La protección de la tubería (tubing) contra la corrosión y los depósitos nocivos de asfaltenos, alquitranes y parafinas (ARPO) aumenta drásticamente su vida útil. Esto se logra mejor usando tuberías recubiertas, pero muchos productores de petróleo prefieren el metal "viejo", ignorando los éxitos de los innovadores rusos.
Eliminar ARPD en el pozo
Las compañías petroleras están a la vanguardia de la lucha contra la corrosión y los depósitos dañinos en las tuberías. Incapaces de afectar las propiedades protectoras de las tuberías que ya están en funcionamiento, los productores de petróleo utilizan varios métodos para eliminar los depósitos de parafina, principalmente químicos (inhibición, disolución) como los menos costosos. A ciertos intervalos, se bombea una solución ácida en el espacio anular, que se mezcla con el aceite y elimina nuevos depósitos de parafina en la superficie interna de la tubería. La limpieza en seco también neutraliza el efecto dañino corrosivo del sulfuro de hidrógeno en la tubería. Tal evento no interfiere con la producción de petróleo, y su composición después de reaccionar con el ácido cambia ligeramente.
“El ácido y otros tipos de tratamiento de tuberías, por supuesto, se utilizan para su limpieza actual en el pozo, pero de forma limitada: en Rusia hay 120 mil pozos y las tuberías no se limpian en todas partes”, dice Iosif Liftman, ingeniero jefe de el proyecto en OJSC UralNITI (Ekaterimburgo). “Además, ningún método de limpieza directamente sobre el pozo elimina la contaminación gradual de la tubería con depósitos”.
Además del método químico de limpieza de tuberías, a veces se usa uno mecánico (raspadores bajados sobre alambre o varillas). Otros métodos son el desparafinado por acción de las olas (acústico, ultrasónico, explosivo), electromagnético y magnético (impacto en el fluido por campos magnéticos), térmico (calentamiento de tuberías con líquido caliente o vapor, corriente eléctrica, desparafinado termoquímico) e hidráulico (desconchado de tuberías). secciones para el inicio de la separación de la fase gaseosa (por dispositivos especiales e hidrojet) se utilizan incluso con menos frecuencia debido a su costo relativamente alto.
Distribución de fallas en tubería por tipos (fig. OJSC Interpipe Nizhnedneprovsky Pipe Rolling Plant, Ucrania)
Todas estas actividades desvían recursos financieros y ralentizan (excepto el método químico) el proceso de producción de petróleo. Por lo tanto, los esfuerzos de la industria de tuberías para producir tubos no metálicos y especiales con recubrimientos protectores en su superficie interna, y especialmente en manguitos, encuentran el entendimiento de los productores de petróleo.
Aunque recientemente, debido a una fuerte caída en la rentabilidad de la producción de petróleo, el interés en las nuevas tecnologías de fabricación de tuberías se ha vuelto puramente teórico, hay excepciones. “Hoy, en varios pozos, donde el efecto corrosivo es más pronunciado, usamos tuberías de fibra de vidrio, que fueron probadas con éxito en nuestro país en 2007-2008”, dice el diputado Alexey Kryakushin. Jefe del Departamento de Producción de Petróleo y Gas de OAO Udmurtneft (Izhevsk). - Los fabricantes de tuberías con revestimientos poliméricos de esmalte de silicato ofrecen constantemente sus productos, pero si cuesta el doble y dura solo 1,5 veces más (en términos relativos), entonces no tiene sentido comprarlo. En cualquier caso, es una cuestión de eficiencia económica”.
Cabe señalar que Udmurtneft es una de las pocas empresas que prueba y utiliza regularmente nuevos tipos de tubería en sus actividades de producción.
Recuperación de tubería
Tarde o temprano en la vida de cualquier tubería (si aún no se ha desmoronado por la corrosión) llega un día en que su funcionamiento ya no es posible debido a un estrechamiento del diámetro interior o destrucción parcial de la rosca. Las compañías petroleras envían dichas tuberías a chatarra o eliminan todos los depósitos de la tubería y los vuelven a enhebrar utilizando equipos especiales como parte de los complejos de reparación. Varias empresas rusas ofrecen varias opciones para equipar dichos talleres en las bases de reparación de las compañías petroleras: NPP Tekhmashkonstruktsiya (Samara), UralNITI, etc.
“Pocas personas limpian la sal, los almacenes de tuberías de algunas empresas están obstruidos con tuberías inadecuadas”, dice Iosif Liftman. - El taller de mecanizado complejo para la limpieza y reparación de tuberías suministrado por nosotros incluye todo el equipo necesario, incluso para la limpieza de tuberías de depósitos de parafina y sales, detección de fallas, recorte de conexiones roscadas desgastadas y corte de nuevas, y aplicación de nuevas marcas. También hemos desarrollado una unidad de proceso separada para la eliminación de sales y depósitos de parafina altamente viscosos. También es posible aplicar un recubrimiento de zinc por difusión en equipos separados.
Los trabajadores petroleros en las bases de reparación operan hasta 50 complejos para limpiar y reparar tuberías, desde las más primitivas hasta las más avanzadas, lo que significa que están en demanda. Sólo nuestra empresa suministró 20 talleres de este tipo. Cuando las tuberías comenzaron a subir de precio hace algunos años, se volvió inoportuno comprar tubería nueva, era más barato reparar las viejas, por lo que hubo un aumento en la demanda de nuestros productos. Ahora el precio del metal ha bajado de 45-50 mil rublos. por tonelada de tubería hasta 40-42 mil rublos. Esta no es una caída tan crítica, pero la demanda de equipos ha caído. El taller complejo cuesta alrededor de 130 millones de rublos, su recuperación a plena carga es de 1 a 1,5 años, según el nivel de remuneración del personal. La reparación de una tubería es de 5 a 7 veces más barata que la compra de una nueva, y el recurso de la tubería reparada es del 80%. En general, la vida útil de la tubería depende de la profundidad del pozo, la contaminación por petróleo, etc. En algunos pozos las tuberías aguantan 3-4 meses, y ya hay que sacarlas, en otros, que dan combustible casi limpio, pueden funcionar 10 años”.
En caso de contaminación severa o daño de la tubería por corrosión (si la empresa petrolera no cuenta con el equipo adecuado para su restauración), las tuberías son enviadas para su reparación a una empresa especializada. “Las tuberías que vienen del cliente se someten a un tratamiento hidrotérmico para limpiar su superficie de ASPO”, dice Vladimir Prozorov, ingeniero jefe de Igrinsky Pipe and Mechanical Plant LLC, ITMZ (asentamiento de Igra, Udmurtia). - Tuberías que no cumplen con los requisitos especificaciones y se rechazan aquellos que no tienen los parámetros adecuados. Las tuberías aptas para la reparación se cortan por la parte roscada, que es la que más se desgasta. Se corta una nueva rosca, se atornilla y se marca un nuevo acoplamiento. Las tuberías reacondicionadas se agrupan y se envían al proveedor”.
