Анализ производственной деятельности участка по обслуживанию и ремонту насосно-компрессорных труб

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

     Трубы могут также изготовляться по следующим ТУ:

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

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

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

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

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

 

 

      Таблица.2.Насосно-компрессорные трубы. Механические свойства

 

2. 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. 

     

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

     

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

 

     

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

     

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

     

     Рис. 5 Примеры соединения труб НКТ зарубежного производства

 

      2.3 Применение НКТ 

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

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

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

     

     Рис. 2.3 Скважинная штанговая насосная установка (УСШН) 

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

 

      2.4 Характерные отказы НКТ 

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

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

     

     Рис. 2.4 Распределение отказов с НКТ по видам 

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

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

     Обрывы труб по резьбе и телу происходят вследствие:

     - несоответствия используемых труб условиям эксплуатации;

     - неудовлетворительного качества труб;

     - повреждения резьбы из-за отсутствия предохранительных элементов;

     - применения несоответствующего или неисправного оборудования и инструмента;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

     - повреждением или износом резьбы;

     - нарушением технологии проведения спуско-подъемных операций;

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

     - неправильным выбором смазки.

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

     2.5 Расчёт НКТ на прочность 

     Прочностной расчёт насосно-компрессорных труб (НКТ):

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

     σ_т – предел текучести для материала труб, Па

     D_внр – внутренний диаметр трубы под резьбой, м

     В – толщина тела трубы под резьбой, м

     S - номинальная толщина трубы, м

     α – угол профиля резьбы для НКТ по ГОСТ 633-80 α = 60º

     φ – угол трения, для стальных труб = 9º

     I – длина резьбы, м.

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

     Р_max = g L q + M g 

     Где q – масса погонного метра трубы с муфтами, кг/м. Если Р_ст < Р_max , то рассчитывают ступенчатую колонну. 

     Глубину спуска для различных колонн определяют из зависимости