Технологія відновлення труб нкт 73. Устаткування цеху з обслуговування та ремонту нкт

Захист насосно-компресорних труб (НКТ) від корозії та шкідливих відкладень асфальтенів, смол та парафінів (АСПО) різко збільшує термін їхньої служби. Найкраще це досягається застосуванням труб з покриттями, проте багато нафтовидобувників віддають перевагу «старому доброму» металу, ігноруючи успіхи російських новаторів.

Видалити АСПО на свердловині

На передньому краї боротьби зі шкідливими відкладеннями на НКТ та корозією знаходяться нафтовидобувні компанії. Не маючи можливості вплинути на захисні якості труб, що вже перебувають в експлуатації, нафтовидобувники застосовують різні способи видалення АСПО, насамперед хімічний (інгібування, розчинення) як найменш витратний. З певною періодичністю в затрубний простір закачується розчин кислоти, яка поєднується з нафтою і видаляє новоутворення АСПО на внутрішній поверхні НКТ. Хімічна чистка також нейтралізує корозійну руйнівну дію на трубу сірководню. Такий захід не заважає видобутку нафти, а її склад після реагування з кислотою змінюється незначно.

«Кислотна та інші види обробки НКТ, звичайно, застосовуються для їхньої поточної очистки на свердловині, але обмежено - в Росії 120 тис. свердловин, і чистять труби далеко не скрізь, вважає Йосип Ліфтман, головний інженер проекту ВАТ "УралНІТІ" (Єкатеринбург). - Крім того, жодні методи очищення безпосередньо на свердловині не позбавляють поступового забруднення НКТ відкладеннями».

Крім хімічного методу очищення труб іноді використовується механічний (скребками, що опускаються на дроті або штангах). Інші методи, а це депарафінізація за допомогою хвильового впливу (акустичного, ультразвукового, вибухового), електромагнітний та магнітний (вплив на флюїд магнітними полями), тепловий (прогрів НКТ гарячою рідиною або парою, електрострумом, термохімічна депарафінізація) та гідравлічний (штукування перерізів трубопровід) ініціації виділення газової фази - спеціальними і гідроструминними пристроями) застосовуються ще рідше через їхню відносну дорожнечу.

Розподіл відмов у НКТ за видами (рис. ВАТ «Інтерпайп Нижньодніпровський трубопрокатний завод», Україна)

Усі ці заходи відволікають фінансові кошти та уповільнюють (крім хімічного способу) процес видобутку нафти. Тому зусилля трубної промисловості з випуску неметалічних НКТ та спеціальних, із захисними покриттями їхньої внутрішньої поверхні та особливо муфт, зустрічають розуміння нафтовидобувників.

Хоча останнім часом, у зв'язку з різким зниженням прибутковості нафтовидобутку, інтерес до нових технологій виготовлення труб став суто теоретичним, є й винятки. «На сьогоднішній день по ряду свердловин, де найбільш виражена корозійна дія, ми використовуємо склопластикові труби, які пройшли успішне випробування у нас у 2007-2008 роках, – каже Олексій Крякушин, заст. начальника Управління видобутку нафти та газу ВАТ "Удмуртнафта" (Іжевськ). - Виробники труб з полімерними, силікатно-емальовими покриттями постійно пропонують свою продукцію, але якщо вона коштує вдвічі більше, а служить довше лише в 1,5 раза (умовно кажучи), то й купувати її нема рації. У будь-якому разі це питання економічної ефективності».

Слід зазначити, що «Удмуртнафта» - одне з небагатьох підприємств, які регулярно випробовують і застосовують нові типи НКТ у своїй виробничої діяльності.

