Таблица 7.3. Параметры алюминиевых НКТ

Наружный диаметр трубы, мм	Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Наружный диаметр муфты, мм	Вес 1 п. м. трубы с муфтой, Н/м	Страгивающая нагрузка, кН	Предельно давление допускаемое МПа
						внутреннее	наружное
600,6	60	6,00,6	73	28,9	192,3	54,9	51,0
750,8	73	7,00,7	89	42,0	290,4	51,0	44,1
900,9	89	7,00,7	107	51,5	353,2	42,6	38,2
1051,0	102	7,50,8	121	65,3	402,2	39,2	37,2
1141,2	114	8,00,8	132	75,1	485,6	38,2	34,3
1151,2	114	8,50,9	132	80,1	485,6	40,7	34,3

ЛНКТ изготавливаются методом прямого гидравлического прессования с последующей правкой и термической обработкой (закалкой и старением) из сплава Д16Т. Длина трубной заготовки для всех типоразмеров труб, приведенных в табл. 7.3, составляет 9000±50 мм. Каждая из труб снабжается муфтой, изготовленной также из сплава Д16Т. На концах труб и муфт нарезается соединительная резьба по ГОСТ 633-80. Навинчивание труб на муфты производят с использованием антифрикционной уплотнительной смазки Р-402. После закрепления муфты на трубе торец муфты должен совпадать с последней ниткой резьбы на трубе; при этом допускается отклонение ±1 нитка резьбы. Для защиты резьбы труб от повреждений при транспортировке и погрузочно-разгрузочных работах применяются предохранительные элементы.

Маркировка трубы производится на расстоянии 500-700 мм от ее конца. ЛНКТ описанной выше конструкции прошли широкие испытания в ряде нефтегазодобывающих районов страны и рекомендованы к серийному производству.

Накопленный опыт эксплуатации ЛНКТ в достаточно разнообразных условиях позволил разработать технологические рекомендации по наиболее рациональному их использованию, обеспечивающему получение значительного технико-экономического эффекта. ЛНКТ рекомендуется к применению в скважинах, эксплуатируемых фонтанным и газлифтным способами, а также в скважинах, оборудованных центробежными погружными электронасосами.

На основе всесторонних лабораторных, стендовых и промысловых исследований ЛНКТ из сплава Д16Т выявлены основные параметры агрессивных коррозионных сред, при эксплуатации в которых ЛНКТ имеют существенные преимущества перед стальными НКТ. Так, сплав Д16Т в двухфазной системе «пластовая вода - нефть» при обводненности до 50% характеризуется как весьма стойкий материал, а при обводненности 80% - как стойкий материал.

В связи с вводом в эксплуатацию месторождений нефти и газа с большим содержанием в добываемой продукции сероводорода особую остроту приобретают вопросы обеспечения высокой эксплуатационной надежности лифтовых колонн. Здесь уместно привести данные исследований сравнительной коррозионной стойкости сплава Д16Т и стали группы прочности "Д" (Ст. 45) в обводненной нефти с содержанием сероводорода 1200 мг/л. Введение сероводорода в обводненную нефть резко понизило коррозионную стойкость стали, на образцах которой наблюдались возникшие при наводораживании пузыри и вздутия, в то время как скорость коррозии сплава Д16Т при введении сероводорода при обводненности 80% даже снизилась. Высокая стойкость сплава Д16Т в этих условиях подтверждена данными механических испытаний, проведенных после выдержки образцов под напряжением в среде сероводорода. Эти исследования показали, что прочностные и пластические свойства образцов из сплава Д16Т не изменились, в то время как для образцов из стали 45 (сталь группы прочности "Д") они значительно снизилась. Исследованиями подтверждено, что сероводород снижает склонность алюминиевых сплавов к питтинговому поражению. Следует иметь в виду, что обработка призабойной зоны скважин, оборудованных ЛНКТ, плавиковой кислотой категорически не допускается. Соляно-кислотную обработку следует проводить с применением специальных ингибиторов, но значительно безопаснее и эффективнее использовать для этих целей сульфаминовую кислоту.

Технология эксплуатации ЛНКТ сходна с технологией эксплуатации стальных НКТ. Вместе с тем существует ряд дополнительных требований, выполнение которых обязательно при эксплуатации ЛНКТ. Как уже отмечалось, для обеспечения нормальной работоспособности резьбовых соединений необходимо при их свинчивании использовать антифрикционную уплотнительную резьбовую смазку Р-402, которая рекомендуется для эксплуатации редко свинчиваемых соединений НКТ.

При соединении лифтовой колонны, собранной из ЛНКТ со стальной арматурой (планшайбой), следует применять стальной переводник, подвергнутый термодиффузионному цинкованию.

При укладке ЛНКТ на длительное хранение необходимо предварительно тщательно очистить трубы и промыть их пресной водой. Стальные стеллажи, на которые укладываются ЛНКТ, необходимо снабдить деревянными прокладками, а также изолировать от земли с помощью диэлектрических прокладок, в качестве которых можно использовать, например, отработанные автомобильные покрышки.

Описанные выше ЛНКТ диаметрами 74; 90; 102 и 115 мм по своей конструкции аналогичны стальным гладким трубам (НКТ) по ГОСТ 633-63. Максимально возможная глубина спуска одноразмерной колонны ЛНКТ (при фонтанном способе эксплуатации) из этого сплава находится в пределах 8000-9000 м, что полностью обеспечивает требования технологии эксплуатации глубоких и сверхглубоких скважин.

Недостатком ЛНКТ сборной конструкции является наличие зазора между стыками труб в муфтах, что приводит при высоких дебитах (особенно в газовых скважинах) к повышенному износу торцов труб, вызываемому коррозионно-эрозионными процессами, к интенсивной коррозии этой зоны в обводненных скважинах и к образованию парафиновых пробок в нефтяных скважинах. Местные гидравлические потери в трубах такого типа также достаточно велики, что приводит при фонтанной добыче к дополнительному расходу пластовой энергии и преждевременному переводу их на механизированную эксплуатацию.

