Оборудование и агрегаты нефтегазового производства Альметьевск 2009 Электронная библиотека а гни 2
 Скачать 3.49 Mb.
|
|
центратор скольжения б -центратор- муфта скольжения 1- полимерная оболочка 2 – стальной корпус Рисунок 3.5 - Центраторы скольжения Тип центратора подбират индивидуально к каждой скважине в зависимости от показателей интенсивности искривления оси скважины, действующих нагрузок на штанги, свойств отбираемой жидкости, с учетом преимуществ и недостатков самих центраторов. Например, центраторы скольжения проще в изготовлении и долговечнее в работе, но при возвратно-поступательном движении в НКТ создают значительные сопротивления. Винтовые центаторы скольжения по сравнению с цилиндрическими имеют меньшее гидравлическое сопротивление. Центраторы качения эффективно работают в интенсивно искривленных скважинах, но менее устойчивы к износу. При подборе обеспечивают оптимального сочетания гидравлических характеристик центраторов сих износостойкостью. Поэтому, с учетом всех факторов довольно часто используют комбинацию различных центраторов, с целью повышения эффективности эксплуатации. Электронная библиотека А ГНИ 92 Центратор скольжения конструкции РГУ нефти и газа им ИМ. Губкина рис. 3.6) имеет цельную конструкцию из полиуретана или полиамидной смолы и устанавливается на штангу через свои боковые, противоположно расположенные пазы. корпус обойма шарики 1-НКТ; шарик резьба штанги Рисунок 3.6 – Центратор качения 4 - винт-фиксатор обоймы 5-штанга;6-НКТ Рисунок 3.7- Центратор качения конструкции АО «Татнефть» Для скважин, осложненных асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО), применяют штанги с пластинчатыми стальными скребками и с полимерными скребками-центраторами, которые обеспечивают очистку на- сосно-компрессорных труби штанг. Часть скребков от продольного перемещения ограничивается упорами, а между ними располагаются подвижные скребки. Подвижные скребки обеспечивают удаление АСПО стела штанги, а неподвижные — с внутренней поверхности НКТ. Скребок-центратор имеет двойное назначение. Он выполняет функции скребка и предохраняет от износа систему «труба-штанга-муфта». Количество скребков-центраторов, устанавливаемых на одну насосную штангу — от 4 до 13 штук. Расстояние между двумя соседними скребками-центраторами устанавливают меньше длины Электронная библиотека А ГНИ 93 хода устьевого штока (от 0,6 дом. Длина колонны штанг, оборудованной скребками-центраторами, зависит от интервала отложений на стенках НКТ и участков искривления ствола скважины и мет составлять от 100 дом. В некоторых случаях, например, на скважинах, эксплуатирующих девонские пласты, при подвеске насоса диаметром 32 мм вся колонна штанг может состоять из штанг со скребками. При применении штанг со скребками и скреб- ками-центраторами подвеску привода оснащают штанговращателем. Транспортирование и хранение насосных штанг Для перевозки штанги упаковываю в транспортные пакеты. В каждый пакет должен содержать одинаковые штанги, совпадающие помарке стали, виду термической обработки, диаметру, длине, с муфтами одного исполнения и класса. Открытая резьба штанги муфта также их контактные поверхности должны быть защищены предохранительными колпачками или пробками от повреждений и от скопления в них грязи и влаги. Конструкция пакетов должна обеспечивать предохранение штанг от искривления (за пределы упругой деформации) при транспортировании и хранении. В пакетах не допускается соприкасание поверхностей тела штанг между собой. Концы штанг с муфтами должны быть сориентированы в одну сторону. Штанги должны укладываться в пакеты рядами и скрепляться поперечными стяжками, включающими бруски со стяжными болтами, деревянные прокладки между рядами и строповочные приспособления. Допускается при стяжке брусков вместо болтов использовать металлическую ленту. Пакеты со штангами нормальной длины должны иметь не менее пяти поперечных стяжек по длине, причем первая — на расстоянии 1,5 мот конца с муфтой, последняя — на расстоянии 1,8 мот противоположного конца штанги, остальные — равномерно между ними по длине пакета. Масса пакета брутто не более 1500 кг. Высота пакета не должна превышать его ширины. Погрузка, выгрузка и перевалка пакетов должна производиться с помощью приспособлений, обеспечивающих сохранность штанг в пакетах. Упакованные штанги следует по возможности транспортировать