Відновлення НКТ

Рано чи пізно у житті будь-якої труби (якщо вона ще не розсипалася від корозії) настає день, коли її експлуатація вже неможлива через звуження внутрішнього діаметра або часткового руйнування різьблення. Нафтодобувні компанії або відправляють такі труби в брухт, або видаляють з НКТ всі відкладення і заново нарізають різьблення за допомогою спеціального обладнання у складі ремонтних комплексів. Різні варіанти оснащення таких цехів на ремонтних базах нафтовидобувних компаній пропонують кілька російських підприємств - НВП "Техмашконструкція" (Самара), "УралНІТІ" та ін.

«Солі мало хто чистить, трубні склади деяких компаній забиті непридатними НКТ, – розповідає Йосип Ліфтман. - У комплексно-механізований цех з очищення та ремонту НКТ, що надається нами, входить все необхідне обладнання, у тому числі для очищення труб від АСПО та солей, дефектоскопії, обрізки зношених різьбових з'єднань та нарізки нових, нанесення нового маркування. Також ми розробили окремий технологічний блок для видалення солей та особливо в'язких АСПО. Можливе нанесення дифузійного цинкового покриття на окремому обладнанні.

Нафтовики на ремонтних базах експлуатують до 50 комплексів з очищення та ремонту НКТ - від найпримітивніших до дуже досконалих, а отже, вони потрібні. Лише нашим підприємством поставлено 20 таких цехів. Коли труби кілька років тому стали дорожчати, стало недоцільно купувати нові НКТ, дешевшим було ремонтувати старі, тому спостерігалося зростання попиту на нашу продукцію. Зараз метал подешевшав із 45-50 тис. руб. за тонну НКТ до 40-42 тис. руб. Це не таке критичне зниження, але попит на обладнання впав. Комплексний цех коштує близько 130 млн. руб., його окупність при повному завантаженні становить 1-1,5 року, залежно від рівня оплати праці персоналу. Ремонт однієї НКТ коштує в 5-7 разів дешевше, ніж закупівля нової, а ресурс відремонтованої труби - 80%. Загалом, ресурс роботи НКТ залежить від глибини свердловини, забрудненості нафти тощо. У деяких свердловинах труби стоять по 3-4 місяці, і їх уже треба діставати, в інших, які видають майже чисте паливо, вони можуть працювати 10 років».

При сильному забрудненні або пошкодженні НКТ корозією (у разі якщо нафтовидобувна компанія не має відповідного обладнання для їх відновлення), труби відправляються на ремонт у спеціалізовану компанію. «Труби, що надходять від замовника, проходять гідротермічну обробку з метою очищення їхньої поверхні від АСПО, – розповідає Володимир Прозоров, головний інженер ТОВ „Ігринський трубно-механічний завод”, ІТМЗ (пос. Гра, Удмуртія). - труби, що не задовольняють вимогам технічних умові які не мають відповідних параметрів, відбраковуються. Придатні для ремонту труби піддаються відрізку різьбової частини, яка зношується найсильніше. Нарізається нове різьблення, нагвинчується нова муфта і маркується. Відновлені труби зв'язуються з пакетом і відправляються постачальнику».

«Гідронафтомашем» (Краснодарський край) для видалення відкладень із природними радіонуклілідами випробувано гідромеханічний метод очищення. Його переваги: можливість видалення комплексних відкладень (сольових, з органічними сполуками нафти) без обмежень за хімічним складом, міцністю та товщиною відкладень; виключення деформування та руйнування НКТ, що очищаються.

Різні напилення

Внутрішнє дифузійне цинкове покриття (ДЦП) має високу адгезію до заліза та низьку до парафінів. Шарувата конструкція, утворена в результаті взаємної дифузії атомів цинку та заліза, показала високу корозійну та ерозійну стійкість, покращену герметичність різьбових з'єднань (допускається до 20 операцій згвинчування-розгвинчування) та збільшений у 3-5 разів термін їх служби.