Существенно лучшими прочностными и гидравлическими характеристиками обладают равнопроходные трубы безмуфтовой конструкции. Например, стальные НКТ безмуфтовой конструкции (НКБ) достаточно широко применяются за рубежом. Благодаря широким возможностям получения труб переменного по длине поперечного сечения, которые дает метод прямого гидравлического прессования, разработан нормальный ряд ЛНКТ безмуфтовой конструкции и освоено их производство. При изготовлении ЛНКТ на одном из концов выполняется раструб, на другом - ниппель. Резьба на трубах нарезается и контролируется в соответствии с требованиями ГОСТ 633-80, как для стальных НКТ с высаженными концами. Конструкция ЛНКТ приведена на рис. 7.3.

Новые трубы имеют следующие преимущества перед ЛНКТ муфтовой конструкции: повышенная износостойкость, обеспечиваемая утолщением концевых частей (при работе с АПР в комплексе с ключами КТГ), равнопрочность резьбовых соединений и тела труб, что практически исключает возможность срыва резьбы при больших нагружениях (срыве пакеров в глубоких скважинах); улучшенные гидравлические характеристики за счет плотного стыкования свинчиваемых труб в узле «ниппель - раструб»; уменьшение расходов на нарезку резьб (исключение - изготовления муфт с резьбой); сокращение времени на свинчивание и развинчивание (вследствие применения резьбы с меньшим числом ниток); исключение необходимости применения специальных колец-вставок с покрытиями между зазором труб в муфтах (в целях борьбы с отложениями парафина).

Следует отметить, что накопленный опыт эксплуатации ЛНКТ в ряде нефтегазодобывающих районов России свидетельствует о высокой технико-экономической эффективности их применения. При этом важно правильно выбирать оптимальные области их использования, базируясь на особенностях физико-механических характеристик ЛНКТ, и применять их в первую очередь для оборудования скважин, в добываемой продукции которых содержится сероводород.

Конструкции НКТ зарубежного производства

За рубежом НКТ изготавливают по техническим условиям Американского нефтяного института API Spec 5CT. Требованиями этого документа предусмотрен выпуск НКТ с гладкими и с высаженными наружу концами наружным диаметром от 26,7 до 114,3 мм. Для соединений НКТ применяют конические резьбы треугольного профиля с шагом 8 или 10 ниток на дюйм. Параметры резьбы регламентируются стандартом API Spec 5B. Для повышения герметичности применяют уплотнительные кольца из тефлона.

По стандарту API для изготовления труб используют стали группы прочности H-40, J-55, L-80, C-90, T-95 и Р-110. По длине трубы выпускаются двух размеров: 6,10...7,32 и 8,53...9,75 м.

Ряд фирм выпускают НКТ, эксплуатационные показатели которых отличаются от требований стандартов. Как правило, эти трубы используются для работы в глубоких и сверхглубоких скважинах, в средах с повышенной агрессивностью, в арктических районах. Материалы и конструкция этих труб обеспечивают высокую прочность и герметичность при воздействии комплекса экстремальных эксплуатационных условий.

Так, фирма «Хайдрил» применяет для НКТ безмуфтовые соединения с двухступенчатой цилиндрической резьбой. На торцах муфты и трубы имеются конические уплотнения, обеспечивающие герметичность. Существуют пять типов соединений: FJ, суперFJ, A-95 (рис.7.4 а); CS, PH-6 (рис. 7.4 б). Соединения выполнены в габаритах тела трубы. Их прочность составляет 50…95% тела трубы.

Фирма «Атлас Бредфорд» в своих конструкциях соединений для НКТ использует для более надёжной герметичности тефлоновые кольца, вставляемые в резьбовую часть муфты (рис. 7.4 в, г).

Фирма «Маннесман» изготавливает НКТ с муфтовыми соединениями TDS, аналогичными соединениям обсадных труб типа BDS (рис. 7.4 д).

В соединении VAM (фирма «Валлурек») такая же резьба. Герметичность достигается двумя коническими уплотнительными поверхностями, которые находятся на торцах трубы и, соответственно, внутри муфты (рис. 7.4 е). Известны также НКТ с приварными замками; их конструкция изображена на рис. 7.5. Такие трубы часто используют в качестве бурильных при капитальном ремонте скважин.

Согласно стандарту в НКТ используют как треугольную, так и трапецеидальную резьбы. На рис. 7.6 показаны стандартные соединения зарубежных НКТ. По требованию заказчика трубы могут изготавливаться со скосами под элеватор с углом 20.

Описанными конструкциями не исчерпывается всё многообразие зарубежных НКТ. Каждая фирма старается привлечь покупателя каким-либо новым параметром или элементом. Здесь описаны наиболее известные и распространённые варианты.

6.2 Конструкция лифтовых колонн

Поскольку нефть или газ поднимаются на поверхность по колонне насосно-компрессорных труб, они называются лифтовыми, или подъёмниками. Хотя лифтовые колонны состоят только из труб НКТ, их конструкция может различаться в зависимости от условий добычи и способа эксплуатации.

При фонтанном способе никаких особенностей в конструкции нет. Верхняя труба крепится к постаменту фонтанной ёлки. Лифтовая колонна либо состоит из труб одного типоразмера, либо является многосекционной.

При компрессорном способе добычи в состав колонны включают пусковой клапан. Место его установки определяется геолого-техническими условиями добычи. Заметим, что правилами Госгортехнадзора компрессорный способ с использованием воздуха в качестве рабочего агента (эргазлифт) запрещен.

