Работа предусматривает решение маркетинговых, организационно-технических и экономических вопросов, защиты окружающей среды и охраны труда. Также, в работе ставится задача изучения и решения научно-технических проблем, имеющих важное производственное значение для развития современных технологий в области нефтяного машиностроения.

Объектом исследования. В процессе работы над дипломным проектом студент обязан проявить максимум творческой инициативы и быть ответственным за содержание, объем и форму выполняемой работы.

Практическая база написания дипломного проекта основана данного дипломного проекта является разработка проекта участка по обслуживанию и ремонту насосно-компрессорных труб (НКТ) на предприятии нефтяного машиностроения.

К задачам проекта относятся:

- описание состояния проблемы;

- описание маркетинговой стратегии развития данного сегмента рынка;

- описание конструктивных особенностей НКТ;

- описание производственного процесса, технологии ремонта НКТ, инструмента, оборудования;

- разработка и экономическое обоснование комплекса мероприятий, направленных на повышение эффективности производственного процесса.

- описания безопасных условий труда и экологических требований

К реализации рекомендован первый вариант разработки.

1 Геологическая часть

2 Технологическая часть

3 Экономическая часть

4 Охрана труда и окружающей среды

5 Заключение

Список литературы

1. Геологическая часть

нефтедобыча ремонт компрессорный месторождение

1.1 Географические условия

Месторождение Каражанбас расположено в Казахстанском секторе Каспийского моря и относится к Северо-Каспийскому бассейну. От месторождения Кашаган оно находится к юго-западу на расстоянии 60 км.

Административно лицензионная территория компании Аджип ККО расположена в пределах Атырауской и Мангистауской областей, при этом рассматриваемый район работ находится от областных центров г.Атырау и г.Актау соответственно к югу на расстоянии 160 км и к северу на расстоянии 220 км, от базы Баутино на расстоянии 145 км.

Скважиной - первооткрывательницей является скважина Каражанбас-1, где при тестировании интервалов 1710,5-1715 м, 1772,5-1778,8 м, 1786,5-1794 м, относящихся к среднеюрским отложениям, был получен фонтанный приток нефти дебитом 368,4 м3/сут. на 12 мм штуцере.

1.2 Обзор геолого-геофизической изученности

Структура Каражанбас выявлена в результате проведения сейсморазведочных работ и представляет собой протяженную антиклиналь, осложненную тремя поднятиями - Центральным, Западным, Восточным. На Западном поднятии пробурена скважина Каламкас-3НН, на Центральном - скважина Каражанбас-1, на Восточном поднятии скважины Каражанбас-2.

Для стратиграфического расчленения и определения седиментационных циклов были проведены три полевые экспедиции по изучению обнажений пород в горах Каратау, как возможных аналогов разреза Каламкас-море, а также исследования кернового материала скважин месторождений Каражанбас, Каламкас-море, Кайран, Кашаган и Актоты (надсолевой комплекс).

Палеогеографические схемы, построенные для юрских объектов Каратау, были связаны с корреляционными стратиграфическими интервалами и были выделены согласно седиментационной модели четыре подразделения: речное-морское, паралическое-шельфовое, речное-дельтовое, речное-озерное.

На основе данного моделирования выделенные продуктивные горизонты объединены в стратиграфо-фациальные подразделения следующим образом: речное-морское (горизонты Ю-II, Ю-III), паралическое-шельфовое (горизонты Ю-IV, Ю-V, Ю-VI, Ю-VII), речное-дельтовое (горизонты Ю- VIII, Ю- IX , Ю-X, Ю- XI, Ю- XII, Ю- XIII), речное-озерное (горизонты Ю- XIV, Ю-XV).

В разрезе скважин месторождения Каражанбас выделен комплекс отложений от среднего карбона до третичных включительно, которые по литологическому составу аналогичны с разрезами части суши Бузачинского поднятия (Каражанбас, Каламкас-суша, Северные Бузачи, Каратурун, Арман и др.).

В литологическом отношении вскрытый разрез представлен в основном, терригенным типом отложений, в верхнем мелу встречаются карбонатные породы.

Вскрытая толщина разреза колеблется в пределах от 2330 м (скв.К-2НН А-БС-1) до 2924 м (скв.К-3НН).

В тектоническом отношении структура Каражанбас расположена в пределах Северо-Каспийской зоны поднятий.

Месторождение Каражанбас имеет блочное строение, двумя поперечными тектоническими нарушениями разбито на три блока, соответствующих трем поднятиям - Западному, Центральному, Восточному.

В течение 1994-96 гг. компанией Казахстанкаспий- шельф в рамках Программы по изучению шельфа Казахстанского сектора Каспийского моря было отработано 12564 п.км сейсмопрофилей. В результате работ были выявлены структуры: Жамбай-море, Кашаган, Кайран, Актоты, Каламкас-море, Каражанбас и др.

В 2002-03 гг. компанией Аджип ККО было решено провести сейсмические работы 3Д в два этапа.

Первые данные 3Д на площади 154 км2 были получены уже в мае 2002 года.

В 2003 году была проведена сейсмосъемка 3Д площадью полной кратности 1033 км2 компанией «Вестерн Джеко». Обработка временных данных была выполнена компанией PGS-GIS («Казморгеофизика») в течение 2003-2004 гг.