Gidroneftemash (Territorio de Krasnodar) probó un método de limpieza hidromecánica para eliminar depósitos con radionúclidos naturales. Sus ventajas: la capacidad de eliminar depósitos complejos (sal, con compuestos de aceite orgánico) sin restricciones en la composición química, la resistencia y el espesor de los depósitos; exclusión de deformación y destrucción de tubería limpia.
Varios revestimientos
El recubrimiento de zinc de difusión interna (ICP) tiene alta adherencia al hierro y baja a las parafinas. La estructura en capas formada como resultado de la difusión mutua de átomos de zinc y hierro mostró una alta resistencia a la corrosión y la erosión, mejor estanqueidad de las uniones roscadas (se permiten hasta 20 operaciones de atornillado y desatornillado) y una vida útil de 3 a 5 veces más larga.
La introducción de este tipo de tubería en la práctica hace unos años se vio obstaculizada por la longitud limitada de las tuberías (6,3 m), que podían procesarse en equipos rusos, lo que aumentaba el número de juntas y reducía la vida útil de toda la instalación. “En 2004, inauguramos una planta de producción para el galvanizado por difusión de tuberías en la ciudad de Orsk ( Región de Oremburgo), - dice Andrey Sakardin, Director comercial OOO "Prominntech" (Moscú). - Se hizo posible aplicar parálisis cerebral en tuberías para campos petrolíferos de 10,5 m de largo. En comparación con las tuberías de polímero, la parálisis cerebral no es propensa al envejecimiento, tiene una alta dureza y resistencia al desgaste, y no requiere una limpieza forzada periódica. El componente de zinc proporciona al recubrimiento suficiente plasticidad, propiedades protectoras y actúa como un lubricante sólido. Dichos tubos son fáciles de transportar sin dañar el revestimiento, a diferencia de los tubos con revestimientos no metálicos, especialmente esmalte o esmalte de vidrio.
Lukoil, Rosneft y otras empresas operan ahora tubos con revestimiento de zinc. Sin embargo, debido a la caída de los precios de las materias primas, las empresas mineras han ganado mucho menos dinero, por lo que la demanda de pipas para personas con parálisis cerebral también ha disminuido”.
Además del precio relativamente alto, también se pueden notar las desventajas técnicas de tales tuberías: esta es la aspereza del recubrimiento de zinc y su inaplicabilidad en pozos cuyo petróleo tiene una reacción alcalina. Como resultado, la situación se desarrolla de tal manera que el recubrimiento de zinc ahora se aplica exclusivamente a los acoplamientos y, con menor frecuencia, a las roscas de la propia tubería. “Las fábricas de tubos que fabrican acoplamientos ya están ofreciendo nuevos acoplamientos con galvanizado por difusión térmica, y estos productos tienen demanda”, dice Iosif Liftman. - Podemos decir que la producción de tales acoplamientos se ha convertido en una opción estándar. Todo depende de la profundidad del pozo y la carga en los hilos, para pozos pequeños, el uso de tales acoplamientos no es tan importante como para los profundos. En general, todos los tipos de recubrimientos tienen mayor fragilidad, con la excepción del zinc de difusión, que no daña el metal de la tubería y tiene propiedades antiadherentes.
Hilo con polvo de metal rociado (foto de ITMZ LLC)
La Planta Mecánica y de Tuberías de Igrinsk ha dominado el método de pulverización de plasma de aire de polvos metálicos (una mezcla de tungsteno, cobalto, molibdeno y latón) en las roscas de las tuberías sin cambiar la geometría y las propiedades de la base metálica, con el fin de brindarle una mejor calidad. propiedades operativas de resistencia al desgaste y a la corrosión. El revestimiento de la parte del pezón de la rosca aumenta significativamente la carga de corte. Durante la prueba de tracción de la tubería 73Ch5.5-D, la carga real fue de 560 kN y la fuerza de tracción hasta la falla total fue de 704 kN, lo que supera el estándar para el grupo de resistencia E.
Pero en relación con la optimización de costos, "se ha vuelto poco rentable para los productores de petróleo comprar tubos con rociado de plasma en la rosca", dice Vladimir Prozorov. - La tecnología es bastante cara y ahora solo tiene demanda. organizaciones especializadas, que se dedican a la reparación de pozos, por ejemplo, KRS CJSC (Udmurtneft OJSC). Al reparar, el proceso de subir y bajar las suspensiones a menudo se repite, y la parte roscada de las tuberías está sujeta a un desgaste severo. Por lo tanto, se necesitan hilos reforzados con calor, lo que se logra rociándolos con polvo metálico. El NCT ordinario, en general, no requiere esto.
revestimiento de esmalte de silicato
Desde un punto de vista técnico, el esmaltado es el proceso de adhesión del esmalte de silicato sobre una superficie metálica, siendo la fuerza adhesiva del composite resultante mayor que la fuerza del propio esmalte. Las ventajas de las tuberías recubiertas de esmalte incluyen un amplio rango de temperatura de funcionamiento (de -60°С a +350°С), alta resistencia al desgaste abrasivo y resistencia a la corrosión.
Fragmentos de tubería esmaltada (foto de Emant CJSC)
Las tecnologías de aplicación del esmalte no permiten aplicarlo en los acoplamientos, pero se puede utilizar el fosfatado [creación de una película de fosfatos insolubles de 2-5 micras de espesor sobre la superficie de los productos de acero al carbono y de baja aleación, que protege el metal, con pintura adicional, de la corrosión, - aprox. EnergyLand.info], o el galvanizado por difusión térmica, que elimina este inconveniente.
“GOST 633-80 proporciona acoplamientos fosfatados, y generalmente se usan. Nuestra empresa utiliza acoplamientos de parálisis cerebral de su propia producción, y solo si el cliente solicita reducir el precio de los productos, atornillamos los fosfatados ”, dice Dmitry Borovkov, Director General de Emant CJSC (Moscú).
“Los tubos de esmalte de silicato (emNKT) son más caros que los negros, el rango de su aplicación es bastante estrecho, pero en condiciones extremas producción complicada, donde la tubería convencional cuesta menos de un año en términos de corrosión, o donde la superficie interna de la tubería debe rasparse varias veces al día para limpiarla de ARPD, EMNKT es una solución cardinal al problema y definitivamente paga por mismo, - Alexander Peresedov, Diputado Director general CJSC "Emant" “Se cree que la tubería de esmalte de silicato no se usa en combinación con una unidad de bombeo que desgasta este revestimiento, pero esto no es cierto”.