Впровадженню таких НКТ у практику ще кілька років тому перешкоджала обмежена довжина труб (6,3 м), які можна було обробляти на російському устаткуванні, що збільшувало кількість стиків та знижувало термін експлуатації всього об'єкта. «У 2004 році ми ввели в дію виробництво з дифузійного оцинкування труб у м. Орську ( Оренбурзька область), - розповідає Андрій Сакардін, комерційний директорТОВ "Проміннтех" (Москва). - Стало можливим наносити ДЦП на труби нафтового сортаменту довжиною 10,5 м. Порівняно з полімерними, ДЦП не схильне до старіння, має високу твердість і зносостійкість, не вимагають періодичного примусового очищення. Цинкова складова забезпечує покриттю достатню пластичність, протекторні властивості і постає як тверде мастило. Такі труби легко транспортувати без пошкодження покриття, на відміну від труб з неметалевими покриттями, особливо емалевими або склоемалевими.

НКТ з цинковим покриттям зараз експлуатуються "Лукойлом", "Роснефтью" та іншими компаніями. Проте через падіння цін на сировину грошей у видобувних компаній стало набагато менше, тому і попит на труби з ДЦП знизився».

Крім відносно високої ціни, можна відзначити і технічні недоліки таких труб - це шорсткість цинкового покриття та його нездатність на свердловинах, нафта яких має лужну реакцію. У результаті ситуація складається так, що цинкове покриття зараз наноситься виключно на муфти і рідше - на різьблення самої НКТ. «Нові муфти з термодифузійним цинкуванням вже пропонують трубні заводи, що виготовляють муфти, і така продукція затребувана, - стверджує Йосип Ліфтман. – Можна сказати, що випуск таких муфт став стандартною опцією. Все залежить від глибини свердловини та навантаження на різьблення, для дрібних свердловин застосування таких муфт не таке актуальне, як для глибоких. Взагалі, всі види напилень мають підвищену крихкість, за винятком дифузійного цинкового, який не псує метал труби і має антизадирні властивості».

Різьблення з напиленим металевим порошком (фото ТОВ «ІТМЗ»)

Ігринський трубно-механічний завод освоїв метод повітряно-плазмового напилення металевих порошків (суміш вольфраму, кобальту, молібдену та латуні) на різьблення НКТ без зміни геометрії та властивостей металевої основи, з метою надання їй покращених експлуатаційних властивостей зносо-корозійностійкості. Покриття ніпельної частини різьблення помітно підвищує тяжке навантаження. При випробуванні на розтяг НКТ 73Ч5.5-Д фактичне навантаження склало 560 кН, а зусилля розтягу до повного руйнування - 704 кН, що перевищує норматив за групою міцності Е.

Але у зв'язку з оптимізацією витрат «нафтовидобувачам стало невигідно купувати НКТ із плазмовим напиленням на різьблення», - ділиться Володимир Прозоров. - Технологія досить дорога і затребувана зараз лише спеціалізованими організаціями, що займаються ремонтом свердловин - наприклад, ЗАТ "ВРХ" (ВАТ "Удмуртнафта"). При ремонті часто повторюється процес підйому-опускання підвісок і різьбова частина труб піддається сильному зносу. Тому потрібні термозміцнені різьблення, що досягається напиленням на них металевого порошку. Звичайна ж НКТ загалом не вимагає цього».

Силікатно-емальове покриття
З технічної точки зору емалювання - процес адгезії силікатної емалі на поверхні металу, при цьому міцність зчеплення отриманого композиту вище за міцність самої емалі. До переваг труб з емалевим покриттям відносяться широкий температурний діапазон експлуатації (від -60°С до +350°С), висока стійкість до абразивного зношування та стійкість до корозійної дії.