Таким образом, к июню 2004 г. имелись полные сейсмические материалы 3Д временной миграции до суммирования, объединяющей данные морской сейсморазведки с использованием донных кос, и данные полной кратности.

Для построения поля скоростей и окончательной миграции использовалось программное обеспечение «Geodepth-PG2» производства «Paradigm Geophysical», установленное на платформе SGI Origin 3000.

Переобработка глубинной миграции была выполнена с помощью пакета «Paradigm-Focus».

Интерпретация сейсмических данных была окончательно откорректирована с ноября 2006 г. по середине февраля 2007 года после получения данных по ГИС в скважине Каламкас-3НН. Объем работ состоял в построении набора карт глубин с учетом структурных неопределенностей и увязкой со скважинными данными.

В результате интерпретации сейсмоматериалов получены структурные карты по поверхностям:

- кровля коллектора;

- подошва коллектора F;

- подошва залежи М;

- кровля горизонта Н200.

На месторождении пробурены четыре скважины.

Продуктивность вскрытого разреза была доказана испытаниями скважин Каражанбас-1, Каражанбас-3 НН. При этом на Западной структуре получили, в основном, развитие нефтяные залежи, на Центральной-нефтяные с газовой шапкой, на Восточной- в верхних горизонтах нефтяные с газовой шапкой, а в нижних горизонтах коллектора оказались водоносными.

В скважине Каражанбас испытание проведено пластоиспытателем ИПБТ-1 в интервалах 1710.5 - 1715.0 м (Ю-IV), 1772.5 - 1778.0 м (Ю-VII), 1786.5 - 1794.0 м (Ю-VIII), где получено 368.4 м3/сут нефти и 39079 м3/сут газа.

В скважине Каражанбас-2 НН А БС 1 испытания проведены двумя пластоиспытателями Мини ИПТ-1 в интервале 2000.5-2001.5 м (Ю-V) и Мини ИПТ-2 в интервале 1985.0 - 1986.0 м (Ю-IV), где получены около 12 м3/сут нефти и 10 м3/сут нефти соответственно. При проведении третьего испытания в интервале 1975,5-1976,6м произошел прихват инструмента.

В скважине Каражанбас-3 НН были проведены три испытания пластоиспытателями ИПТ-1 в интервале 2362.5 - 2387.0 м (Ю-XIV), ИПТ-2 в интервале 2060.0 - 2086.0 м (Ю-VIII) и ИПТ-3 в интервалах 1978.0 - 1990.0 м (Ю-IV), 2005.5 - 2006.5 м (Ю-V), 2023.0 - 2029.0 м (Ю-VI), при этом были получены 164 м3/сут, 219 м3/сут и 235 м3/сут нефти соответственно.

Комплекс гидродинамических исследований MDT/RCI проводился в скважинах во время бурения в открытом стволе и при опробовании пласта перфорацией - замеры начального пластового давления и температуры. Кроме замеров давления и температуры, приборами отбирались образцы пластового флюида.

Во время опробования гидродинамические исследования в скважинах велись на нескольких режимах с записью КВД.

Дебитометрия (PLT) проводилась только в одной скважине Каламкас-3НН в процессе опробования.

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика

Керн отобран из скважин Каражанбас-2, боковой керн - из скважин Каражанбас-1.

Всего керно отборником пройдено 649,8 м, а вынос керна составил 621,4 м или 95,6%. Всего в целях оценки ФЕС изучено следующее количество образцов керна: цилиндров керна - 1799; полноразмерного керна - 82; бокового керна - 100. Всего проведено 1981 анализов.

Тип коллекторов - поровый.

Изучение покрышки проведено по скважине Каражанбас-1. Результаты показывают, что покрышку можно, в общем, определить как глинистый алеврит, при этом содержание глины составляет порядка 20 - 30%. Высокое содержание алеврита предполагает, что покрышки могут быть проницаемы и данный факт должен учитываться при построении гидродинамической модели.

По данным исследовании кернового материала построены графики:

- зависимость проницаемости от пористости;

- зависимость объемного коэффициента от пористости в условиях литологического давления;

- зависимость коэффициента сопротивления от водонасыщенности;

- зависимость абсолютной проницаемости от литостатического давления;

- зависимость пористости от литостатического давления;

- зависимость вертикальной проницаемости от пористости; горизонтальной проницаемости от пористости; вертикальной проницаемости от горизонтальной проницаемости;

- график сравнения стандартной пористости и пористости по ЯМР;

- зависимость водонасыщенности от высоты над конкретной зоной сопротивления;

- зависимость проницаемости от остаточной водонасыщенности;

- распределение ТОС;

- зависимость содержания глин от глубины залегания;

- зависимость проницаемости от глинистости.

Функция коэффициента сопротивления в зависимости от водонасыщенности построена для расчета коэффициента сопротивления «n» на основе спектрального анализа керна.

Коэффициент сопротивления определен по 14 выдержанным образцам из скважин Каламкас-2 и 3НН. Он меняется в диапазоне от 1,62 до 3,12.

Согласно текущей петрофизической интерпретации «n» принят равным 2,0 для фаций РМ и ПШ и 1,9 для фаций РД и РО, что подтверждается результатами анализа керна. Коэффициент «m» принят 2.