Tubería recubierta con frita ESBT-9 (foto de Sovetskneftetorgservis LLC)
“La patente de emNKT me pertenece personalmente y solo la utiliza CJSC Emant”, continúa Dmitry Borovkov. - En pozos con bombas de varillas de bombeo, emNKT usó LUKOIL-Komi. El efecto es muy alto, pero nuestras tuberías son costosas y es rentable usarlas en un segmento muy estrecho de pozos muy problemáticos con una tasa de flujo alta. Donde la tubería "negra", aunque sea en una versión corrosiva, se convierte en un tamiz en menos de 100 días, EMNKT ha estado en pie durante más de cuatro años. Es cierto que no hay tantos pozos tan malos, para nuestro pesar, pero la diferencia en el tiempo de operación ya ha ascendido a 16 veces.
En Siberia occidental, un pozo se considera ceroso si se baja un raspador cada dos semanas. Pero, por ejemplo, en Komi el petróleo es tan viscoso que hay yacimientos donde se extrae en las minas. Y si se extrae a través de la tubería, entonces el raspador en las tuberías "negras" se baja de 10 a 16 veces al día, más una temperatura baja en el fondo (no superior a 40ºC), es decir, la cristalización de la parafina ocurre casi de inmediato. En EMNKT, el raspador se baja una vez al día para eliminar los depósitos del bolsillo de la manga. Ahora dominamos la producción de tuberías con roscas NKM (aleación de níquel), lo que también nos permitirá eliminar este problema. También ofrecemos a los trabajadores del petróleo raspadores esmaltados como un juego para nuestras tuberías, ya que en las condiciones de producción de petróleo de alta viscosidad, un raspador común se convierte rápidamente en un tampón”.
Mientras tanto, Sovetskneftetorgservice LLC (Naberezhnye Chelny) también ha desarrollado una tecnología para aplicar un revestimiento interno de esmalte de silicato de una sola capa basado en frita [composición de vidrio rica en sílice cocida a fuego lento hasta la sinterización (pero no la fusión) de la masa, - aprox. . EnergyLand.info] grado ESBT-9 con un espesor de al menos 200 micrones, que fue probado con éxito por el Instituto Ural de Metales (Ekaterimburgo).
“Como resultado de la operación de tubería con recubrimiento de esmalte en los campos de LLC LUKOIL-Komi desde octubre de 2004 hasta enero de 2007, de 583 tubería (grupo de resistencia D), 41 (7%) fueron rechazadas, mientras que cuando se usaban tuberías convencionales , hasta 25 son rechazados -30%, - dice Sahib Shakarov, director de Sovetskneftetorgservice LLC. - El principal defecto característico del recubrimiento de esmalte es su destrucción en el área de la parte roscada (pezón) del tubo. Esto se debe a la falta de control de las fuerzas de enrosque de la tubería durante las operaciones de disparo, atascamiento de la rosca como resultado de una fuerza de apriete excesiva (cuando se trabaja con tubería esmaltada, es necesario utilizar llaves con dinamómetro).
Después de 400 días o más de tubería con recubrimiento de esmalte en campos complejos de OOO LUKOIL-Komi, el tiempo de funcionamiento promedio satisfactorio de la tubería con recubrimiento de esmalte fue de 416 a 750 días, la tubería sin recubrimiento fue de 91 a 187 días. Actualmente, hay desarrollos de JSC "Ural Institute of Metals" para la reparación de tuberías con recubrimiento de esmalte en campos petroleros.
revestimiento de polímero
Para crear dicho revestimiento, se utilizan dos tipos de plásticos: termoplásticos (cloruro de polivinilo, polietileno, polipropileno, fluoroplasto, etc.) y termoendurecibles (fenólicos, epoxi, poliéster). Dichos recubrimientos tienen una alta resistencia a la corrosión (incluso en ambientes altamente mineralizados) y una larga vida útil.
“El análisis del uso de NKTP (tubería recubierta de polímero) muestra que tales tuberías tienen altas propiedades protectoras durante la operación tanto en pozos de inyección como de producción”, dice Oleg Mulyukov, jefe del servicio de información científica y técnica de la planta mecánica de Bugulma (OJSC). Tatneft) ). - La causa de los defectos de recubrimiento en la mayoría de los casos es una violación de las reglas de operación (modos de tratamiento térmico, lavados con ácido, etc.). Un análisis de los motivos de las reparaciones de los pozos de inyección equipados con NKTP muestra que, por lo general, no están relacionados con el estado del revestimiento. Al examinar las primeras tuberías, fabricadas en 1998 y 1999, después de su operación, no se encontraron signos de destrucción química de los revestimientos, solo astillas, en los extremos de las tuberías (que surgen durante el descenso y el ascenso). El hinchamiento del revestimiento se registró en el NKTP después de su vaporización a una temperatura superior a 80°C, lo que es inaceptable según las normas tecnológicas.
Los NKTP están equipados con acoplamientos de alta estanqueidad (VGM) con el uso de anillos de sellado de poliuretano, que aumentan significativamente la confiabilidad de las conexiones roscadas en entornos agresivos.
Fragmentos de tubería con revestimiento interno de polímero (foto de JSC BMZ)
Plasma (también de Bugulma) logró elevar el límite superior de temperatura de operación para los recubrimientos de polímeros, que desarrolló el recubrimiento interno de poliuretano PolyPlex-P y arregló su aplicación a las tuberías. “El recubrimiento funciona de manera confiable durante mucho tiempo a temperaturas medias de hasta +150 °C, tiene una alta resistencia a la corrosión de los fluidos de yacimiento agresivos”, dice Alexander Chuiko, director técnico de Plasma. - Después de la polimerización, el revestimiento tiene una superficie muy lisa, lo que proporciona una buena protección contra los depósitos de parafina y sales, y reduce significativamente la resistencia hidráulica de las paredes de la tubería. La resistencia al desgaste del poliuretano es varias veces mayor que la del acero inoxidable.
Una propiedad característica del revestimiento es una elasticidad muy alta, es prácticamente insensible a cualquier deformación de la tubería, incluida la flexión en cualquier ángulo y la torsión. El revestimiento no es propenso a astillarse ni agrietarse, es respetuoso con el medio ambiente. Lo que es importante, al limpiar y reparar tuberías, es aceptable un tratamiento de vapor a corto plazo (hasta 1000 horas) con una temperatura de hasta 200 ° C y lavado con ácido”.