Фрагменти емальованих НКТ (фото ЗАТ «Емант»)

Технології нанесення емалі не дозволяють наносити її на муфти, але можна використовувати фосфатування. EnergyLand.info], або термодифузійне оцинкування, що нівелює цей недолік.
«Фосфатовані муфти передбачені ГОСТ 633-80, і їх зазвичай використовують. Наша компанія використовує ДЦП-муфти власного виробництва, і тільки якщо клієнт просить здешевити товар, нагвинчуємо фосфатовані», - каже Дмитро Боровков, генеральний директор ЗАТ «Емант» (Москва).
«Силікатно-емалеві труби (емНКТ) дорожчі за "чорні", спектр їх застосування досить вузький, але в екстремальних умовахускладненого видобутку, де за корозією звичайні НКТ коштують менше року або де для очищення від АСПО доводиться скребкувати внутрішню поверхню труби кілька разів на добу, емНКТ – кардинальне вирішення проблеми та однозначно себе окупають, – впевнений Олександр Пересідов, заст. Генерального директораЗАТ "Емант". - Вважається, що силікатно-емалеві НКТ не застосовуються в комплексі зі станком-гойдалкою, який стирає це покриття, але це не так».

НКТ з покриттям з фріти ЕСБТ-9 (фото ТОВ «Радянськнафтоторгсервіс»)

«Патент на емНКТ належить особисто мені і використовується лише ЗАТ „Емант”, – продовжує Дмитро Боровков. - На свердловинах зі штанговими глибинними насосами ЕМНКТ застосовував ЛУКОЙЛ-Комі. Ефект дуже високий, але наші труби дорогі, і їх рентабельно застосовувати на дуже вузькому сегменті гостро-проблемних свердловин із високим дебітом. Там, де "чорні" НКТ, хоч і в корозійному виконанні, перетворюються на сито менш ніж за 100 діб, емНКТ стоїть вже понад чотири роки. Щоправда, таких бідних свердловин не так багато, на жаль, але різниця в часі експлуатації вже склала 16 разів.
У Західному Сибіру вважається, що свердловина парафініста, якщо до неї опускають скребок кожні два тижні. Але, наприклад, у Комі нафта настільки в'язка, що є родовища, де її в шахтах добувають. А якщо витягають по НКТ, то скребок у "чорних" трубах опускають від 10 до 16 разів на добу, плюс низька температура у вибої (не вище 40єС), тобто майже відразу відбувається кристалізація парафіну. У емНКТ скребок опускається один раз на добу для отримання відкладень з кишені муфти. Наразі нами освоєно виробництво труб з різьбленням НКМ (нікелевий сплав), що дозволить зняти і цю проблему. Також нафтовикам ми пропонуємо в комплект до наших труб емальовані скребки, тому що в умовах видобутку високов'язкої нафти звичайний скребок сам швидко перетворюється на тампон».
Тим часом ТОВ «Радянськнафтоторгсервіс» (Набережні Човни) також розробило технологію нанесення одношарового внутрішнього силікатно-емалевого покриття на основі фрити [багатий кремнеземом скляний склад, обпалений на малому вогні до спікання (але не сплавлення) маси, - прим. EnergyLand.info] марки ЕСБТ-9 товщиною не менше 200 мкм, яке було успішно випробуване Уральським інститутом металів (Єкатеринбург).
«Внаслідок експлуатації НКТ з емалевим покриттям на родовищах ТОВ „ЛУКОЙЛ – Комі” з жовтня 2004 року до січня 2007 року з 583 НКТ (група міцності Д) відбраковано 41 (7%), у той час як при використанні звичайних труб відбраковується до 25 -30%, - каже Сахіб Шакаров, директор ТОВ "Советськнафтоторгсервіс". - Основний характерний дефект емалевого покриття – його руйнування в районі різьбової (ніпельної) частини НКТ. Це зумовлено відсутністю контролю зусиль згвинчування НКТ при спускопідйомних операціях, заклинюванням різьблення внаслідок надмірного зусилля затягування (при роботі з емальованими НКТ обов'язково застосування ключів з динамометрами).
Після експлуатації на складних родовищах ТОВ "ЛУКОЙЛ - Комі" НКТ з емалевим покриттям протягом 400 діб і більше, задовільний середній наробіток НКТ з емалевим покриттям становив 416-750 діб, НКТ без покриття 91-187 діб. В даний час є напрацювання ВАТ "Уральський інститут металів" з ремонту НКТ з емалевим покриттям на нафтових родовищах».