Глубинно-насосный способ предполагает установку погружного насоса в нижней части колонны; для его привода используется колонна штанг. Колонна расположена внутри НКТ, поэтому её следует включить в состав лифтовой колонны. В соединениях штанг для уменьшения протирания внутренней полости НКТ, могут быть использованы протекторные муфты (особенно это касается наклонных скважин и ЛНКТ), а для борьбы с образованием песчаных пробок, заклиниванием плунжера или отложениями парафина - скребки-завихрители.

При эксплуатации скважин электропогружными насосами (ЭЦН) к внешней стороне НКТ с помощью специальных хомутов крепится кабель-токоподвод для подачи энергии к погружному электродвигателю.

Варианты компоновки лифтовых колонн представлены на рис. 7.7.

Для соединения между собой насосно-компрессорных труб разных размеров и типов резьб, а также подземного оборудования, имеющего присоединительные концы с резьбой по ГОСТ 633-80, используют различные переводники. Конструктивно они выполнены в виде переводников муфтониппельного типа с двумя диаметрами на корпусе. Внешний вид переводников изображен на рис. 7.8.

Согласно ГОСТ 23979-80 переводники для насосно-компрессорных труб изготавливаются следующих типов:

переводники типа М с резьбой треугольного профиля для гладких труб и труб типа «В» с высаженными наружу концами;

переводники типа Г с трапецеидальной резьбой для соединения высокогерметичных труб - НКМ;

переводники типа Б с трапецеидальной резьбой для соединения безмуфтовых труб с высаженными наружу концами - НКБ.

В зависимости от соотношения диаметров переводники имеют исполнение 1, 2 и3.

Условные обозначения переводников содержат букву П, обозначающую переводник, буквы Г или Б, обозначающие тип переводника (для переводника типа М буква не ставится), условные диаметры соединяемых труб (муфта-ниппель), группу прочности стали и номер стандарта. Например:

переводник П 73 Ч 48 - Е ГОСТ 23979-80;

то же для труб типа В:

переводник ПВ-73 Ч 48 - Е ГОСТ 23979-80;

то же для труб типа Г:

переводник ПГ 73 Ч 48 - Е ГОСТ 23979-80 и т.д.

Рис. 5.6. Резьбовые соединения НКТ по стандарту АНИ: а - соединение гладких труб; б - соединение труб с высаженными наружу концами; в - соединение «Интеграл»

Рис. 5.7. Варианты компоновки лифтовых колонн: а - для фонтанного способа добычи; б - для компрессорного способа; в - при использовании штангового насоса; г - при эксплуатации с ЭЦН

Рис. 5.8. Переводники для насосно-компрессорных труб: а - переводники типа М с треугольной резьбой для соединения гладких труб и труб с высаженными наружу концами - В; б - переводники типа Г для соединения гладких высокогерметичных труб типа НКМ; в - переводники типа Б с трапецеидальной резьбой для соединения безмуфтовых труб типа НКБ

6.3 Условия работы лифтовых колонн и действующие на них нагрузки

Для лифтовых колонн, как и для всех трубных колонн, спускаемых в скважину, основной вид нагрузки - осевая растягивающая нагрузка. Эта нагрузка обусловлена весом спускаемых НКТ, но в отдельных случаях, например, при проведении работ по интенсификации добычи, срыве колонны с пакера, при гидроразрыве и при ликвидации аварий, осевая нагрузка может существенно возрасти.

На искривлённых участках скважины на лифтовую колонну действует изгибающий момент, величина которого определяется интенсивностью искривления. Другие виды нагрузок зависят от способа эксплуатации.

При фонтанном и компрессорном способе основной вид нагрузки - собственный вес и давление газонефтяной смеси или рабочего агента - газа. На колонну действуют внутренние и наружные давления.

При эксплуатации скважин штанговыми насосами на колонну действуют внутреннее давление столба жидкости в трубах и собственный вес лифтовой колонны, а в аварийной ситуации на трубы дополнительно передаётся вес штанг. Кроме статических нагрузок, на колонну труб действуют переменные усилия, связанные с переменным воздействием на неё веса жидкости в трубах и сил трения плунжера насоса и штанг. Обычно переменные напряжения не превосходят допустимых величин.

По мнению профессора А.Е. Сарояна, при ходе плунжера вверх на трубы действует осевая растягивающая нагрузка веса жидкости, воспринимаемая плунжером и колонной штанг. При этом на внутреннюю боковую стенку труб передаётся гидростатическое давление столба жидкости. В этом случае (при отсутствии осевых растягивающих нагрузок) гидростатическое давление создаёт изгибающий момент, который при определённых условиях приводит к потере устойчивости нижней части колонны. С увеличением глубины подвески гидростатическое давление возрастает, и искривление колонны распространяется на большую длину, что приводит к изгибу высших порядков с образованием полуволн. Периодическое искривление труб в нижней части колонны создаёт переменные напряжения и способствует износу труб. При ходе вниз на штанги действует сжимающая сила, что вызывает износ внутренней поверхности НКТ в процессе трения о поверхность штанговых муфт. Если трубы искривляются при ходе плунжера вверх, то штанги искривляются при ходе его вниз. В связи с тем, что искривление труб увеличивается с ростом гидростатического давления, передаваемого трубам, следует ожидать, что с увеличением глубины подвески износ труб и вероятность нарушения герметичности будут увеличиваться.

При эксплуатации скважин электроцентробежными насосами (ЭЦН) к осевой нагрузке от собственного веса труб добавляется вес жидкости, находящейся во внутренней полости труб, что создаёт внутреннее избыточное давление. Это основные нагрузки. Кроме того, во время работы насоса на колонну действует реактивный крутящий момент. Работа погружного электродвигателя вызывает также и динамическую нагрузку - вибрацию. Она может привести к отвороту резьбовых соединений, поэтому нижние трубы надо крепить особенно тщательно.