Tubería recubierta internamente de PolyPlex-P (foto de Kirill Chuiko, Plasma LLC)
Algunas compañías petroleras, con la esperanza de ahorrar dinero, han aplicado de forma independiente revestimientos de polímeros a las tuberías. Por ejemplo, OAO TATNEFT utiliza composiciones en polvo y líquidas a base de resinas epoxi de producción nacional, que tienen modos de curado económicos y cumplen con los requisitos ambientales. El revestimiento de la tubería resiste las operaciones de transporte y manipulación, no se desmorona cuando se sujeta con una herramienta durante las operaciones de desplazamiento y no se despega durante el tratamiento térmico hasta 60 °C.
En general, una película suave del revestimiento interior reduce significativamente la resistencia hidráulica y, como resultado, el consumo de energía para elevar el petróleo a la superficie. El uso de NKTP permite aumentar el tiempo de respuesta en pozos con muestras de parafina en un promedio de cuatro veces. La adherencia reducida del ARPD revestido permite prescindir del uso de tratamientos a alta temperatura, y los depósitos en forma de una fina costra móvil se eliminan fácilmente mediante lavado con chorro de agua.
Tubos de polímero: bajo el yugo de metal
Las tuberías de alta presión de polímero puro (fibra de vidrio) se consideran una alternativa a las metálicas, ya que evitan completamente la corrosión. Los plásticos de fibra de vidrio se caracterizan por su baja densidad y conductividad térmica, no están magnetizados, tienen propiedades antiestáticas, alta resistencia a la temperatura y ambientes agresivos.
Los grandes fabricantes son OOO NPP Plant of Fiberglass Pipes (Kazan), OAO RITEK (Moscú) y Rosneft.
“La deposición de parafinas en la superficie interna de una tubería de fibra de vidrio (SPT) es 3,6 veces menor que en el metal (esto está en estática), - dice Sergey Volkov, gene. director de LLC NPP "ZST". - La resistencia específica del SPT es 4 veces superior a la del acero. Según la experiencia operativa, que es de unos 600 pozos (1500 km), el descenso de las tuberías no es un problema y se realiza con equipos convencionales. Para conectar la tubería, utilizamos una rosca de tubería estándar con ocho hilos por pulgada (en este asunto, se puede decir que se ha logrado la perfección). Se utiliza un sub para conectar con tuberías de metal que tienen 10 hilos. La producción de tuberías de fibra de vidrio requiere una alta cultura tecnológica. Los polímeros representan un nivel de calidad completamente nuevo, son el futuro de la industria de las tuberías”.
Inyección de agua amarga residual a través del SPT a una presión de 100 atm en el pozo de inyección del sistema de mantenimiento de la presión del yacimiento (foto de OAO Tatnefteprom)
ARPD con buena dinámica de producción de aceite también casi no se deposita en la superficie de la tubería, ya que el polímero no se adhiere a las parafinas. Pero si es necesario, es posible realizar un lavado químico de la tubería con compuestos ácidos y alcalinos.
La aplicación de cualquier recubrimiento es, a su manera, una opción intermedia para proteger el metal de la corrosión con el fin de aumentar la vida útil de la tubería. Sin embargo, no es realista deshacerse por completo del problema de la destrucción de la capa interfacial y la unión de la tubería mediante la aplicación de revestimientos. Otra cosa es que, en cualquier caso, nada es eterno, y la calidad conseguida de los tubos con revestimientos de polímeros y esmaltes de silicato sigue siendo satisfactoria para la mayoría de los productores de aceite. Además, "la lucha contra la corrosión es un negocio independiente, siempre se nos opondrá", cree Sergey Volkov. - Los intereses de los metalúrgicos son presionados activamente por quienes se dedican a la lucha contra la corrosión y, por lo tanto, ganan dinero con ella. Este es un grupo grande y estable de empresas, colectivos, empresas proveedoras, contratistas, incluso ciudades enteras, que tiene una facturación multimillonaria, ciencia, participación en los presupuestos de todos los niveles, etc. Contra nuestros productos - y las costumbres tecnológicas, hábitos, incluso el sistema de formación.
“Los tubos de acero representan alrededor del 90 % de la flota total de oleoductos utilizados en la producción de petróleo”, dice Iosif Liftman. - Nada puede reemplazar al metal, y no porque sea barato - ningún plástico puede proporcionar la resistencia de la tubería de producción bajo cargas mecánicas, especialmente en pozos inclinados y profundos. Después de todo, la tubería está sujeta no solo a la corrosión, sino también a un estrés mecánico grave. Por lo tanto, por ahora, todos los tubos revestidos y de fibra de vidrio pueden considerarse exóticos. Probablemente se puedan usar en la producción de pozos de petróleo, pero con otros métodos es poco probable y no se sabe si el alto costo de tales tuberías justificará su uso. No existe un sustituto equivalente para el metal. Incluso en pozos particularmente corrosivos con un alto contenido de sulfuro de hidrógeno, donde las tuberías domésticas no pueden resistir, instalan tuberías hechas de acero ultracaro importado en lugar de fibra de vidrio”.
“No podemos estar de acuerdo con la afirmación de que no hay alternativa al metal”, objeta Sergey Volkov. - Las tuberías recubiertas de fibra de vidrio y metal ocupan ciertos nichos. Por ejemplo, en algunos pozos para sistemas de mantenimiento de presión de yacimiento, aún hoy no hay alternativa a la fibra de vidrio. Cuándo y en qué medida se aplicará depende en gran medida de la cultura técnica, tecnológica y organizativa de las empresas petroleras. No tenemos problemas con las empresas, por ejemplo, en Kazajstán, que se comunican y cooperan mucho con los colegas occidentales. Allí no participamos en un "programa educativo", pero tenemos una conversación profesional. Mucho depende de la posición del estado en el campo de la regulación técnica y la industria de materiales compuestos. Se proclama la prioridad de las nanotecnologías, pero es necesario crear una demanda de mercado para tales productos, especialmente en el campo del diseño de materiales con propiedades predeterminadas; por ejemplo, sin la nanotecnología no habríamos creado conexiones de tubería confiables. Si hoy la industria, el mercado no está preparado para aceptar composites, ¿podrá aceptar productos nanotecnológicos que requerirán una cultura superior?
El fracaso también es importante.
Hace algunos años, todavía se producían en Rusia tubos revestidos con polietileno y tubos revestidos con esmalte de vidrio. Los primeros no han encontrado una amplia aplicación debido a la baja resistencia del recubrimiento protector, los mayores costos de instalación y reparación debido a la complejidad de los sujetadores y la tendencia a que los gases se escapen por debajo del recubrimiento. Los lotes de prueba de dichas tuberías fueron fabricados por OOO ITMZ, fueron utilizados por OAO Udmurtneft.