и складировать в упаковке до момента установки штанг в скважине. Для распаковки штанг необходимо пользоваться подходящим инструментом, не повреждающим штанги. В особенности следует опасаться изгибания штанг. Штанги без упаковки транспортируют штанговозами или транспортом других видов, имеющим ровную платформу, превышающую длину штанг. Погрузку пакетов штанг на промыслах производят при помощи крана. При этом не допускают перенос краном более одного пакета штанг, захват пакета в менее чем трех местах. Хранение штанг производят на стеллажах с укрытием от атмосферных осадков. Пакеты укладывают друг на друга ноне более трех штук. Электронная библиотека А ГНИ 94 Распакованные штанги укладывают ровными рядами , между которыми устанавливают деревянные прокладки через каждые м. Высота штабеля не должна превышать м. Отбракованные штанги хранят отдельно от новых и использованных, но годных для дальнейшей эксплуатации. Входной контроль новых штанга также дефектоскопия и ремонт насосных штанг в процессе эксплуатации должны осуществляется в специализированных цехах с использованием соответствующего оборудования (комплекса правки и дефектоскопии штанг. 3.4. Комплексная технология диагностики и упрочнения насосных штанг Значительные затраты и издержки производства в нефтяной промышленности связаны с большим объемом подземных работ по ликвидации обрывов насосных штанг. Восстановление штанг производят на сервисных предприятиях по ремонту подземного оборудования. Технологический процесс ремонта насосных штанг производят в соответствии с заранее разработанными операционными картами. Он включает приемку штанг, первичную мойку, визуальный контроль, основную мойку, свинчивание муфт, сортировку, правку и упрочнение штанг, контроль биения, неразрушающий компьютеризированный контроль концевых частей штанг, выходной контроль и маркировку. При визуальном контроле осмативают наружную поверхность тела штанги и головки, которые не должна иметь следующих дефектов : раскатанных трещин, рванин, закатов, трещин напряжения, заковов и уплотнений. Резьба штанги муфт должна быть гладкой, без забоин, выкрашиваний по профилю резьбы, без заусенцев и рванин, нарушающих ее непрерывность и прочность. При наличии данных дефектов штанги бракуют и укладывают в специальные контейнеры. Годные к ремонту штанги поступают по рольгангам в моечную, представляющую собой закрытую камеру. Поверхность штанги после мойки должна быть чистой, без следов грязи и продуктов АСПО. Штанги с металлическими скребками подают на стеллаж установки для удаления скребков со штанг. Штанги и муфты, получившие в процессе эксплуатации значительный односторонний или двухсторонний износ тела более 0,7 мм на диаметр, укладывают в ячейку для брака. Выбраковку штанг, муфт выполняют при помощи скобы или с использование штангенциркуля сценой деления 0,05 мм. Кривизна тела штанги, характеризуемая стрелой прогиба, должна быть не более мм нам длины, а на участках тела штанги длиной м, примыкающих к каждой головке- не более мм. Штанги сортирую по типоразмерам, маркам стали, виду термообработки, годам выпуска и заводу-изготовителю. Для установления достоверности маркировки на сторонах квадрата штанги используют оптику с многократным уве- Э ле кт ронная библиотека А ГНИ 95 личением. Насосные штанги, не имеющие маркировки, укладывают в отдельный пакет. Резьбу штанг проверяют предельными резьбовыми калибрами – кольцами, а резьбу муфт – предельными резьбовыми калибрами – пробками. При навинчивании проходного калибра (кольца) на резьбу штанги, торец его должен доходить до упорной плоскости бурта штанги. Навинчивание непроходного калибра (кольца) по стандарту должно быть на более чем на 2 оборота. При свинчивании резьбовых соединений штанг, удары по муфте не допускаются. Муфты, подвергнутые ударам, должны быть заменены на новые. Со скребков-центраторов, получивших в процессе эксплуатации односторонний, двухсторонний износ мм и более на диаметр, срезают изношенные скребков-центраторов. Выбраковку скребков-центраторов производить с помощью специальной скобы или штангенциркуля сценой деления мм. На участке правки и упрочнения штанги подвергают упруго- пластической продольной деформации тела со скоростью 1 – 2мм/сек для достижения прямолинейности. Штанги, подвергнутые поверхностному упрочнению нагревом ТВЧ или высокому отпуску и