6.4 Эксплуатация НКТ

6.4.1 Условия поставки и приемки

НКТ предъявляются к приёмке партиями. Партия должна состоять из труб одного типоразмера и сопровождаться документом, удостоверяющим соответствие их качества стандарту и содержащим следующую информацию:

– наименование предприятия-изготовителя;

– условный диаметр и толщину стенки труб в мм и их длину в м;

– масса труб, кг;

– тип труб;

– группа прочности, номер плавки, массовая доля серы и фосфора всех входящих в партию плавок;

– номера труб (от-до) каждой плавки;

– результаты испытаний;

– обозначение стандарта.

Приёмка выполняется в соответствии с действующими инструкциями. Вначале проводится визуальный контроль труб, проверяется наличие защитных элементов на резьбе, затем и качество самих резьб. Окончательно качество трубы проверяется дефектоскопией и опрессовкой. Опрессовке подлежит каждая труба, как новая, так и бывшая в употреблении.

6.4.2 Условия применения

С целью предотвращения отложения парафина и солей, а также для защиты от коррозии внутреннюю поверхность труб покрывают эмалями, эпоксидными смолами, лаками, производят стеклование внутренней поверхности труб. Испытания труб на изгиб показали, что лаковые покрытия не разрушаются, а в эпоксидных смолах образуются трещины. Эмалевые покрытия и стекло разрушаются полностью. Однако по износостойкости силикатные покрытия (эмаль и стекло) превосходят полимерные (смолы и лаки). Термостойкость полимерных покрытий составляет 100...150С, силикатных - 200...600С. В связи с этим конкретные меры борьбы с коррозией могут быть разработаны только экспериментальным путём и выбором оптимального варианта.

Подготовка труб к спуску. Перед спуском труб в скважину следует проверить их качество, что подразумевает проверку резьбы ниппеля и муфты, а также целостность тела трубы. Резьбы проверяют калибрами, а тело трубы, в том числе и под резьбой, - установкой неразрушающего контроля. С целью проверки герметичности каждую трубу подвергают гидравлическим испытаниям. Продолжительность испытания - 10 с. Трубы, у которых при испытаниях обнаружена течь в резьбе, направляют на ремонт, а если же течь выявлена в теле трубы, ее отбраковывают.

Перед спуском трубы комплектуют по типам и размерам. При необходимости секции труб соединяют переводниками, которые следует заблаговременно завезти на скважину.

Перед спуском в скважину длина каждой трубы должна быть измерена с помощью стальной рулетки. Длина трубы определяется расстоянием между свободным торцом муфты (муфтовой части) и концом сбега наружной резьбы. При суммировании результатов измерений длины отдельных труб получаем теоретическую длину колонны. Для определения ее истинного значения необходимо ввести поправки, связанные с удлинением колонны под действием растягивающих сил.

Спуск НКТ в скважину. Подготовительные работы включают: проверку центрирования вышки (или мачты), укладку труб муфтами к устью или установку муфтами вверх на подсвечнике.

При спуске необходимо осматривать тело и резьбовые части каждой трубы во избежание попадания в колонну аварийных труб. Внутренний размер всех труб проверяется шаблоном-оправкой длиной 1250 мм. После того как труба поднята над устьем скважины, следует удалить предохранительные элементы, очистить и смазать резьбы муфт и трубы.

Для обеспечения герметичности соединений в скважинах с высоким давлением, особенно в газовых и газоконденсатных, необходимо при свинчивании труб покрывать резьбы смазкой (можно применять ленту ФУМ), обеспечивающей герметичность соединения и предохраняющей резьбу от задиров и коррозии.

В соответствии с требованиями, предъявляемыми к резьбовым соединениям, тип смазки выбирается в зависимости от условий эксплуатации. Смазку Р-402 целесообразно использовать для труб, работающих в скважинах с температурой на забое до 200С, а также при наружной температуре до 50С. В остальных случаях целесообразно использовать смазку Р-2. В последнее время появилось много новых смазок. Вопрос об их применении следует решать в соответствии с прилагаемой инструкцией и условиями спуска колонны.

При подъеме НКТ с мостков нужно предохранять концы трубы от ударов о фланец колонны или о другие металлические предметы. Посадку трубы в муфту следует производить осторожно, чтобы не повредить резьбу. При сильном ветре необходимо использовать центрирующие приспособления, а при их отсутствии рекомендуется операции свинчивания и развинчивания резьб трубы выполнять без применения механизмов. Свинчивание нужно производить с приложением регламентированных крутящих моментов, которые приводятся в инструкции 14. Если ниппель свободно, с моментом, меньшим минимального, ввинчивается в муфту до последнего витка резьбы или если после свинчивания с номинальным моментом остается более двух свободных, не вошедших в муфту витков, следует забраковать обе трубы: спущенную в скважину и следующую за ней. Во избежание повреждения тела трубы в месте захвата клиньями спайдера рекомендуется применять стопорные ключи, особенно если в скважину спущено менее 10 труб. Спуск колонны НКТ на забой необходимо выполнять плавно, на минимальной скорости.

Подъем колонны НКТ и посадку ее на фланец следует также производить плавно, без ударов и рывков. Трубные ключи нужно устанавливать на тело трубы вблизи муфты. При развинчивании соединений не рекомендуется наносить удары по муфте кувалдой. Для предохранения от прогиба труб диаметром менее 60 мм, поднимаемых свечами, и труб большого диаметра, если длина свечи превышает 18 метров, рекомендуется устанавливать на вышке промежуточные опоры. При подъеме трубы тщательно осматривают для выявления дефектов. Для равномерного износа труб целесообразно при проведении спуско-подъемных операций периодически менять местами трубы верхней и нижней частей колонны. При применении многосекционных лифтовых колонн перестановку труб нужно производить только внутри данной секции. После сильного натяжения колонны при срыве пакера или освобождения ее от прихвата все резьбовые заводские соединения следует докрепить.