“No había focos de corrosión, la tubería tenía una superficie seca y limpia”, dice Vladimir Prozorov. - Plazo máximo el trabajo de suspensión estaba limitado por la presión constante en el pozo. Tan pronto como la presión bajó por razones operativas, se produjo un "desplome" del polietileno, que bloqueó el orificio de paso de la tubería. Como experimento, utilizamos TUX100 (el mejor polietileno de la época, diseñado específicamente para los trabajadores del gas). Actualmente, esta tecnología no tiene demanda”.
Tampoco se fabrican más tuberías vitrificadas, a pesar de las altas propiedades protectoras del revestimiento. OOO LUKOIL-Perm utilizó lotes de prueba de dichas tuberías. El motivo de su eliminación de la producción es la resistencia extremadamente baja a la torsión, la flexión y las deformaciones por temperatura, la imposibilidad de reparación en condiciones de yacimientos petrolíferos. Incluso hubo casos de destrucción de esmalte de vidrio durante la descarga.
Para referencia
Los parámetros de la tubería están determinados por GOST 633-80:
diámetros exteriores, mm: 48, 60, 73, 89, 102, 114;
longitud, milímetro: 5500-10500.
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El número de equipos está determinado por el volumen de producción. Para realizar operaciones según p.p. 1, 2, 3, 4, 10, 11, 12, 13 (ver Tabla 3.6) se proporciona equipo automatizado.
El taller está equipado con un sistema automatizado de transporte y acumulación que garantiza el transporte de tuberías entre los equipos de proceso y la creación de backlogs interoperativos, así como un sistema informático automatizado para contabilizar la producción de tuberías "ASU-NKT" con capacidad de llevar a cabo la certificación de tuberías.
Considere el equipo del taller:
LÍNEA DE LAVADO DE TUBERÍAS MECANIZADAS
Diseñado para limpiar y lavar las superficies internas y externas de la tubería antes de su reparación y preparación para su posterior funcionamiento.
El lavado se realiza mediante chorros de alta presión del fluido de trabajo, logrando al mismo tiempo la calidad requerida de lavado de la tubería sin calentar el fluido de trabajo, debido al impacto dinámico de alta velocidad de los chorros. El agua sin aditivos químicos se utiliza como fluido de trabajo.
Las tuberías contaminadas con aceite de parafina y depósitos de sal se pueden lavar si el canal de la tubería está obstruido hasta en un 20 % del área.
Se permite el lavado con una mayor cantidad de contaminación con una disminución en la productividad de la línea.
El fluido de trabajo gastado se limpia, la composición se actualiza y se alimenta nuevamente a la cámara de lavado. Se proporciona la eliminación mecanizada de contaminantes.
La línea opera en modo automático controlada por un controlador programable.
ventajas:
- - se logra una alta productividad y la calidad de lavado requerida sin calentar el fluido de trabajo, ahorrando costos de energía;
- - no hay coagulación ni adherencia de los contaminantes eliminados, se reducen los costes de eliminación y limpieza de los equipos;
- - mejorar condiciones ambientales proceso de limpieza de tuberías al reducir la liberación de vapores nocivos, aerosoles y calor, lo que conduce a una mejora en las condiciones de trabajo de los trabajadores.
Especificaciones:
Diámetro de tubería procesada, mm 60,3; 73; 89
Longitud de la tubería procesada, m 5,5 ... 10,5
Número de tubos lavables simultáneamente, uds. 2
Presión del líquido de lavado, MPa hasta 25
Bombas de alta presión:
- - versión anticorrosión con émbolos cerámicos
- - el número de trabajadores 2pcs.
- - el número de reserva 1pc.
- - rendimiento de la bomba, m 3 / hora 10
Material de boquillas de lavado carburo
Consumo de energía, kW 210
La capacidad de los tanques de sumidero y consumibles, m 3 50
Dimensiones totales, mm 42150 H 6780 H 2900
Peso, kg 37000
CÁMARA DE SECADO DE TUBERÍAS
Diseñado para secar la tubería que ingresa a la cámara después del lavado o la prueba hidráulica.
El secado se realiza mediante aire caliente suministrado a presión desde el extremo de la tubería, recorriendo toda su longitud, seguido de recirculación y depuración parcial del vapor de agua.
La temperatura se mantiene automáticamente.
Especificaciones:
Productividad, tubos/hora hasta 30
Temperatura de secado, ºС 50 ... 60; Tiempo de secado, min 15
Calentador de potencia del calentador, kW 60, 90
La cantidad de aire de escape, m 3 / hora 1000
La cantidad de aire recirculado, m 3 / hora 5000
Características de la tubería
- - diámetro exterior, mm 60, 73, 89
- - longitud, mm 5500 ... 10500
Dimensiones totales, mm 11830 H 1800 H 2010
Peso, kg 3150
PLANTA DE DESTRIPADO MECÁNICO DE TUBERÍAS
Diseñado para la limpieza mecánica de la superficie interna de la tubería de depósitos sólidos aleatorios que no se eliminaron durante el lavado de la tubería, durante su reparación y restauración.
La limpieza se realiza con una herramienta especial (raspador con resorte) insertada en una varilla en el canal de un tubo giratorio, con soplado simultáneo con aire comprimido. Se proporciona la succión de productos procesados.
Especificaciones:
Diámetro de tubería procesada, mm
- - externo 60.3; 73; 89
Longitud de tubería procesada, m 5,5 - 10,5
Número de tubos procesados simultáneamente, uds. 2 (con cualquier combinación de longitudes de tubería)
Velocidad de avance de la herramienta, m/min 4,5
Frecuencia de rotación de tubería (Ö73mm), min-1 55
Presión de aire comprimido, MPa 0,5 ... 0,6
Consumo de aire para purga de tuberías, l/min 2000
Potencia total, kW 2,6
Dimensiones totales, mm 23900 H 900 H 2900
Peso, kg 5400
PLANTILLA DE INSTALACIÓN
Diseñado para controlar el diámetro interior y la curvatura de la tubería durante su reparación y restauración.
El control se lleva a cabo pasando un mandril de control con dimensiones según GOST 633-80, que se inserta en la varilla en el orificio de la tubería. La planta funciona en modo automático.
Especificaciones:
Capacidad de instalación, tubos/hora hasta 30
Diámetro de tubería controlada, mm
- - externo 60.3; 73; 89
- - interno 50.3; 59; 62; 75,9
Longitud de tubería controlada, m 5,5 - 10,5
Diámetro exterior de las plantillas (según GOST633-80), mm 48,15; 59,85; 56,85; 72.95
Fuerza de empuje de la plantilla, N 100 - 600
Velocidad de desplazamiento de la plantilla, m/min 21
Potencia de accionamiento de desplazamiento, kW 0,75
Dimensiones totales, mm 24800 H 600 H 1200
Peso, kg 3000
LÍNEA DE DEFECTOSCOPIA AUTOMATIZADA
Diseñado para ensayos no destructivos por método electromagnético de tubería con acoplamientos durante la reparación y restauración, con su clasificación por grupos de resistencia. La gestión se lleva a cabo mediante un controlador programable. La línea incluye una unidad de detección de defectos "URAN-2000M". bombeo tubo compresor reparar
En comparación con los equipos existentes, la línea tiene una serie de ventajas.