закалке, режиму восстановления и упрочнения не подлежат. По окончании процесса правки произвольным вращение тела штанги (более 1 оборота) вокруг ее продольной оси и подводом щупа индикатора определяют величину биения концевого участка штанги. При биении выше допустимого штангу бракуют. Неразрушающий контроль насосных штанг, производимый с целью выявления скрытых дефектов в виде микротрещин, раковин, пор, линейного изменения диаметра штанги язвенной коррозии, реализовывают в два этапа. Дефектоскопию тела насосных штанг в основном осуществляют проходным электромагнитным дефектоскопом в приложенном магнитном поле. При этом выявляют дефекты типа несплошности и нарушения однородности структуры металла штанги, устанавливают геометрические размеры. Контроль концевых частей производят вихретоковым дефектоскопом для обнаружения поверхностных трещин, преимущественно поперечной ориентации, при резких локальных отклонениях поверхностей материала на концевых частях насосных штанг ( контролю не подлежат резьбовая часть, упорный бурт, квадрат и подэлеваторный бурт. Магнитоиндукционный метод, имеет следующие недостатки - остаточная намагниченность штанг -чувствительность к изменениям магнитных свойств штанг - необходимость натяжения штанг при контроле - невысокая производительность. Классические методы ультразвуковой дефектоскопии вследствие значительного ослабления объемных (продольных и поперечных) волн с расстоянием приводят к необходимости сканирования всего тела штанги и, следовательно, к существенному ограничению производительности. Использование пьезопреоб- разователей требует обязательного наличия контактной жидкости (иммерсионных ванн, что при плохом качестве обработки поверхности тела штанги (ока- Э ле кт ронная библиотека А ГНИ 96 лина, масляные загрязнения и др) приводит к снижению надежности и достоверности контроля. Более эффективен для неразрушающего контроля насосных штанги их заготовок акустический дефектоскоп, позволяющий определять наличие дефектов типа нарушения сплошности или однородности металла эхо-импульсным методом с использованием продольной стержневой мода в области минимальной дисперсии скорости в диапазоне используемых частот. В ограниченных объектах типа прутков акустические нормальные волны, распространяясь только водном направлении (вдоль прутка, ослабляются с расстоянием лишь за счет затухания в материале объекта контроля. Исследование основных закономерностей распространения стержневой моды в прутках (штангах) показало, что расстояние, на котором амплитуда сигнала резко уменьшается, составляет около 85 м, те. использование стержневой моды в заданном диапазоне частот позволяет «прозвучивать» достаточно протяженные объекты в виде стержней. Отражение от дефекта является следствием реакции дефектного участка на динамические нагрузки, возникающие при распространении волны. Поэтому метод выявляет наиболее опасные для целостности конструкции дефекты, которые могут впоследствии развиваться в процессе работы штанги в скважине в динамическом режиме. При помощи акустического дефектоскопа производят измерение длины штанги, обнаружение дефектов типа нарушения сплошности или однородности металла и их координаты. Акустические импульсы вводятся с торца насосной штанги, распространяются вдоль штанги со скоростью 5000 мс продольной стержневой моды, отражаются от противоположного торца штанги и от дефектов типа нарушения сплошности (однородности) и регистрируются. Дефектоскопию производят с двух торцов объекта контроля с целью уменьшения неконтролируемых (мертвых) зон со стороны торцов. Результаты дефектоскопии штанги выводятся на экран компьютера в виде двух графических дефектограмм (по двум каналами таблицы с информацией о длине контролируемого прутка, эквивалентной площади обнаруженных дефектов и их координатах. Более 90% обнаруженных дефектоскопом дефектов подтверждаются визуальным осмотром и металлографическими исследованиями. Исследования показывают, что наибольший уровень отражения дают дефекты, имеющие резкие перепады сечения, а также дефекты типа трещин, наиболее опасные сточки зрения долговечности конструкции. Так, при уровне браковки 0,5 % обнаруживаются следующие дефекты закаты глубиной от 0,5 мм, волосовины длиной 150-200 мм, глубиной от 0,2-0,3 мм и раскрытием 10-20 мкм, вмятины, сетки наклонных глубоких рисок, лыски, местные нарушения