1.4 Тектоническое строение

Бурение скважин осуществлялось с использованием бурового раствора на УВ основе с плотностью 1,19-1,22 г/см3. Продуктивная часть разреза скважин пробурена долотом с номинальным диаметром 0,195 м и 0,215 м. В интервале юрской продуктивной толщи пластовая температура меняется в пределах 56-64,7оС, а на забое скважин, при вскрытии пермотриасовых отложений, достигает 74оС. Геотермический градиент в скважинах Каражанбас-1 и Каражанбас-2НН(А-БС-1) составляет 2оС/100м, Каражанбас 3НН 2,4оС/100 м. Пластовое давление в продуктивных горизонтах с глубиной увеличивается от 18 до 22 МПа.

Каротажные работы в скважинах выполнены компаниями Шлюмберже и Бейкер Атлас. Кроме обычного каротажа, выполнялись исследования ЯМР, наклонометрия, сканирование, полный комплекс акустического каротажа, МДП и RSI.

На месторождении пробурены вертикальные и наклонно-направленные скважины. При больших углах наклона стволов скважин Каражанбас-2НН (А-БС-1) и Каражанбас-3НН контроль над их положением осуществляется с помощью системы датчиков, установленных на КНБК и ведущих запись непосредственно в процессе бурения. Интерпретация данных ГИС проводилась в поточечном режиме на основании исправленных и увязанных кривых при помощи модуля стандартной последовательной интерпретации Petro View Plus в составе системы GeoFrame.

В петрофизической модели, в основном, использовались следующие данные:

- нейтронного каротажа;

- плотностного каротажа;

- каротажа УЭС (Rt);

Определены следующие основные параметры:

VSH - глинистость;

VQZ - песчанистость;

PHIE - эффективная пористость;

PHIT - общая пористость;

SWE - водонасыщенность.

Оценка литологии и пористости основана на кросс-плоте нейтронного каротажа и плотности.

Удельное электрическое сопротивление пластовой воды (Rw), исходя из данных по минерализации воды 220 000 ppm, рассчитанной по пробам воды и каротажу, равняется 0,025 ом м при 60оС, приведенное к пластовым условиям в интервале продуктивной толщи.

Электрические параметры, используемые в уравнении водонасыщенности:

а = 1;

m = 2;

n =2 для PМ, РD и РШ - обстановок;

n = 1,9 для РО обстановки.

Общая (открытая) пористость рассчитывались по программе Petro View Plus, путем суммирования эффективной пористости и «связанной в глине воды», равной 10% доле Wsh.(PHIT-PHIE + [WSHx0,10]).

Выделение коллекторов и продуктивных толщин основано на использовании граничных значений глинистости, общей (открытой) пористости и водонасыщенности.

Ограничения по глинистости составляют 51 % для РМ, 50% для РШ, 43% для РД и РО при граничном значении проницаемости - 2,5мД.

Затем применялось 11,5% -е ограничение по пористости (выше эмпирической пористости глин), принятое в целях исключения плотных (сцементированных) слоев и глин, зачастую присутствующих в песчаниках, которые не исключаются в результате применения только ограничения по Vгл.

Граничное значение по водонасыщенности 70%.

Положения контактов газ-вода, газ-нефть, нефть-вода проводились на основании промыслово-геофизического материала с учетом градиентов давлений по МДТ и результатов испытания скважин.

1.5 Гидрогеологическая характеристика района

Месторождение Каражанбас находится в юго-восточной прибортовой зоне

Прикаспийской системы артезианских бассейнов. Гидрогеологические исследования проводились в открытом стволе. Отбор проб воды производился пласто испытателем компании «Бейкер Атлас» из скважин Каражанбас-2, Каражанбас-2НН (А-БС-1), Каражанбас-3НН. Всего из 3 скважин отобрано 14 проб методом RSI . Пластовые воды юрских продуктивных горизонтов по классификации В.А.Сулина представляют собой рассолы хлоркальциевого типа, минерализация в среднем 227,3 г/л, плотность - 1,157 г/см3.

Геологическая модель построена в программе Реtrel.Основными этапами последовательности операций были следующие: сбор данных, анализ геостатических данных, геометрическое строение, распределение фаций, петрофизическое описание и объемный расчет ресурсов. Заключительным этапом стало перемасштабирование геомодели с тонкими слоями в геомодель с более крупной сеткой, используемого при динамическом моделировании в Eclipse.

Согласно официальным требованиям в настоящем отчете приведены методы моделирования, последовательности операций, а также расчеты объемов в следующих разделах:

· входные данные;

· структурно-стратиграфическое моделирование;

· петрофизическая модель коллектора;

· моделирование ФЕС межскважинного пространства;

· 3Д моделирование;

· 2Д моделирование;

· Сравнение результатов 2D и 3D.

Построение структурных поверхностей выполняется на основе кровли коллектора, выделенной по данным интерпретации каротажа. Эффективный продуктивный объем определяется при помощи доли коллекторов, полученных в результате деления эффективной толщины на общую мощность горизонта. Объем нефтеносных пород рассчитан следующим образом: эффективный объем взятый из карты распределения доли коллекторов, умножен на среднюю пористость и значения нефте и газонасыщенности. Для подсчета геологических запасов объем продуктивных пород каждого горизонта умножен на плотность нефти в стандартных условиях и на объемный коэффициент по формуле объемного метода.