En modo automático se realiza lo siguiente:
- - la más completa detección de fallas y control de calidad de tuberías y acoplamientos;
- - clasificación y selección por grupos de fuerza de tubos y acoplamientos;
- - obtener indicadores de calidad confiables de la tubería tanto nacional como importada mediante el uso de un dispositivo para determinar la composición química del material en el sistema de control;
- - determinación de los límites de las secciones defectuosas de la tubería.
Especificaciones:
Productividad de línea, tubos/hora hasta 30
Diámetro de tubería controlada, mm 60,3; 73; 89
Longitud de tubería controlada, m 5,5 ... 10,5
Número de posiciones de control 4
Velocidad de desplazamiento de la tubería, m/min 20
Presión de aire comprimido en el sistema neumático, MPa 0,5 - 0,6
Potencia total, kW 8
Dimensiones totales, mm 41500 H 1450 H 2400
Peso, kg 11700
Parámetros controlados:
- - continuidad de la pared de la tubería;
- - grupos de resistencia de tuberías y acoplamientos ("D", "K", "E"), determinación de la composición química del material;
- - medición del espesor de la pared de la tubería según GOST 633-80.
El marcado se lleva a cabo con un material de pintura y barniz de acuerdo con la información en el monitor de la unidad de detección de fallas.
Los datos de control se pueden transferir a sistema automático contabilidad para la producción y certificación de tuberías.
INSTALACION DE DEFECTOSCOPIA DE TUBERIA Y ACOPLAMIENTO "URAN-2000M"
La unidad funciona como parte de una línea de detección automática de fallas y está diseñada para verificar la calidad de la tubería para los siguientes indicadores:
- - la presencia de discontinuidades;
- - control del espesor de pared de la tubería;
- - clasificación por grupos de resistencia "D", "K", "E" de tuberías y acoplamientos.
Composición de la instalación:
- - Controlador de medición;
- - Controlador de escritorio;
- - Sensor de control del grupo de fuerza de la tubería; panel de control e indicación
- - El captador del control del grupo de la solidez del enganche; (monitor);
- - Un conjunto de sensores de detección de fallas;
- - Monitor del dispositivo de visualización;
- - Un juego de calibres de espesor;
- - Software;
- - Unidad de procesamiento de señales;
- - Un conjunto de muestras de trabajo;
- - Controlador de dispositivo de visualización;
La instalación funciona en los siguientes modos:
Control de discontinuidades (defectoscopia) según GOST 633-80;
Control de espesor de pared de tubería según GOST 633-80;
Control composición química acoplamientos y tuberías;
Control del grupo de fuerza del acoplamiento y tubería según GOST 633-80;
Salida de resultados al dispositivo de visualización con posibilidad de impresión;
Especificaciones técnicas:
Velocidad de control, m/s 0,4
Productividad de instalación, tuberías/hora 40
Características de las tuberías en reparación, mm
Diámetro 60,3; 73; 89; longitud 5500 ... 10500
Especificaciones generales:
Procesadores de controlador base: 486 DX4-100 y Pentium 100;
RAM (RAM) - 16 MB;
Unidad de disquete (FDD) - 3.5I, 1.44 Mb;
Unidad de disco duro (HDD) - 1,2 GB;
Alimentado por red de CA con una frecuencia de 50 Hz;
Voltaje - 380/220 V; Consumo de energía - 2500 VA;
Tiempo de trabajo continuo - no menos de 20 horas;
Tiempo medio entre fallas - no menos de 3000 horas;
Resistencia al estrés mecánico según GOST 12997-76.
MÁQUINA MUFTODOVERTOCHNY
La máquina está diseñada para atornillar y desatornillar acoplamientos de tubería lisa. El enroscado se realiza con el control de un par dado (dependiendo del tamaño de la tubería).
La máquina está integrada en la sección de giro de la reparación de tuberías, pero se puede utilizar de forma autónoma si está disponible. Vehículo suministro de carga y descarga de tuberías.
La máquina está controlada por un controlador programable.
ventajas:
- - simplicidad constructiva;
- - simplicidad y conveniencia de cambio a modos de atornillado o
desenroscar y del tamaño de la tubería;
Posibilidad de transporte de tubos mediante husillo y mandril.
Especificaciones:
Productividad, tubos/hora hasta 40
Diámetro del tubo/diámetro exterior de los acoplamientos, mm 60/73; 73/89; 89/108
Velocidad del husillo, min -1 10
Par máximo, LFm 6000
Accionamiento de husillo electromecánico
Presión de aire comprimido, MPa 0,5 ... 0,6
Dimensiones totales, mm 2740 H 1350 H 1650
Peso, kg 1660
INSTALACIÓN DE PRUEBA HIDRÁULICA
Diseñado para probar la presión hidrostática interna para determinar la resistencia y la estanqueidad de la tubería con acoplamientos atornillados durante su reparación y restauración.
La estanqueidad de la cavidad probada se realiza a lo largo de las roscas de la tubería y el acoplamiento. Zona de trabajo Durante las pruebas, la instalación se cubre con pantallas protectoras elevables, lo que permite integrarla en las líneas de producción sin una caja especializada.
El funcionamiento de la instalación se realiza en modo automático controlado por un controlador programable.
ventajas:
- - mayor control de calidad de acuerdo con GOST 633-80;
- - confiabilidad de la instalación, está previsto enjuagar el canal de la tubería de los restos de virutas;
- - protección confiable staff de producción con un ahorro significativo en el espacio de producción.
Especificaciones:
Productividad, tubos/hora hasta 30
Diámetro del tubo, mm 60,3; 73; 89
Longitud del tubo, m 5,5 - 10,5
Presión de prueba, MPa hasta 30
Agua fluida de trabajo
Tiempo de mantenimiento de la tubería bajo presión, seg. 10
Frecuencia de rotación del tapón y la tubería durante el enroscado, min-1 180
Par de apriete estimado NChm 100
Presión de aire en el sistema neumático, MPa 0,5
Potencia total, kW 22
Dimensiones totales, mm 17300 H 6200 H 3130
Peso, kg 10000
AJUSTE DE LA MEDIDA DE LONGITUD
Diseñado para medir la longitud de la tubería con manguitos y obtener información sobre el número y la longitud total de la tubería al formar paquetes de tubería después de su reparación.