Транспортировка НКТ. Перед транспортировкой резьба труб должна быть смазана и защищена предохранительными деталями. Трубы обычно транспортируются пакетами массой не свыше 5 тонн. Каждая отгруженная партия должна иметь сопроводительную документацию (сертификат, товарно-транспортную накладную и т. д.)

Перевозка автомобилями и тракторами производится на специально оборудованных трубовозах и прицепах. Категорически запрещается перевозить трубы волоком! Погрузка допускается в несколько рядов муфтами в одну сторону (это общее требование).

Перевозка железнодорожным транспортом. В один вагон должны загружаться трубы только одной партии. Трубы необходимо транспортировать в пакетах, прочно увязанных по длине через два метра. Допускается отгрузка в одном вагоне пакетов труб разных партий при условии их разделения. При увязке труб в пакеты муфты на трубах должны быть сориентированы в одну сторону.

Хранение. Перед укладкой на хранение трубы необходимо очистить, покрыть антикоррозионной смазкой их неокрашенные части и резьбы и навинтить на резьбы предохранительные детали. Насосно-компрессорные трубы рекомендуется хранить в складских помещениях, а при их отсутствии - на специально подготовленных открытых площадках. Трубы должны укладываться так, чтобы нижний ряд находился на высоте не менее 35 см от пола или земли. Смежные ряды труб следует разделять деревянными прокладками (не менее трех в одном ряду).

Прокладки располагаются под прямым углом к оси труб. Соседние ряды следует располагать уступами на длину муфт. Высота штабеля не должна превышать трех метров.

6.5 Аварии с НКТ

С насосно-компрессорными трубами в основном происходят следующие виды аварий:

- обрыв по телу трубы и по резьбе;

- негерметичность соединений труб;

- размыв тела трубы.

Наиболее частой причиной аварий бывает наличие дефектов изготовления труб и дефектов, появившихся в процессе эксплуатации как следствие нарушения технологии спуско-подъёмных операций.

Причины обрывов труб следующие.

Обрыв трубы по телу или по резьбе чаще всего происходит в результате несоответствия применяемых труб условиям эксплуатации, низкого качества материала трубы и отклонения от норм параметров резьбы, небрежного обращения с трубами при погрузке, разгрузке, транспортировании и хранении, повреждения резьбы из-за отсутствия предохранительных элементов, применения неисправного спуско-подъемного оборудования и инструмента (спайдеров, трубных ключей, элеваторов). Подобные аварии могут быть и следствием нарушений технологии, допущенных в процессе эксплуатации, например таких, как протирание резьбы и тела трубы штанговыми муфтами, усталостные разрушения последней нитки резьбы, коррозия труб от агрессивного действия пластовых вод и добываемых флюидов, необезвоженного рабочего агента (сжатого воздуха или газа) и некоторых других причин. Для скважин, оборудованных электропогружными установками, наиболее частой причиной аварий является срыв резьбового соединения в нижней части колонны НКТ, испытывающей воздействие вибрации от работы погружного электродвигателя. Для предотвращения таких аварий рекомендуется тщательно крепить резьбовые соединения труб, находящихся в нижней трети лифтовой 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 способа добычи и добычи штанговыми насосами характерна аварийность труб 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 данного типа аварий рекомендуется в верхних интервалах использовать гладкие НКТ повышенных групп прочности или применять трубы типа В (с высаженными наружу концами).

Негерметичность резьбового соединения или тела трубы под действием внутренних или внешних давлений может быть вызвана неправильным выбором смазки и момента крепления резьбового соединения, повреждением резьбы из-за загрязнения, небрежного обращения, износом резьбы в результате многократного свинчивания-развинчивания и повреждения тела трубы в результате частых спуско-подъемных операций.

Иногда в процессе эксплуатации происходит размыв тела труб, вызываемый наличием дефектов металлургического происхождения и одновременным агрессивным действием добываемого флюида. Обрыв труб и их негерметичность могут быть вызваны также и точечной коррозией внутренней и наружной поверхностей, коррозионным и сульфидным растрескиванием под напряжением. Во всех случаях для выявления причин, приведших к аварии, все поднятые из скважины поврежденные трубы следует сложить отдельно так, чтобы не нанести им дополнительных повреждений.

Кроме аварий, связанных непосредственно с повреждениями самих труб, происходят аварии, вызванные повреждениями глубинно-насосных штанг (обрыв, отвинчивание, падение штанговых колонн), устьевого оборудования и несоблюдением технологии спуско-подъемных операций.

6.6 Ремонт НКТ

В результате многократных спуско-подъемных операций, в особенности при эксплуатации штанговыми насосами, происходит постепенная сработка резьбы, тела трубы и наружной поверхности муфты, часто наблюдается недовинчивание соединения, вызванное забоинами, образовавшимися на резьбе вследствие небрежного обращения с ней или попадания песка. Внутренняя поверхность труб истирается штангами и штанговыми муфтами. Иногда по мере эксплуатации труб в скважине на них выявляются ранее незаметные дефекты заводского происхождения. В процессе эксплуатации некоторых скважин трубы подвергаются интенсивной коррозии, на них откладываются соль, парафин, продукты коррозии и т.д. В результате подобных явлений трубы теряют герметичность, прочность, их проходной канал значительно сокращается. Такие дефекты могут привести к осложнениям и авариям. Поэтому следует систематически проводить проверку и отбраковку труб.