Моделирование месторождения Каражанбас выполнялось с помощью программного обеспечения для модели черной нефти Eclipse100.

При разработке гидродинамической модели исследовались различные варианты освоения месторождения, направленные на обеспечение максимального извлечения запасов углеводородов из каждого продуктивного пласта и структуры, с учетом геологических, петрофизических и технологических аспектов.

Сетка гидродинамической модели была создана путем угрубления сетки геологической модели.

В настоящей модели для угрубления были использованы алгоритмы Petrel, в частности для пористости и насыщенности был использован метод среднеарифметического, а для проницаемости метод тензора.

Настоящая оперативная оценка запасов нефти, растворенного газа, газа газовых шапок проведена по состоянию на 01.09.07 года в соответствии с требованиями инструкции ГКЗ РК «Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и природного углеводородного газа». С учетом результатов интерпретации ГИС по четырем скважинам, пробуренным на поднятиях Западное, Центральное и Восточное, развитие углеводородов в выделенных горизонтах диффенцированно. Некоторые продуктивные горизонты из-за разной насыщенности пришлось дополнительно разделить на 2 пласта.

Так, на Западном поднятии из 14 горизонтов продуктивными оказались 13, из них один - газовый, 12 нефтяных. Из двенадцати нефтяных горизонтов в трех горизонтах было проведено дополнительное разделение горизонта на пласты: (Ю -X (пласты 1-J1 и 2-J2) Ю-XII (пласт 1-Lверх и 2- Lниз) Ю-XIII (пласты 1- М, 2-М1, 3- М2). Это связано с тем, что одна часть пластов была насыщена нефтью, другая водой.

Центральное поднятие характеризуется наличием одного газового горизонта, тринадцати нефтяных залежей с газовой шапкой. Как и на Западном поднятии здесь исходя из насыщения пластов-коллекторов ряд горизонтов были подразделены на пласты Ю-VIII (пласт 1-Hверх, пласт 2-Hниз), Ю-Х (пласт 1-J1, пласт 2-J2), Ю-ХII (пласт 1-Lверх, пласт 2-Lниз), Ю-XIII ( пласт 1-M пласт 2-M1 пласт 3-M2).

На Восточном поднятии из 14 горизонтов только в верхних пяти получили развитие одна газовая залежь с небольшой нефтяной оторочкой и четыре нефтяных горизонта с газовой шапкой. Остальные нижележащие горизонты оказались водонасыщенными.

К категории С1 отнесены запасы нефти и газа, подсчитанные на площади нефтеносности, ограниченной кругом с радиусом 1000м, равным удвоенному расстоянию между эксплуатационными скважинами, которые подтверждены получением фонтанных промышленных притоков нефти, газа.

К категории запасов С2 отнесены запасы месторождения на площади нефтеносности, которая требует до изучения в части разбуривания, до изучения петрофизической и флюидной моделей, подтверждения промышленной значимости пластов-коллекторов и т. д.

При выборе аналога для месторождения Каламкас при обосновании категории С1, были проанализированы ряд разрабатываемых залежей на соседних прибрежных месторождениях: Арман, Каражанбас-суша, Жетыбай, Узень, Северные Бузачи и др.

Самым близким по коллекторским свойствам, характеристикам пластового флюида оказалось месторождение Каламкас, где успешно реализуется проект разработки с плотностью сетки скважин 500х500.

2. Технологическая часть

2.1 Анализ состояния техническое перевооружение участка цеха по обслуживанию и ремонту НКТ

Защита насосно-компрессорных труб (НКТ) от коррозии и вредных отложений асфальтенов, смол и парафинов (АСПО) резко увеличивает срок их службы. Лучше всего это достигается применением труб с покрытиями, однако многие нефтедобытчики предпочитают «старый добрый» металл, игнорируя успехи российских новаторов.

Не имея возможности повлиять на защитные качества уже находящихся в эксплуатации труб, нефтедобытчики применяют разные способы удаления АСПО, в первую очередь химический (ингибирование, растворение) как наименее затратный. С определенной периодичностью в затрубное пространство закачивается раствор кислоты, которая смешивается с нефтью и удаляет новообразования АСПО на внутренней поверхности НКТ. Химическая чистка также нейтрализует коррозионное разрушающее воздействие на трубу сероводорода. Такое мероприятие не мешает добыче нефти, а состав ее после реагирования с кислотой меняется незначительно.

Кислотная и другие виды обработки НКТ, конечно, применяются для их текущей очистки на скважине, но ограниченно - в России 120 тыс. скважин, и чистят трубы далеко не. Кроме того, никакие методы очистки непосредственно на скважине не избавляют от постепенного загрязнения НКТ отложениями».

Помимо химического метода очистки труб, иногда используется механический (скребками, опускаемыми на проволоке или штангах). Другие методы, а это депарафинизация с помощью волнового воздействия (акустического, ультразвукового, взрывного), электромагнитный и магнитный (воздействие на флюид магнитными полями), тепловой (прогрев НКТ горячей жидкостью или паром, электротоком, термохимическая депарафинизация) и гидравлический (штуцирование сечений трубопроводов для инициации выделения газовой фазы - специальными и гидроструйными устройствами) применяются еще реже ввиду их относительной дороговизны.