La medición se realiza mediante un carro móvil con un sensor y un transductor de desplazamiento.
El funcionamiento de la instalación se realiza en modo automático controlado por un controlador programable. Esquema para medir la longitud de la tubería según GOST633-80;
Especificaciones:
Capacidad de instalación, tubos/hora hasta 30
Diámetro exterior del tubo, mm 60,3; 73; 89
Longitud del tubo, m 5,5 - 10,5
Error de medida, mm +5
Resolución de medición, mm 1
Velocidad de desplazamiento del carro, m/min 18,75
Potencia de accionamiento del movimiento del carro, W 90
Dimensiones totales, mm 12100 H 840 H 2100
Peso, kg 1000
INSTALACIÓN DE ESTAMPADO
Diseñado para marcar tubos después de la reparación.
El marcado se aplica al extremo abierto del acoplamiento de la tubería mediante extrusión secuencial de marcas. El contenido de la marca (cambia a voluntad programáticamente): número de serie tubos (3 dígitos), fecha (6 dígitos), longitud del tubo en cm (4 dígitos), grupo de resistencia (una de las letras D, K, E), código de empresa (1, 2 caracteres) y otros a petición del usuario (total 20 caracteres diferentes).
La unidad está integrada en los talleres de reparación de tuberías con equipos para la detección de fallas y medición de la longitud de las tuberías, mientras que el intercambio de información y el estampado de las tuberías se realiza en un modo de operación automático, utilizando un controlador programable.
ventajas:
- - previsto un gran número de información y su buena lectura, incluso sobre tuberías en pilas;
- - buena calidad de marcado, porque la marca se realiza en una superficie mecanizada;
- - seguridad de marcado durante la operación de tuberías;
- - eliminación simple y múltiple de marcas antiguas durante la reparación de tuberías;
- - en comparación con el marcado en la generatriz de la tubería, se elimina la necesidad de limpiar la tubería y el riesgo de microfisuras.
Especificaciones:
Productividad, tubos/hora hasta 30
Diámetro de tubería según GOST 633-80, mm 60, 73, 89; Longitud del tubo, m hasta 10,5
Altura de fuente según GOST 26.008 - 85, mm 4
Profundidad de impresión, mm 0,3 ... 0,5
Herramienta marca Carbide GOST 25726-83 con revisión
Presión de aire comprimido, MPa 0,5 ... 0,6
Dimensiones totales, mm 9800 H 960 H 1630; Peso, kg 2200
SISTEMA AUTOMATIZADO DE CONTADOR DE TUBOS PARA TALLER DE REPARACIÓN DE TUBOS
Diseñado para talleres con líneas de producción para la reparación de tuberías para operaciones con controladores.
Con la ayuda de computadoras personales conectadas a una red local con controladores, se realizan las siguientes funciones:
- - dar cuenta de los paquetes de tubos entrantes para su reparación;
- - formación de tareas diarias por turnos para el lanzamiento de paquetes de tubos para su procesamiento;
Contabilización corriente del paso de tuberías para las operaciones más importantes del caudal, contabilización de reparaciones...
Introducción
1. Análisis de condición reequipamiento tecnico sección del taller para mantenimiento y reparación de tubería
2. Parte técnica
2.1 Propósito, características técnicas de la tubería
2.2 Construcción y aplicación de tubería
2.3 Aplicación de tubería
2.4 Fallas típicas de tubería
2.5 Cálculo de la resistencia de la tubería
2.6 Características del taller de mantenimiento y reparación de tubería
2.7 Equipos para mantenimiento y reparación de tubería
2.8 Introducción de nuevos equipos para mantenimiento y reparación de tubería
3. Parte económica
3.1 Cálculo del efecto económico de la introducción de nuevos equipos
3.2 Cálculo de la eficiencia económica del proyecto
3.3 Segmentación del mercado de la industria
3.3.1 Estrategia de marketing
3.3.2 Estrategia de desarrollo de servicios
4 Seguridad de vida
4.1 Dañino y riesgos producción
4.2 Métodos y medios de protección contra factores nocivos y peligrosos
4.3 Instrucciones de seguridad y protección laboral para el trabajador del taller de mantenimiento y reparación de tubería
4.4 Cálculo de iluminación y ventilación
4.5 Seguridad ambiental
4.6 Seguridad contra incendios
5. Conclusión
6 Referencias
anotación
En esto tesis Se realizó un análisis de las actividades productivas de la sección de mantenimiento y reparación de tubería (tubing) en una empresa de ingeniería petrolera, en cuanto a describir el estado de reparación de la tubería, describir la estrategia de marketing para el desarrollo de este segmento de mercado, organización proceso de producción, desarrollo de tecnología de reparación de tubería, selección de herramientas, modos de procesamiento, tipo de equipo, justificación económica para la introducción de nuevos equipos o tecnología, descripciones condiciones seguras trabajo y Requisitos medioambientales. Se han desarrollado medidas para modernizar el proceso de producción. Todas las medidas propuestas están justificadas, se calcula el efecto económico general que la empresa recibirá como resultado de su implementación.
Introducción
Tarde o temprano en la vida de cualquier tubería (si aún no se ha desmoronado por la corrosión) llega un día en que su funcionamiento ya no es posible debido a un estrechamiento del diámetro interior o destrucción parcial de la rosca. Las compañías petroleras están a la vanguardia de la lucha contra la corrosión y los depósitos dañinos en las tuberías. Incapaces de afectar las cualidades protectoras de las tuberías que ya están en funcionamiento, las compañías petroleras envían dichas tuberías a la chatarra o eliminan todos los depósitos de la tubería y los vuelven a enhebrar utilizando equipos especiales como parte de los complejos de reparación.
Varias empresas rusas ofrecen varias opciones para equipar dichos talleres en las bases de reparación de las compañías petroleras: NPP Tekhmashkonstruktsiya (Samara), UralNITI (Ekaterimburgo), Igrinsky Pipe and Mechanical Plant (Game), etc.
Hay 120.000 pozos en Rusia y las tuberías están lejos de limpiarse en todas partes. Además, ningún método de limpieza directamente sobre el pozo elimina la contaminación gradual de la tubería con depósitos.
Los trabajadores petroleros en las bases de reparación operan hasta 50 complejos para limpiar y reparar tuberías, desde las más primitivas hasta las más avanzadas.
Este proyecto de grado es un documento educativo elaborado de acuerdo con el plan de estudios en la etapa final de educación en la educación superior. institución educativa. Este es un trabajo de calificación del complejo de graduación independiente, cuyo objetivo principal y contenido es el diseño de una sección para el mantenimiento y reparación de tuberías (tuberías) en una empresa de ingeniería petrolera.