Для проверки и отбраковки труб необходимо очистить трубу по всей длине и промыть резьбовую часть. После этого трубу подвергают наружному осмотру для выявления на ее поверхности плен, сквозных свищей, трещин, вмятин, глубоких рисок или надрезов и других дефектов в теле или вмятин витков, следов заедания резьбы, отложения солей, парафина и др. С помощью универсальных мерительных инструментов проверяются отклонения по наружному диаметру, отсутствие сплюснутости или овальности труб и муфт. Резьбовыми и гладкими калибрами выявляются овальность, отклонения по конусности и натяги резьб, при помощи шаблонов проверяется соответствие внутреннего диаметра труб номинальному размеру. При выявлении значительных отклонений или других дефектов и нарушений в резьбовой части или теле трубы или муфты их следует передать в цех ремонта. Трубы, признанные негодными по результатам неразрушающего контроля, шаблонирования и гидравлических испытаний, ремонту не подлежат.

В тех случаях, когда ремонт и восстановление труб не представляются возможным, их необходимо списать. Заключение на списание НКТ дается трубным подразделением. Трубы, вышедшие из строя в результате аварий, списываются на основании акта расследования аварий. Списание труб производится с занесением всех данных, характеризующих трубы, в специальную ведомость на списание НКТ с указанием причин списания.

Все трубы, признанные пригодными для дальнейшего использования, направляются на трубную базу. Там они подвергаются сортировке и повторному визуальному контролю. Трубы сортируются и складируются по диаметрам и группам прочности стали. Отмытые и рассортированные трубы осматриваются для определения вида и объема ремонта каждой трубы по следующим признакам: сорвана, промыта или повреждена резьба трубы; муфта сильно деформирована или резьба муфты повреждена; труба искривлена, изношена наружная поверхность трубы или муфты, имеются отдельные дефекты в виде плен, закатов, рисок, вырывов и др.

Операции по ремонту НКТ выполняются по следующей схеме: с прицехового механизированного стеллажа трубы по рольгангу поступают на моечную установку. Мойке подвергаются наружная и внутренняя поверхности трубы. Трубы, прошедшие очистку и мойку, подаются на стеллаж для инструментального контроля длины, диаметра и кривизны трубы, а затем на проверочный стенд - для контроля параметров резьбы и резьбовых концов и измерения толщины стенок. После контрольных операций трубы, у которых забракованы муфты, передаются на муфтонаверточный станок для отвинчивания муфт. Трубы с забракованными резьбами подаются на трубоотрезные станки для отрезки концов с забракованной резьбой, а затем на трубонарезные станки для нарезания новой резьбы. Отремонтированные трубы по рольгангу поступают в муфтонаверточный станок для наворота муфт. Далее через промежуточный стеллаж и рольганг трубы подаются на стенд для шаблонирования по внутреннему диаметру и на установку для гидравлического испытания. На трубы, прошедшие гидроиспытания и пригодные для дальнейшей эксплуатации, с помощью определенного приспособления наносится маркировка. Промаркированные трубы комплектуются предохранительными деталями и укладываются на прицеховой механизированный стеллаж.

Новые муфты взамен выбракованных делаются из заготовок на муфторасточном и муфтонарезном станках. После контроля качества муфты поступают в отделение фосфатирования, где проходят следующие технологические операции: обезжиривание, промывку в теплой и холодной воде, нитритную обработку, фосфатирование, промывку в холодной воде, пассивирование, сушку. Готовые муфты подаются контейнером к муфтонаверточному станку.

Прямолинейность отремонтированных труб должна отвечать требованиям ГОСТ 633-80. На концевых участках, равных одной трети длины трубы, допускается изогнутость не более 1 мм на 1 м длины. Изогнутость определяется исходя из величины стрелы прогиба и вычисляется как частное от деления стрелы прогиба в миллиметрах на расстояние от места измерения до ближайшего конца трубы в метрах. Общая изогнутость трубы проверяется одновременно с внутренним диаметром при помощи цилиндрической оправки длиной 1250 мм, которая должна свободно пройти по всей длине трубы. Технология правки изогнутых НКТ идентична технологии правки бурильных труб.

Резьба НКТ не ремонтируется. В случае износа резьбы отрезается изношенный конец трубы и нарезается новая резьба. У труб, поступивших в ремонт, отвинчивается муфта для проверки резьб трубы и муфты. Если муфта не поддается отвинчиванию или при визуальном контроле выявляются непригодность резьбы на муфтовом или свободном конце трубы, то отрезается концевая часть трубы с непригодной резьбой. Длина отрезаемого патрубка определяется длиной поврежденного зарезьбового участка и обычно находится в пределах 500-600 мм. Отрезав патрубок, необходимо проверить состояние внутреннего канала трубы и толщину стенки, которая не должна выходить за минимальные размеры, предусмотренные ГОСТ 633-80. Патрубок отрезают на трубонарезных станках. Муфты с труб и патрубков отвинчивают на муфтонаверточных станках. Отвинченные муфты подвергаются мойке, визуальному контролю, инструментальному обмеру и дефектоскопической проверке с целью определения возможности повторного их использования.

До нарезания резьб трубы подвергаются дефектоскопической проверке. Резьбы на НКТ нарезаются на труборезных станках. На первой нарезанной трубе проверяются: качество поверхности резьбы, натяг по рабочему резьбовому калибру-кольцу, длина резьбы (линейкой) и шаг резьбы (шагомером). На отремонтированную трубу навинчивается муфта, при этом муфты и трубы подбираются по величине натяга: на трубу с натягом по резьбе, имеющей минусовое отклонение от номинала, следует навинчивать муфту с натягом, имеющим плюсовое отклонение от номинала, и наоборот. Перед свинчиванием резьбы трубы и муфты очищаются, и на резьбу трубы наносится смазка, обеспечивающая герметичность соединения. Обычно применяется смазка Р-402, Р-2 МВП или другая соответствующая условиям эксплуатации. Смазка наносится тонким слоем по всей окружности резьбы не менее чем на 2/3 ее длины. Подобранная муфта навинчивается на трубу вручную, а затем довинчивается на муфтонаверточном станке. При довинчивании на станке торец муфты должен совпадать с концом сбега резьбы на трубе с допустимым отклонением ±1 виток.