Нефтяники на ремонтных базах эксплуатируют до 50 комплексов по очистке и ремонту НКТ - от самых примитивных до весьма совершенных, а значит, они востребованы. При сильном загрязнении или повреждении НКТ коррозией (в случае если нефтедобывающая компания не имеет соответствующего оборудования для их восстановления) трубы отправляются на ремонт в специализированную компанию. Трубы, не удовлетворяющие требованиям технических условий и не имеющие соответствующих параметров, отбраковываются. Пригодные для ремонта трубы подвергаются отрезке резьбовой части, которая изнашивается сильнее всего. Нарезается новая резьба, навинчивается новая муфта и маркируется. Восстановленные трубы увязываются в пакет и отправляются поставщику.

Существуют различные технологии восстановления и ремонта НКТ. К наиболее современным относится технология восстановления и ремонта НКТ по технологии нанесения на резьбу твёрдого слоя специального антизадирного покрытия (НТС).

Ремонт НКТ по технологии НТС осуществляется в соответствии с (ТУ 1327-002-18908125-06) и обеспечивает сокращение совокупных затрат на содержание фонда НКТ в 1,8 - 2 раза за счет:

- восстановления резьбы у 70% труб без отрезания резьбовых концов и укорачивания тела трубы; - увеличения более чем в 10 раз (гарантии до 40 СПО для фондовой НКТ и свыше 150 СПО для технологической НКТ при условии соблюдения РД 39-136-95) ресурса износостойкости резьбы отремонтированных труб по сравнению с ресурсом резьбы новых труб;

- сокращения в 2-3 раза объемов закупки новых НКТ за счет повышения ресурса восстановленных труб и сокращения отходов ремонтной деятельности.

2.2 Назначение, техническая характеристика НКТ

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) применяются в процессе эксплуатации нефтяных, газовых, нагнетательных и водозаборных скважин для транспортировки жидкостей и газов внутри обсадных колонн, а также для ремонтных и спускоподъемных работ.

Трубы НКТ соединяются между собой при помощи муфтовых резьбовых соединений.

Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб обеспечивают:

- проходимость колонн в стволах скважин сложного профиля, в том числе в интервалах интенсивного искривления;

- достаточную прочность на все виды нагрузок и необходимую герметичность соединений колонн труб;

- требуемую износостойкость и ремонтопригодность.

Насосно-компрессорные трубы изготавливаются в следующих исполнениях и их комбинациях:

- с высаженными наружу концами по ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97, АРI 5СТ;

- гладкие высокогерметичные по ГОСТ 633-80, ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97;

- гладкие с узлом уплотнения из полимерного материала по ТУ 14-3-1534-87;

- гладкие, гладкие высокогерметичные с повышенной пластичностью и хладостойкостью по ТУ 14-3-1588-88 и ТУ 14-3-1282-84;

- гладкие, гладкие высокогерметичные и с высаженными наружу концами коррозионностойкие в активных сероводородсодержащих средах, имеющие повышенную коррозионную стойкость при солянокислой обработке и являющиеся хладостойкими до температуры минус 60°С по ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97.

По требованию заказчика трубы с узлом уплотнения из полимерного материала могут изготавливаться с повышенной пластичностью и хладостойкостью. По соглашению сторон трубы могут изготовляться коррозионностойкими для сред с низким содержанием сероводорода.

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 2.1 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 2.2 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

2.3 Устройство 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.

Рисунок 2.1 Гладкая высокогерметичная труба и муфта к ней - (НКМ)

Рисунок 2.2 Насосно-компрессорная труба с высаженными наружу концами и муфта к ней- ( В )

Рисунок 2.3 Насосно-копрессорные трубы безмуфтовые с высаженными наружу концами - НКБ



Рис. 2.4 Примеры соединения труб НКТ зарубежного производства

2.4 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. 2.5 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.

2.5 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. 2.6 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.

2.6 Расчёт НКТ на прочность

Прочностной расчёт насосно-компрессорных труб (НКТ):

По страгивающей нагрузке

Под страгивающей нагрузкой резьбового соединения понимают начало разъединения резьбы трубы и муфты. При осевой нагрузке напряжение в трубе достигает предела текучести материала, затем труба несколько сжимается, муфта расширяется и резьбовая часть трубы выходит из муфты со смятыми и срезанными верхушками витков резьбы, но без разрыва трубы в её поперечном сечении и без среза резьбы в её основании.



Где Dср - средний диаметр тела трубы под резьбой в её основной плоскости, м

ут - предел текучести для материала труб, Па

Dвнр - внутренний диаметр трубы под резьбой, м

В - толщина тела трубы под резьбой, м

S - номинальная толщина трубы, м

б - угол профиля резьбы для НКТ по ГОСТ 633-80 б = 60є

ц - угол трения, для стальных труб = 9є

I - длина резьбы, м.

Максимальная растягивающая нагрузка при подвеске оборудования массой М на колонне НКТ составляет

Рmax = g L q + M g

Где q - масса погонного метра трубы с муфтами, кг/м. Если Рст < Рmax , то рассчитывают ступенчатую колонну.