El trabajo prevé la solución de cuestiones de marketing, organizativas, técnicas y económicas, protección ambiente y protección laboral.
Asimismo, el trabajo se plantea la tarea de estudiar y resolver problemas científicos y técnicos que son de gran importancia industrial para el desarrollo de tecnologías modernas en el campo de la ingeniería petrolera.
En el proceso de elaboración de un proyecto de grado, el estudiante está obligado a mostrar la máxima iniciativa creativa y ser responsable del contenido, volumen y forma del trabajo realizado.
El presente proyecto de graduación tiene como finalidad desarrollar un proyecto de mantenimiento y reparación de tubería (tubing) en una empresa de ingeniería petrolera.
Las tareas del proyecto incluyen:
Descripción del estado del problema;
Descripción de la estrategia de marketing para el desarrollo de este segmento de mercado;
Descripción de las características de diseño de la tubería;
Descripción del proceso de producción, tecnología de reparación de tubería, herramientas, equipos;
Desarrollo y justificación económica de un conjunto de medidas encaminadas a mejorar la eficiencia del proceso productivo.
Descripciones de condiciones de trabajo seguras y requisitos ambientales
1. Análisis del estado de reequipamiento técnico de la sección del taller de mantenimiento y reparación de tubería
La protección de la tubería (tubing) contra la corrosión y los depósitos nocivos de asfaltenos, alquitranes y parafinas (ARPO) aumenta drásticamente su vida útil. Esto se logra mejor usando tuberías recubiertas, pero muchos productores de petróleo prefieren el metal "viejo", ignorando los éxitos de los innovadores rusos.
Incapaces de afectar las propiedades protectoras de las tuberías que ya están en funcionamiento, los productores de petróleo utilizan varios métodos para eliminar los depósitos de parafina, principalmente químicos (inhibición, disolución) como los menos costosos. A ciertos intervalos, se bombea una solución ácida en el espacio anular, que se mezcla con el aceite y elimina nuevos depósitos de parafina en la superficie interna de la tubería. La limpieza en seco también neutraliza el efecto dañino corrosivo del sulfuro de hidrógeno en la tubería. Tal evento no interfiere con la producción de petróleo, y su composición después de reaccionar con el ácido cambia ligeramente.
El ácido y otros tipos de tratamiento de tuberías, por supuesto, se utilizan para su limpieza actual en el pozo, pero de forma limitada: en Rusia hay 120 mil pozos y las tuberías están lejos de limpiarse. Además, ningún método de limpieza directamente sobre el pozo elimina la contaminación gradual de la tubería con depósitos”.
Además del método químico de limpieza de tuberías, a veces se usa uno mecánico (raspadores bajados sobre alambre o varillas). Otros métodos son el desparafinado por acción de las olas (acústica, ultrasónica, explosiva), electromagnético y magnético (impacto en el fluido por campos magnéticos), térmico (tubos de calefacción con líquido caliente o vapor, corriente eléctrica, desparafinado termoquímico) y separación de fases de gas hidráulica - con dispositivos especiales y de hidrojet) se utilizan incluso con menos frecuencia debido a su costo relativamente alto.
Los trabajadores petroleros en las bases de reparación operan hasta 50 complejos para limpiar y reparar tuberías, desde las más primitivas hasta las más avanzadas, lo que significa que están en demanda. En caso de contaminación severa o daño de la tubería por corrosión (si la empresa petrolera no cuenta con el equipo adecuado para su restauración), las tuberías son enviadas para su reparación a una empresa especializada. Se rechazan las tuberías que no cumplan con los requisitos de las condiciones técnicas y no tengan los parámetros adecuados. Las tuberías aptas para la reparación se cortan por la parte roscada, que es la que más se desgasta. Se corta una nueva rosca, se atornilla y se marca un nuevo acoplamiento. Las tuberías reacondicionadas se agrupan y envían al proveedor.
Existen diversas tecnologías para la restauración y reparación de tuberías. La tecnología más moderna es la restauración y reparación de tuberías utilizando la tecnología de aplicación de una capa dura de un recubrimiento especial antiadherente (NTC) a las roscas.
La reparación de la tubería con la tecnología NTS se realiza de acuerdo con (TU 1327-002-18908125-06) y reduce el costo total de mantenimiento del fondo de la tubería en 1,8 - 2 veces debido a:
Restauración de roscas en el 70% de las tuberías sin cortar los extremos roscados y acortar el cuerpo de la tubería;
Aumenta más de 10 veces (garantiza hasta 40 STR para tubería estándar y más de 150 STR para tubería tecnológica sujeto al cumplimiento del RD 39-136-95) vida útil de la rosca de las tuberías reparadas frente a la vida útil de las roscas de las tuberías nuevas;
Reducir el volumen de compras de tubería nueva de 2 a 3 veces al aumentar el recurso de tuberías restauradas y reducir los desechos de las actividades de reparación.
2. Parte técnica
2.1 Propósito, características técnicas de la tubería.
Los tubos de tubería (tubing pipes) se utilizan durante la operación de pozos de petróleo, gas, inyección y agua para transportar líquidos y gases dentro de las sartas de revestimiento, así como para operaciones de reparación y disparo.
Los tubos de tubería están conectados entre sí por medio de conexiones roscadas de acoplamiento.
Las conexiones roscadas de tubería proporcionan:
Pasabilidad de columnas en pozos de perfil complejo, incluso en los intervalos de curvatura intensa;
Resistencia suficiente para todo tipo de cargas y la estanqueidad necesaria de las uniones de las sartas de tuberías;
Resistencia al desgaste requerida y mantenibilidad.
Los tubos tubulares se fabrican en las siguientes versiones y sus combinaciones:
Con extremos recalcados exteriormente según TU 14-161-150-94, TU 14-161-173-97, API 5ST;
Liso altamente hermético según GOST 633-80, TU 14-161-150-94, TU 14-161-173-97;
Liso con nudo de sellado hecho de material de polimero según TU 14-3-1534-87;
Liso, liso altamente hermético con mayor plasticidad y resistencia al frío según TU 14-3-1588-88 y TU 14-3-1282-84;
Liso, liso, altamente hermético y con extremos recalcados hacia el exterior, resistente a la corrosión en medios que contienen sulfuro de hidrógeno activo, con mayor resistencia a la corrosión durante el tratamiento con ácido clorhídrico y resistente al frío a una temperatura de menos 60 ° C según TU 14-161 -150-94, TU 14-161-173-97.
A pedido del cliente, se pueden fabricar tuberías con una unidad de sellado de material polimérico con mayor plasticidad y resistencia al frío. Por acuerdo de las partes, se pueden fabricar tuberías resistentes a la corrosión para ambientes con bajo contenido de sulfuro de hidrógeno.