Отремонтированные трубы с навинченными муфтами подвергаются шаблонированию, дефектоскопической проверке и гидравлическому испытанию на специальной установке УН-700, на которой можно испытывать трубы на давление до 70 МПа. Испытательное давление вычисляют в зависимости от типоразмера и группы прочности стали трубы по формуле:

P = 2·t·R/ D,

где t - номинальная толщина стенки трубы, мм;

D - номинальный диаметр трубы, мм;

R - допустимое напряжение, принимаемое равным 0,8 МПа.

Время выдержки под давлением отечественных труб составляет не менее 10 с, а труб по стандартам АР1 - не менее 5 с.

После ремонта трубы проходят приемочный контроль и формируются в комплекты для дальнейшего использования. Для полного использования прочностных характеристик новых и реставрированных труб рекомендуется в глубоких скважинах составлять комбинированную колонну, устанавливая реставрированные трубы в нижней ее части. Это вызвано тем, что в нижней части более низкие осевые нагрузки. Также не рекомендуется использовать реставрированные трубы при проведении гидравлических разрывов, при кислотных обработках, гидропескоструйных перфорациях и других работах, требующих создания значительных внутренних давлений и осевых нагрузок.

Заметим, что согласно литературным источникам некоторые наши зарубежные коллеги после нарезания новой резьбы подвергают концы труб термообработке, в результате чего прочность реставрированной трубы почти равняется новой.

В связи с увеличением объёмов добычи нефти в России повысился интерес к вопросам производства, эксплуатации и ремонта насосно-компрессорных труб. На многих предприятиях построены цехи по ремонту НКТ, в которых используется новейшее оборудование для восстановления работоспособности труб.

Насосно-компрессорные трубы и муфты к ним

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) предназначены для добычи жидкости и газа из скважин и проведения различных ремонтных работ.

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) бывают с гладкими и высаженными (равнопрочные) концами. Трубы с гладкими концами имеют постоянный диаметр по длине и поэтому в местах нарезки под муфтовые соединения несколько ослаблены. Трубы с высаженными наружу концами имеют утолщенные концы в местах нарезки под муфтовые соединения и поэтому повышенную прочность нарезанной части трубы.

По длине НКТ разделяются на три группы: 1 - от 5,5 до 8м; II - 8 - 8,5 м; III - 8,5 - 10 м.

Трубы изготавливаются из сталей пяти групп прочности: Д, К, Е, Л, М. Гладкие трубы и муфты к ним групп прочности К, Е, Л, М. Все трубы с высаженными наружу концами подвергаются термообработке (таблица 4.95).

Основные характеристики НКТ, применяемых при добыче нефти, приведены в таблице 4.97. Условный диаметр трубы с точностью до нескольких десятых долей миллиметра совпадает с наружным диаметром тела трубы.

Таблица 4.95. Основные показатели групп прочности стали труб

Показатели	Д	К	E	Л	М
Временное сопротивление ув, МПа	650	700	750	800	900
Предел текучести ут, МПа	380	500	550	650	750

НКТ в скважинах, особенно при ШСНУ, несут большую нагрузку. Кроме растяжения от действия собственного веса они подвержены нагрузке от веса столба жидкости, заполняющей НКТ, и иногда от веса колонны штанг при их обрыве в верхней части или при посадке плунжера на шток всасывающего клапана. В искривленных скважинах они подвергаются трению штанговыми муфтами. При больших противодавлениях на устье еще добавляется сила, равная произведению устьевого давления на площадь трубы. Обычно коэффициент запаса прочности принимают равным 1,3-1,5, считая по нагрузке, соответствующей напряжению текучести «у_т».

Трубы маркируются у муфтового конца. На клейме указываются условный диаметр, толщина стенки (мм), товарный знак завода, группа прочности (буква), месяц и год выпуска. Толщина стенок указывается только для труб 73 и 89мм, которых может быть две (см. таблицу 4.98 4.99).

Правильное сопряжение резьбовых соединений (см. таблицу 4.96) НКТ достигается при приложении крутящего момента определенной величины, а именно:

Таблица 4.96

Условный диаметр трубы, мм	48	60	73	89	102	114
Крутящий момент, Н-м	500	800	1000	1300	1600	1700-2000

В таблице 4.98 и 4.99 приводятся размеры НКТ по ГОСТ 633-80 и муфт к ним. В таблице 4.100, 4.101 приводятся прочностные характеристики НКТ и величины испытательных гидравлических давлений.

Условное обозначение труб должно включать: тип трубы (кроме гладких труб), условный диаметр трубы, толщину стенки, группу прочности и обозначение стандарта.

Условное обозначение муфт включает: тип трубы (кроме муфт к гладким трубам), условный диаметр, группу прочности и обозначение стандарта.

Для уменьшения собственного веса труб при необходимости их спуска на большую глубину применяют ступенчатую колонну НКТ с большим диаметром вверху и малым внизу. Для работы в коррозионной среде находят все большее применение НКТ с внутренним покрытием лакокрасками, эмалями или металлическим покрытием из алюминия.

Требования, предъявляемые к трубам

Ш Перед спуском в скважину НКТ (особенно в условиях применения штанговых насосов или наличия отложений парафина, солей, гипса) внутренний диаметр и общая изогнутость проверяются оправкой. Длина оправки - 1250мм, ее диаметры для различных НКТ приводятся в таблице 4.102.