геометрии сечения, локальная кривизна и др. Все бывшие в эксплуатации и новые насосные штанги с дефектами, превышающими уровень отбраковки, подвергают испытанию растяжением и закручиванием на установке контроля для штанг всех групп прочности. Растяжение насосных штанг осуществляют с усилием до 280 кН автономным бессту- Э ле кт ронная библиотека А ГНИ 97 пенчатым гидравлическим приводом. Плавное закручивание насосных штанг на угол 180° обеспечивает специальный редуктор. После растяжения и закручивания штанга вновь подвергают операции дефектоскопии. Если по результатам дефектоскопии наблюдается увеличение амплитуды эхо-сигнала от дефекта, штангу бракуют. Возможен мониторинг развития дефектов в процессе нагружения насосной штанги с помощью аку- стико-эмиссионного метода контроля. В некоторых случаях для повышения надежности и долговечности насосных штанг применяют неразрушающий контроль в сочетании с упрочнением тела и. Годные по результатам дефектоскопии штанги подвергают упрочнению галтельного участка штанги методом поверхностного пластического деформирования (ППД) - обкаткой роликами концевых участков тела и галтелей на длине до 300 мм подэлеваторного бурта. Холодная обкатка профилированными роликами с вращающейся деформирующей головкой инерционного действия и возвратными пружинами обеспечивает повышение твердости, прочности и циклической долговечности за счет наклепа поверхностного наиболее нагруженного слоя тела штанги и создания в нем сжимающих остаточных напряжений. Кроме того, обкатка позволяет удалить окалину механическим способом и резко снизить высоту микронеровностей поверхностного слоя, что упрощает визуальный контроль концевых участков и галтелей насосных штанг, частично попадающих вмертвую зону акустического дефектоскопа. Эксплуатационные испытания насосных штанг упрочненных ППД показали повышение средней наработки насосных штанги их долговечности превышающих показатели серийных штанг в 2,45 раза [11]. Маркировка штанг осуществляется в соответствии с классом и сортностью готовой продукции. На тело штанги с муфтовой стороны на расстоянии – 0,5 мот торца наносится отличительная окраска (для штанг с центраторами - на тело штанги после первого центратора), соответствующая классу штанги в виде кольца, количество колец соответствует сорту данного класса (1,2,3): класс С - белая - класс К - голубая - класс Д - желтая . Бракованные штанги краской не отмечается. Восстановленные насосные штанги упаковываются в пакеты и вывозятся подкрановую эстакаду. На пакетах обязательно устанавливают бирку с характеристиками штанг. Электронная библиотека А ГНИ 98 4. Насосно-компрессорные трубы 4.1. Конструктивные особенности НКТ Трубопроводные системы, используемые для транспорта к потребителю извлекаемых из пласта нефти и газа, включают три взаимосвязанных и последовательно расположенных звена колоны насосно-компрессорных труб (НКТ), расположенные в скважинах, промысловые и магистральные трубопроводы. В данной единой трубопроводной системе колоны НКТ являются наиболее ответственным звеном, и от их безаварийной работы во многом зависит себестоимость добычи нефти и газа. Спускаемые в скважину колоны НКТ, кроме основного назначения – подъема добываемой продукции на поверхность, используют также для транспортирования в скважину технологических сред, подвески оборудования для проведения, как технологических операций, таки ремонтных работ. Для этого типа труб характерен небольшой диаметр, обеспечивающий возможность спуска в эксплуатационную колонну скважин и высокая прочность, позволяющая использование в качестве подъемников в скважинах больших глубин при различных способах эксплуатации. Новым стандартом ГОСТ Р 52203-2004 Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним, введенному в 2004 году, предусмотрено изготовление насосно- компрессорных труб двух типов - бесшовных и электросварных прямошовных - следующих конструкций - труб без резьбы - Н - труб гладких с треугольной резьбой и муфтой - Г - труб с высаженными наружу концами и муфтами с треугольной резьбой – В - труб гладких и с высаженными концами и муфтами с треугольной резьбой и с уплотнительными кольцами из неметаллических материалов – ПВ и ПГ; - труб гладких высокогерметичных с трапецеидальной резьбой и муфтой - Т - труб высокогерметичных безмуфтовых с высаженными наружу концами и с трапецеидальной