Полімерне покриття

Для створення такого покриття застосовується два типи пластмас: термопластичні (полівінілхлорид, поліетилен, поліпропілен, фторопласт тощо) та термореактивні (фенопласти, епоксидні, поліефірні). Такі покриття мають високу корозійну стійкість (в т.ч. у високомінералізованих середовищах) та тривалий термін служби.

«Аналіз застосування НКТП (НКТ з полімерним покриттям) показує, що такі труби мають високі захисні властивості при експлуатації як у нагнітальних, так і у свердловинах, - вважає Олег Мулюков, начальник служби науково-технічної інформації Бугульмінського механічного заводу (ВАТ "Татнафта") ). - причина виникнення дефектів покриття в більшості випадків – порушення правил експлуатації (режимів теплової обробки, кислотних промивок тощо). Аналіз причин ремонтів нагнітальних свердловин, обладнаних НКТП, показує, що вони не пов'язані зі станом покриття. При обстеженні перших труб, 1998 і 1999 років випуску, після їх експлуатації ознак хімічної деструкції покриттів виявлено не було, тільки сколи - на торцях труб (що виникають при спуску-підйомі). Спушування покриття зафіксовано на НКТП після їх пропарювання при температурі вище 80°С, що є неприпустимим за технологічним регламентом.

НКТП комплектуються високогерметичними муфтами (ВГМ) із застосуванням поліуретанових ущільнювальних кілець, що значно підвищують надійність різьбових з'єднань в агресивних середовищах».

Фрагменти НКТ із внутрішнім полімерним покриттям (фото ВАТ «БМЗ»)

Підвищити верхню температурну межу експлуатації для полімерних покриттів вдалося компанії «Плазма» (також з Бугульми), яка розробила внутрішнє поліуретанове покриття PolyPlex-P та налагодило його нанесення на НКТ. «Покриття надійно працює протягом тривалого терміну при температурах середовища до +150°С, має високу корозійну стійкість до агресивних пластових рідин, - розповідає Олександр Чуйко, технічний директор компанії "Плазма". - Після полімеризації покриття має дуже гладку поверхню, що забезпечує гарний захист від АСПО та солей, значно знижує гідравлічний опір стінок труби. Зносостійкість поліуретану в кілька разів вища, ніж нержавіюча сталь.

Характерна властивість покриття - дуже висока еластичність, воно практично нечутливе до будь-яких деформацій НКТ, у тому числі до вигину на будь-який кут та кручення. Покриття не схильне до сколів та тріщиноутворення, екологічно чисте. Що важливо, при очищенні та ремонті НКТ допустимі короткочасна (до 1000 годин) обробка парою з температурою до 200°С та кислотне промивання».

НКТ із внутрішнім покриттям PolyPlex-P (фото Кирила Чуйко, ТОВ «Плазма»)

Деякі нафтовидобувні компанії, розраховуючи заощадити, самостійно зайнялися нанесенням полімерних покриттів на труби. Наприклад, ВАТ «Татнафта» використовує порошкові та рідкі склади на основі епоксидних смол вітчизняного виробництва, які мають економічні режими затвердіння та відповідають екологічним вимогам. Покриття труб витримує транспортування та вантажно-розвантажувальні роботи, не обсипається при захопленні інструментом під час спускопідйомних операцій, не відшаровується при тепловій обробці до 60°С.

В цілому гладка плівка внутрішнього покриття значно знижує гідравлічний опір і, як наслідок, енерговитрати на підйом нафти на поверхню. Застосування НКТП дозволяє збільшувати міжремонтний період на свердловинах із парафінопроявами в середньому вчетверо. Знижена адгезія АСПО з покриттям дозволяє обходитися практично без застосування високотемпературних обробок, а відкладення у вигляді рухомої тонкої кірки легко видаляються при гідроструминному промиванні.