Таблица 4.102. Диаметры оправки для различных НКТ

Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Наружный диаметр оправки, мм
27	3.0	18.3
33	3.5	24.0
42	3.5	32.8
48	4.0	37.9
60	5.0	47.9
73	5.5	59.9
73	7.0	56.6
89	6.5	72.7
89	8.0	69.7
102	6.5	85.4
114	7.0	97.1

Ш Недопустим спуск НКТ без смазки резьбовых соединений, а также их транспортировка без предохранительных колец и деревянных заглушек.

Ш На наружной и внутренней поверхности труб и муфт не должно быть раковин, расслоений, трещин. Допускается вырубка и зачистка этих дефектов при условии, если их глубина не превышает предельного минусового отключения по толщине стенки. Заварка, зачеканка или заделка дефектных мест не допускается.

Ш На внутренней поверхности высаженных наружу концов труб с муфтами не должно быть более трех дефектных мест, протяженность каждого из которых по окружности не должна быть более 25мм, ширина - более 15мм и глубина - более 2мм.

Ш На наружной и внутренней поверхности высаженных наружу концов безмуфтовых труб на расстоянии менее 85мм от торца указанные выше дефекты не допускаются. На расстоянии свыше 85мм не должно бать более трех дефектных мест, протяженность каждого из которых не должна быть более 1/3 длины окружности, ширина - более 15мм и глубина - более 2мм.

Насосно-компрессорные трубы США изготавливают по стандартам Американского нефтяного института (АНИ) и по соответствующей технической документации.

НКТ, выпускаемые по техническим документам фирм, отличаются от стандартов АНИ резьбой трапецеидального профиля, уплотняющимися элементами типа металл-металл в резьбовом соединении, цилиндрической двухступенчатой резьбой, уплотняющими пластмассовыми кольцами в резьбовом соединении.

В таблице 4.103 приводятся размеры некоторых труб и муфт к ним по стандартам АНИ.

Прочностные свойства сталей для изготовления НКТ

Таблица 4.103. Предельная глубина спуска одноразмерной колонны НКТ в скважину (в метрах)

По маркам стали
Д	К	Е	Л	М
Трубы гладкие
1100	1400	1600	1800	2100
1200	1650	1850	2100	2400
1300	1700	1900	2200	2500
1400	1900	2050	2400	2750
1250	1600	1800	2050	2400
1250	1650	1800	2100	2450
Трубы с высаженными наружу концами
500	700	750	900	1050
400	550	600	700	800
1900	2250	2800	3200	3700
1900	2650	2900	3250	3750
1950	2600	2850	3200	3700
1950	2600	2850	3200	3700
1950	2700	2950	3300	3800
1950	2700	2950	3300	3800
2000	2600	2900	3350	3900
1950	2600	2900	3300	3800

Таблица 4.105

Свойства	Группа прочности стали
	Д	К	Е	Л	М
Временное сопротивление, МПа	6,68	6,95	7,03	7,73	8,79
Предел текучести, МПа - не менее - не более	3,87 5,62	4,15 6,25	5,62 7,73	6,68 8,79	7,73 9,84
Относительное удлинение, %, не менее	14,30	13,86	13,00	12,30	10,80

Библиография

1 Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ. - Новосибирск: «Наука», Сибирская издательская фирма РАН, 1995 г. - 198 с.: ил.

2 Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1990. - 427 с.: ил.

3 Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П., Кабанов Н.И. Теория и опыт добычи газа. - М.: Недра, 1998. - 479 с.: ил.

4 Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П. Теория и опыт разработки месторождений природных газов. - М.: Недра, 1998. - 412 с.: ил.

5 Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И., Нагорный Л.А. Сборник лабораторных работ по курсу «Физика нефтяного пласта». - М.: МИНГ, 1987. - 68 с.: ил.

6 Донцов К.М. Разработка нефтяных месторождений - М.: Недра, 1977. - 360 с.: ил.

7 Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. - М.: ОАО «Изд-во «Недра», 1998. - 365 с.: ил.

8 Каталог нефтегазового оборудования, производимого предприятиями Томской области / Под ред. В.Г. Лукьянова, В.Г. Креца. - Томск: Изд-во ТПУ, 2000. - 152 с.: ил.

9 Квеско Б.Б. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Учебное пособие. - Томск: ТПУ, 2001. - 143 с.: ил.

10 Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений. - М.: Недра, 1975. - 415 с.

11 Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика. - М.: Недра, 1996. - 367 с.: ил.

12 Медведев Ю.А. Физика нефтяного и газового пласта: Курс лекций. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. - 158 с.: ил.

13 Муравьёв В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1978. - 448 с.: ил.

14 Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: Учебник для вузов / Ш.К. Гиматудинов, И.И. Дунюшкин, В.Н. Зайцев, Ю.П. Коротаев и др. - Под ред. Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1988. - 302 с.: ил.

15 Сборник задач по разработке нефтяных месторождений: Учебное пособие для вузов / Ю.П. Желтов, И.Н. Стрижов, А.Б. Золотухин, В.М. Зайцев - М.: Недра, 1985. - 296 с.

16 Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.М. Спутник нефтяника и газовика: Справочник. - М.: Недра, 1986. - 325 с.: ил.

17 Телков А.П., Грачёв С.И., Краснова Т.Л., Сохошко С.К. Особенности разработки нефтегазовых месторождений. - Тюмень: Изд-во ООО «НИПИКБС - Т», 2000. - Часть 1. - 328 с.: ил.

18 Тер-Саркисов Р.М. Разработка месторождений природных газов. - М.: ОАО «Изд-во Недра», 1999. - 659 с.: ил.

19 Филин В.В., Медведев Ю.А. Разработка нефтяных месторождений: Учебно-методическое пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. - 74 с.: ил.

20 Шадымухамедов С.А. Справочное пособие для операторов по химической обработке скважин. - Пермь: «Электронные издательские системы», 2005. - 333 с.: ил.

Размещено на Allbest.ru