резьбой Б. Все трубы изготавливают в двух исполнениях: обычном – Б и повышенной прочности – А. Трубы с высаженными наружу концами имеют утолщения в местах нарезки под муфтовые соединения и прочность их в резьбовой части равна прочности в любом сечении трубы. В настоящее время выпускают бесшовные (цельнотянутые) НКТ следующих условных (наружных) диаметров, мм гладкие – 48, 60, 73, 89, 102, 114 и с высаженными наружу концами – 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102, 114 с толщиной стенок от 4 до 7 мм. Электронная библиотека А ГНИ 99 Рисунок 4.1 – Гладкая труба с треугольной резьбой и муфта Рисунок 4.2 – Труба с высаженными наружу концами с треугольной резьбой и муфта Рисунок 4.3 – Гладкая высокогерметичная труба с трапецеидальной резьбой и муфта Э ле кт ронная библиотека А ГНИ 100 Рисунок 4. 4 – Высокогерметичная безмуфтовая труба с высаженными наружу концами и трапецеидальной резьбой Трубы с гладкими концами имеют постоянный диаметр по длине. Они не- равнопрочны, т.к. в местах нарезки под муфтовые соединения они несколько ослаблены и прочность их в резьбовой части составляет 75-80% прочности тела трубы [8]. D r – наружный диаметр уплотнительного кольца r – высота – толщина W k – расстояние от торца муфты до плоскости окончания проточки D k диаметр проточки q k – ширина проточки Рисунок 4.5 – Муфта с уплотнительным кольцом из неметаллического материала для гладких труби труб с высаженными концами Электронная библиотека А ГНИ 101 По длине трубы подразделяют на две группы 1 группа – от 6,1 дом группа от 8,5 дом Длину трубы определяют расстоянием между ее торцами, а при наличии муфты – расстоянием от свободного торца муфты до конца сбега резьбы ниппельной части. При этом концом сбега резьбы на трубе считают конец плавно исчезающей нитки резьбы.Положение муфты на трубе при её свинчивании характеризуют натягом А, представляющим собой расстояние от конца сбега резьбы на трубе до торца муфты. Давно сложившаяся особенность материала труб нефтяного сортамента, в т.ч. НКТ, заключается в том, что вместо привычных марок сталей здесь применяют группы прочности сталей, для которых стандарт не регламентирует химический состава задает только минимальное значение прочностных показателей. Единственное, что оговаривается стандартом – предельное содержание серы, фосфора (не более чем пои мышьяка (не более 0,15% ). По механической прочности трубы НКТ и муфты к ним выпускают из сталей шести групп прочности Д, К, ЕЛ, М, Р (Прил.3,табл линия параллельная оси резьбы трубы или муфты 2 - линия среднего диаметра резьбы трубы или муфты Рисунок 4.6 - Форма профиля резьбы гладких труби труб с высаженными наружу концами и муфт к ним Применяемая конструкция резьбового соединения в НКТ- специальная треугольная коническая резьба с углом профиля 60 0 и конусностью 1:16 Электронная библиотека А ГНИ 102 рис) Радиус закругления вершин профиля r выполняют несколько большим, чем радиус впадин r 1 для обеспечения соприкосновения боковых поверхностей витков резьбы. Преимущества такой резьбы заключаются в следующем- возможности обеспечения герметичности без уплотняющих средств - возможности ликвидации в резьбе зазоров в более равномерном распределении нагрузки - сокращении времени на сборку – разборку. конец сбега резьбы нитки резьбы со срезанными вершинами 3- основная плоскость резьбы трубы или муфты 4 – длина резьбы с полным профилем 5- сбег резьбы 6- расчетная плоскость Рисунок 4.7 – Размеры резьбовых соединений гладких высокогерметичных труб с трапецеидальной резьбой и муфт к ним Электронная библиотека А ГНИ 103 Муфтовые соединения высокогерметичных гладких труб Т обеспечивают герметичность соединений при давлении газа до 50 МПа, прочность соединений достигает 90% прочности по телу трубы [8]. С целью предотвращения отложения парафина и солей на трубах, а также для защиты от коррозии используют насосно-компрессорные трубы с внутренним полимерным покрытием (НКТП). Перспективы применения НКТП, в которых металлическая основа сочетается с поверхностным полимерным слоем, обусловлены тем, что металлическая основа обеспечивает требуемые прочностные и объемные свойства тела трубы, а полимерное покрытие – необходимые свойства внутреннего поверхностного слоя. Внутреннее покрытие позволяет снизить скорость отложения парафинов и неорганических солей, повышает пропускную способность