Глубину спуска для различных колонн определяют из зависимости

Для равнопрочных (высаженных наружу) труб вместо Рстi определяется предельная нагрузка Рпр



n1 - запас прочности (для НКТ допускается n1 = 1,3 - 1,4)

Dн, Dвн - наружный и внутренний диаметр трубы.

В условиях наружного и внутреннего давления дополнительно к осевым уо действуют радиальные у r и кольцевые у к напряжения.

уr = -Рв или уr = -Рн

,

Где Рв и Рн соответственно внутреннее и наружное давление. По теории наибольших касательных напряжений находят эквивалентное напряжение

уэ = у1 - у3,

где у1 , у3 соответственно наибольшее и наименьшее напряжения.

Для различных условий эксплуатации формулы для определения эквивалентного расчетного напряжения приобретают следующий вид:

уэ = уо + уr при уо > ук > уr

уэ = ук + уr при ук > уо > уr

уэ = уо + ук при уо > уr > ук

Из рассмотренных случаев следует, что при Рн > Рв максимально возможная длина пускаемой колонны будет меньше, и ее определяют по формуле:



Где n1 - запас прочности = 1,15

При действии на НКТ циклических нагрузок ведется проверка на страгивающую нагрузку и усталость. Определяют наибольшую и наименьшую нагрузки, по которым определяют наибольшее, наименьшее и среднее напряжение уm, а по ним - амплитуду симметричного цикла (уа). Зная (у-1) - предел выносливости материала труб при симметричном цикле растяжения - сжатия определяют запас прочности:

Где у-1 - предел выносливости материала труб при симметричном цикле растяжения - сжатия

ку - коэффициент, учитывающий концентрацию напряжений, масштабный фактор и состояние поверхности детали

Шу - коэффициент, учитывающий свойства материала и характер нагружения детали.

Предел выносливости для стали группы прочности Д равен 31МПа при испытании в атмосфере и 16МПа - в морской воде. Коэффициент Шу - 0,07…0,09 для материалов с пределом прочности уn - 370…550Мпа и Шу - 0,11…0,14 - для материалов с уn - 650…750МПа.

По сжимающей нагрузке при опоре НКТ о пакер или забой.

При опоре низа колонны НКТ о забой или на пакер может возникать продольный изгиб труб. При проверке труб на продольный изгиб определяют критическую сжимающую нагрузку, возможность зависания труб в скважине и прочность изогнутого участка.

Колонна НКТ выдерживает сжимающие нагрузки, если допускаемая критическая нагрузка Ркр > Руст nус,

Где

3,5 - коэффициент, учитывающий защемление колонны НКТ в пакере

J - момент инерции

поперечного сечения трубы

Dн, Dвн - наружный и внутренний диаметр трубы, при колонне НКТ, состоящий из секций разного диаметра, в расчет принимаются размеры нижней секции, в нашем случае параметры dнкт.

л - коэффициент, учитывающий уменьшение веса труб в жидкости,

л

q - масса одного погонного метра труб с муфтами в воздухе, кг/м

Dобс.вн - внутренний диаметр обсадной колонны, м.

Если выполняется неравенство Руст > РImax - происходит зависание труб в скважине, где РImax - предельная нагрузка, действующая на забой, при любом увеличении сжимающего усилия в верхнем конце колонны труб.

При изгибе труб на большой длине возможно зависание изогнутых труб НКТ за счет рения их об осадную колонну. При этом на пакер передается не весь вес изогнутой колонны. В этом случае, если на верхнем конце колонны неограниченно увеличивать сжимающее усилие, то нагрузка, передаваемая колонной НКТ на забой, не превысит величины

Р1;оо = л I q ж1;оо

где ж1;оо = ,

б - параметр зависания

ѓ - коэффициент трения НКТ об осадную колонну при незапарафированной колонне (для расчетов можно принимать ѓ = 0,2)

r - радиальный зазор между НКТ и обсадной колонной

I - длина колонны, для скважин в пределе I = Н

Если увеличивать длину колонны, то б > ?, ж1;оо > 1/б и получаем предельную нагрузку, передаваемую на забой колонной НКТ:

При свободном верхнем конце колонны НКТ (I = Н) нагрузка, передаваемая НКТ на забой:

Р1,о = л q Н ж1;о

где ж1;о =

Условие прочности для изогнутого участка колонны НКТ записывается в виде:

где F0 - площадь опасного сечения труб, м2

W0 - осевой момент сопротивления опасного сечения труб, м3

Р1сж - осевое усилие, действующее на изогнутый участок труб, МН

уm - предел текучести материала труб, МПа

n - запас прочности, принимаемый равным 1,35.

Расчёт производственной площади цеха

Производственная площадь цеха рассчитывается по формуле:

Fцех = Кпѓоб ,

где ѓоб - суммарная площадь горизонтальной проекции технологического оборудования и организационной оснастки, ѓоб=558,57м2

Кп - коэффициент плотности расстановки оборудовании, для механических цехов, Кп=4

Fцех =4Ч558,57=2234,28м2

Шаг колонн выберем 18мЧ18м. Таким образом. Фактическая площадь цеха составит 2592м2.

2.7 Оборудование цеха по обслуживанию и ремонту НКТ

Количество оборудования определяется объемом выпускаемой продукции. Для выполнения операций по п.п. 1, 2, 3, 4, 10, 11, 12, 13 (см. таблицу 3.6) предусмотрено автоматизированное оборудование.