труб до 10% из-за малых гидравлических сопротивлений потоку жидкости. Эффективность работы и срок службы НКТП значительно зависят от качества полимерного покрытия, которое должно одновременно защищать металл трубы от коррозийного разрушения, гидро- и газоабра- зивного изнашивания, предотвращать образование отложений асфальтопара- финов и солей, снижать гидравлическое сопротивление за счет уменьшения шероховатости внутренней поверхности НКТ. Понятно, что выполнение полимерным покрытием тех или иных функций, а также обеспечение требуемого сопротивления внешним воздействиям обусловлены способом добычи нефти и газа. Наиболее эффективно использование труб с покрытием в скважинах, оборудованных электроцентробежными насосами, в которых отложение парафина уменьшается в 2 раза и более. Слабым местом колонн НКТП являются соединение труб с муфтами, как наименее защищенные участки, атак же защита труб от коррозии в сероводородосодержащей среде. Трубы с внутренним полимерным покрытием изготавливают по ТУ 1327-023-43826012-01 двух вариантов - по внутренней поверхности трубы, торцевых частях и первых двух-трех витках резьбы (исполнение А - только по внутренней поверхности трубы ( исполнение Б. Вариант исполнения покрытия обозначается после аббревиатуры НКТП прил, в отличие вариантов Аи Б точности и качества изготовления стальных труб, указываемых в маркировке завода-изготовителя после обозначения ГОСТУ муфт - для труб исполнения А - резьба покрывается только на расстоянии витков в центральной ее части (те. 4-6 витков с каждой стороны от центра) специальным эластичным составом «Каплин гард», что позволяет при свинчивании достичь защиты, как внутренней поверхности трубы, таки резьбовой части муфтового соединения. По некоторым данным, применяемые на данном этапе полимерные покрытия обеспечивают снижение гидравлических сопротивлений потоку на 20 – 30 %. Полимерное покрытие имеет невысокую термостойкость, что необходимо учитывать при эксплуатации. Температурные режимы эксплуатации насосно- компрессорных труб с полимерными покрытиями колеблятся от 60 С до 120 С. Электронная библиотека А ГНИ 104 Применение НКТ, покрытых стеклом, ограничено образованием микротрещин при нанесении покрытия, что вызывает возникновение очагов коррозии металла и местного отложения парафина. В настоящее время испытывают технологии уменьшающие трещинообразование. Кроме того, из-за различных модулей упругости металла (0,21 10 6 МПа) истекла 6 Мпа) слой покрытия разрушается при растяжении труб. На сегодняшний день стандартами, определяющими требуемое качество НКТ, не предусмотрены показатели, обуславливающие их сопротивление коррозионному разрушению, статической и циклической усталости в рабочей среде, коррозийно-механическому изнашиванию, образованию на внутренней поверхности труб твердых отложений парафинов и солей. Стандартна насосно- компрессорные трубы API SPEC 5 CT (США, в дополнение к отечественным, содержит только показатель качества, характеризующий сопротивление НКТ сульфидному растрескиванию, те. статической усталости при наводорожива- нии. Для обеспечения требуемого качества НКТ и наименьшей себестоимости в течение планируемого срока их службы некоторые авторы (РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина) предлагают использовать дополнительные показатели качества труб с учетом основных видов разрушений, присущих различным видам добычи нефти и газа. В зависимости от специфики условий эксплуатации для НКТ они рекомендуют определенные показатели качества, которые можно разделить на две группы включающие – объемные характеристики тела НКТ; – свойства поверхностного слоя внутренней полости труб. К первой группе относят следующие показатели - соответствие физико-механических свойств тела НКТ нормированной группе прочности по ГОСТ Р 52203-2004; - расстояние между параллельными плоскостями после сжатия - время до разрушения при заданном напряжении число циклов до разрушения при заданном максимальном напряжении - отсутствие утечек при заданном давлении. Ко второй - скорость коррозии металла - краевой угол смачивания - скорость газоабразивного или гидроабразивного изнашивания - интенсивность изнашивания в паре трения с муфтой и центратором колонны насосных штанг - средняя высота микронеровностей. Применение дифференцированного подхода к показателям качества НКТ позволит создать оптимальную многослойную конструкцию НКТ, с требуемым изменением свойств по толщине на основе использования для их изготовления биметаллов, металлополимерных материалов и др. Электронная библиотека А ГНИ 105 Эксплуатация насосно-компрессорных труб Опыт длительной эксплуатации колонн НКТ при различных способах добычи нефти и газа позволил выявить основные факторы, отрицательно влияющие на эффективность их работы и срок службы. Определяющими при этом являются- образование твердых отложений парафинов и минеральных солей на внутренней поверхности колонн НКТ, что уменьшает диаметр проходного сечения колонны НКТ и, как следствие, дебиты добывающих скважин - нарушение герметичности резьбовых соединений труб, приводящей к утечкам добываемой жидкости. Поданным промысловой статистики доступной 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 разрушений составляет до 30% от затратна добычу нефти и газа. Так крупные российские компании тратят ежегодно до 35-40 млн на закупку новых НКТ и более 13-15 млн на ремонт используемого фонда труб. Наиболее распространенными видами отказов колонны НКТ, вызвавших аварии являются - разрушение и износ резьбового соединения трубы – до 60%; - разрушение тела трубы – до 12%; - разрушения по телу муфты – до 11%; - обрывы подвесного патрубка или переводника – 8%; - отложение смол, парафина и т.п. – 10%; - прочие отказы – 7%. Причины ограниченного срока службы колонны НКТ существенно зависят от способа добычи нефти и газа и влияния различных факторов способа эксплуатации, характеристики пластовой и добываемой жидкости, видов технологических работ, проводимых в скважине. Как видно из вышесказанного, в большинстве случаев доминирующими причинами отказов являются разрушения и износ резьбовых соединений, хотя не менее злободневны коррозин- ные и усталостные повреждения труб. В скважинах, эксплуатируемых установками скважинных штанговых насосов, ограниченный срок службы обусловлен следующими факторами - коррозией, уменьшающей толщину стенки НКТ; - циклической и статической усталостью -коррозийно-механическим изнашиванием, из-за трения штанговых муфт и центраторов колонны насосных штанг о внутреннюю поверхность НКТ. Вследствие воздействия этих факторов возникают различные неисправности тела трубы – свищи, изломы или разрывы. Преобладающим видом разрушения НКТ в этом случае является коррозийно-механическое изнашивание, значительно проявляющееся в наклонно направленных скважинах. При эксплуатации нефтяных скважин, продукция которых содержит сероводород и другие агрессивные вещества, трубы подвергаются сульфидному Электронная библиотека А ГНИ 106 коррозионному растрескиванию под напряжением. Для исключения указанного вида разрушения осуществляют выбор марок труби расчет лифтовых колонн с учетом опасности его проявления [18]. В общем случаев таких скважинах среднего и нижнего карбона) исключают применение НКТ с высокими пределами текучести из-за повышенной склонности к сульфидному растрескиванию 1- измерительная плоскость резьбового калибра-кольца; 2 – резьбовой калибр-кольцо; 3 – труба 4- резьбовой калибр- пробка 5- муфта 6- измерительная плоскость резьбового калибра- пробки А- расстояние от торца муфты до конца сбега резьбы на трубе при свинчивании вручную (натяг); Р- предельное отклонение, соответствующее шагу резьбы Рисунок 4. 8 – Схема определения натяга резьбы гладких труби труб с высаженными наружу концами и муфт к ним Визуальный осмотр внешнего вида тела трубы и муфты, которому подвергают каждое изделие партии. При этом устанавливают геометрические размеры, внутренний диаметр, общую изогнутость труб, величину выявленных дефектов. Электронная библиотека А ГНИ 107 Проверку размеров резьбовых соединений труби муфт производят при помощи специальных приборов и универсальных измерительных средств. При этом соосность резьбовых соединений проверяют не менее, чему муфт каждой партии, качество сопряжения торцов труб типа Т и упрочненного уступа муфты - у каждой трубы. Проверку натяга резьбового соединения каждой трубы и муфты осуществляют при помощи калибров с треугольной или трапецеидальной резьбой. конец трубы Б 2 – гладкий калибр-кольцо; 3 гладкий калибр-пробка; 4 – резьбовой калибр-пробка; 5 – резьбовой калибр-кольцо; ИП – измерительная плоскость калибра Рисунок 4.9 – Схема определения натяга резьбы высокогерметичных безмуф- |