Цех оборудован автоматизированной транспортно-накопительной системой, обеспечивающей транспортировку труб между технологическим оборудованием и создание межоперационных заделов, а также автоматизированной компьютерной системой учета выпуска труб "АСУ-НКТ" с возможностью ведения паспортизации труб.

Рассмотрим оборудование цеха:

Механизированная линия мойки труб

Предназначена для очистки и мойки внутренней и наружной поверхностей НКТ перед их ремонтом и подготовкой для дальнейшей эксплуатации.

Мойка осуществляется высоконапорными струями рабочей жидкости при этом достигается необходимое качество мойки НКТ без подогрева рабочей жидкости, за счет скоростного динамического воздействия струй. В качестве рабочей жидкости применяется вода без химических добавок.

Мойке могут подвергаться НКТ, имеющие парафино-нефтяные загрязнения и отложения солей при засорении канала трубы до 20% площади.

Допускается мойка с повышенным объемом загрязнения при снижении производительности линии.

Отработанная рабочая жидкость проходит очистку, обновление состава и снова подается в камеру мойки. Предусмотрено механизированное удаление загрязнений.

Рисунок 2.7 Линия работает в автоматическом режиме с управлением от программируемого командо-контроллера

Преимущества:

- достигается высокая производительность и необходимое качество мойки без подогрева рабочей жидкости, обеспечивается экономия энергозатрат;

- не происходит коагуляция и слипание удаляемых загрязнений, снижаются затраты на их утилизацию и очистку оборудования;

- улучшаются экологические условия процесса очистки НКТ за счет уменьшения выделения вредных паров, аэрозолей и тепла, что приводит к улучшение условий труда работающих.

Технические характеристики:

Производительность, труб/час до 30

Диаметр обрабатываемых НКТ, мм 60,3; 73; 89

Длина обрабатываемых НКТ, м 5,5 ... 10,5

Количество одновременно моющихся НКТ, шт. 2

Давление моющей жидкости, МПа до 25

Насосы высокого давления:

- исполнение антикоррозионное с керамическими плунжерами

- количество рабочих 2шт.

- количество резервных 1шт.

- производительность насоса, м3/час 10

- давление сжатого воздуха, МПа 0,5 ... 0,6

Материал моющих форсунок твердый сплав

Потребляемая мощность, кВт 210

Емкость баков отстойника и расходного, м3 50

Габаритные размеры, мм 42150 Ч 6780 Ч 2900

Масса, кг 37000

Камера сушки труб

Предназначена для сушки НКТ, поступающих в камеру после операции мойки или гидроипытаний.

Сушка осуществляется горячим воздухом, подаваемым под напором с торца трубы, проходящим по всей длине, с последующей рециркуляцией и частичной очисткой от паров воды.

Поддержание температуры осуществляется автоматически.

Технические характеристики:

Производительность, труб/час до 30

Температура сушки, єС 50 ... 60; Время сушки, мин 15

Мощность калорифера нагревателя, кВт 60, 90

Количество отводимого воздуха, м3/час 1000

Количество рециркулируемого воздуха, м3/час 5000

Характеристика НКТ

- наружный диаметр, мм 60, 73, 89

- длина, мм 5500 ... 10500

Габаритные размеры, мм 11830 Ч 1800 Ч 2010

Масса, кг 3150

Рисунок 2.8 Камера сушки труб

Автоматизированная линия дефектоскопии

Предназначена для неразрушающего контроля электромагнитным методом НКТ с муфтами при ремонте и восстановлении, с сортировкой их по группам прочности. Управление производится программируемым командо-контроллером. В состав линии входит установка дефектоскопии "УРАН-2000М".

По сравнению с существующим оборудованием линия имеет ряд преимуществ.

В автоматическом режиме осуществляется:

- наиболее комплексная дефектоскопия и контроль качества труб и муфт;

- сортировка и подбор по группам прочности НКТ и муфт;

- получение достоверных показателей качества как отечественных, так и импортных НКТ за счет использования в системе контроля прибора определения химсостава материала;

- определение границ дефектных участков трубы.

Технические характеристики:

Производительность линии, труб/час до 30

Диаметр контролируемых НКТ, мм 60,3; 73; 89

Длина контролируемых НКТ, м 5,5 ... 10,5

Количество контрольных позиций 4

Скорость перемещения НКТ, м/мин 20

Давление сжатого воздуха в пневмосистеме, МПа 0,5 - 0,6

Суммарная мощность, кВт 8

Габаритные размеры, мм 41500 Ч 1450 Ч 2400

Масса, кг 11700

Контролируемые параметры:

- сплошность стенки трубы;

- группы прочности трубы и муфты ("Д", "К", "Е"), определение химсостава материала;

- толщинометрия стенки трубы по ГОСТ 633-80.



Рисунок 2.9 Дефектоскопия "УРАН-2000М"

Маркировка осуществляется лакокрасочным материалом по информации на мониторе установки дефектоскопии.

Данные контроля могут передаваться в автоматическую систему учета выпуска и паспортизации труб.

Установка дефектоскопии насосно-компрессорных труб и муфт "уран-2000м"

Установка работает в составе автоматизированной линии дефектоскопии и предназначена для проверки качества НКТ по следующим показателям:

- наличие нарушений сплошности;

- контроль толщины стенки трубы;

- рассортировка по группам прочности "Д", "К", "Е" труб и муфт.

Состав установки:

- Измерительный контроллер;

- Рабочий стол контролёра;

- Датчик контроля группы прочности трубы; пультом управления и индикацией

- Датчик контроля группы прочности муфты; (монитором);

- Комплект датчиков дефектоскопии;

- Монитор устройства индикации;

- Комплект датчиков толщинометрии;

- Программное обеспечение;

- Блок обработки сигналов;

- Комплект рабочих образцов;

- Контроллер устройства индикации;

Установка работает в следующих режимах:

Контроль нарушений сплошности (дефектоскопия) по ГОСТ 633-80;

Контроль толщины стенки трубы по ГОСТ 633-80;

Контроль химического состава муфты и трубы;

Контроль группы прочности муфты и НКТ по ГОСТ 633-80;

Вывод результатов на устройство индикации с возможностью вывода на печать;

Техническая характеристика:

Скорость контроля, м/сек 0,4

Производительность установки, труб/час 40

Характеристика ремонтируемых труб, мм

- диаметр 60,3; 73; 89; длина 5500 ... 10500

Общие технические характеристики:

Базовые процессоры контроллера - 486 DХ4-100 и Pentium 100;

Оперативная память (ОЗУ) - 16 Мб;

Накопитель на гибком магнитном диске (НГМД) - 3.5I, 1.44 Мб;

Накопитель на жестком магнитном диске (НЖМД) - 1.2 Гб;

Питание от сети переменного тока частотой 50 Гц;

Напряжение - 380/220 В; Потребляемая мощность - 2500 ВА;

Время непрерывной работы - не менее 20 часов;

Средняя наработка на отказ - не менее 3000 часов;

Устойчивость к механическим воздействиям по ГОСТ 12997-76.

2.8 Внедрение нового оборудования для обслуживания и ремонта НКТ

На сегодняшний день разработаны различные технологии восстановления и ремонта НКТ, рассмотрим одну из них. Это технология восстановления и ремонта НКТ при помощи упрочнения и нанесения твёрдого антизадирного покрытия на резьбовые концы труб и муфт, так называемая технология НТС.

Технология «НТС» включает в себя операции:

- Восстановление резьбы без отрезания концов НКТ;

- Упрочнение резьбы;

- Нанесение специальных покрытий на резьбу;

- 100% неразрушающий контроль 4 физическими методами.

Дополнительно к существующему оборудованию вводится станок ультразвуковой обработки, и агрегат нанесения антизадирного покрытия.

Ультразвуковой станок модели 40--7018.

Ультразвуковой станок модели 40--7018 используют для нарезания внутренней и наружной резьбы. В шпиндельную головку станка вмонтирован ультразвуковой преобразователь. При нарезании резьбы метчик одновременно с вращательным движением вокруг оси и поступательным вдоль оси совершает дополнительные колебания с частотой 18--24 кгц и амплитудой в несколько мкм. Для возбуждения колебаний используют ультразвуковой генератор УЗГ-10/22.

Технические характеристики:

Мощность ультразвукового преобразователя, кВт 2,5

Точночть обработки, мкм ± 15 мкм

Габаритные размеры, мм 2740 Ч 1350 Ч 1650

Масса, кг 1660



Рисунок 2.10 Ультразвуковой станок модели 40--7018

Установка для нанесения покрытий методом плазменного напыления.

Технические характеристики установки:

Выходное напряжение холостого хода - 400 В;

Максимальный ток нагрузки - 150 А;

Напряжение сети - 380 В;

Потребляемая мощность, макс. 40 кВт.

Габаритные размеры, мм 740 Ч 550 Ч 650

Вес источника тока 98 кг.



Рисунок 2.11 Установка для нанесения покрытий методом плазменного напыления

Таким образом, усовершенствованный технологический процесс восстановления и ремонта НКТ будет выглядеть следующим образом:

1. Очистка НКТ от асфальтосмолопарафинов (АСПО).

2. Механическая очистка наружной и внутренней поверхностей НКТ.

3. Шаблонирование НКТ.

4. Отвинчивание муфты НКТ.

5. Неразрушающий контроль тела НКТ (выявление дефектов продольной и поперечной ориентации в теле трубы и определение их координат, определение минимальной толщины стенки трубы, длины трубы, группы прочности трубы).

6. Отрезка дефектных концов НКТ, нарезка резьбы на трубонарезных станках с ПУ.

7. Восстановление и упрочнение резьбы ниппеля трубы.

8. Автоматизированный контроль калибрами резьбы ниппеля.

9. Восстановление и упрочнение резьбы муфты.

10. Автоматизированный контроль калибрами резьбы муфты.

11. Определение группы прочности муфты.

12. Нанесение антизадирного покрытия на резьбу трубы.

13. Навинчивание муфты.

14. Испытание НКТ гидростатическим давлением воды до 30МПа или до 70МПа с акустико-эмиссионным контролем.

15. Измерение длины НКТ и нанесение маркировочной надписи на трубу в соответствии с требованиями API, DIN, ГОСТ.