Полімерні труби: під гнітом металу

Чисто полімерні (склопластикові) труби високого тиску вважаються альтернативою металевим, оскільки вони дозволяють повністю уникнути корозії. Склопластики характеризуються низькою щільністю і теплопровідністю, не намагнічуються, володіють антистатичними властивостями, високою стійкістю до температури та агресивним середовищам.

Великі виробники - ТОВ НВП «Завод склопластикових труб» (Казань), ВАТ «РІТЕК» (Москва) та «Роснефть».

«Відкладення парафінів на внутрішній поверхні склопластикової труби (СПТ) у 3,6 рази нижче, ніж на металі (це у статиці), – каже Сергій Волков, ген. директор ТОВ НВП "ЗВТ". - Питома міцність СПТ у 4 рази вища, ніж у сталі. За досвідом експлуатації, а це близько 600 свердловин (1500 км), спуск труб не становить проблем і виконується на звичайному устаткуванні. Для з'єднання НКТ використовуємо стандартне трубне різьблення з вісьмома нитками на дюйм (у цьому питанні, можна сказати, досягнуто досконалість). Для з'єднання з металевими трубами, що мають 10 ниток, використається перекладач. Виробництво склопластикових труб потребує високої технологічної культури. Полімери – абсолютно новий рівень якості, це майбутнє трубної промисловості».

Закачування стічної сірчистої води по СПТ під тиском 100 атм в свердловину нагнітальну системи підтримки пластового тиску (фото ВАТ «Татнафтопром»)

АСПО при хорошій динаміці нафтовидобутку також майже відкладається лежить на поверхні НКТ, оскільки полімер немає адгезії з парафінами. Але в разі потреби можна проводити хімічне промивання труби як кислотними, так і лужними складами.

Нанесення будь-якого покриття - це проміжний варіант захисту металу від корозії для збільшення терміну служби НКТ. Однак повністю позбавитися проблеми руйнування міжфазного шару і стику труби за допомогою нанесення покриттів нереально. Інша справа, що вічного в жодному разі нічого немає, і досягнута якість НКТ з полімерними та силікатно-емальовими покриттями поки що влаштовує більшість нафтовидобувачів. Крім того, «боротьба з корозією – самостійний бізнес, він завжди нам протистоятиме, – вважає Сергій Волков. - Інтереси металургів активно лобіюються тими, хто зайнятий боротьбою з корозією, а отже, на ній заробляє. Це велика та стійка група підприємств, колективів, постачальницьких фірм, підрядних організацій, навіть цілих міст, яка має багатомільярдні обороти, науку, частку у бюджетах усіх рівнів тощо. Проти нашої продукції – і технологічні звичаї, звички, навіть система підготовки кадрів».

«Сталеві НКТ займають приблизно 90% всього парку труб, які застосовуються на видобутку нафти, - каже Йосип Ліфтман. - Метал ніщо не замінить, і не тому, що він дешевий – міцність труби НКТ при механічних навантаженнях, особливо у похилих та глибоких свердловинах, не може забезпечити жодного пластику. Адже труба піддається не тільки корозії, а й серйозним механічним навантаженням. Тому поки що всі НКТ з покриттями та склопластиковими можна вважати екзотикою. На фонтанному видобутку нафти їх, напевно, можна застосовувати, але за інших способів навряд, причому чи виправдає дорожнеча таких НКТ їхнє застосування, невідомо. Металу немає рівноцінної заміни. Навіть у особливо корозійних свердловинах із підвищеним вмістом сірководню, де не витримує вітчизняні НКТ, ставлять труби із імпортної наддорогої сталі замість склопластикових».

«Не можна погодитися із твердженням, що металу альтернативи немає, – заперечує Сергій Волков. - Склопластик та метал, труби з покриттями займають певні ніші. Наприклад, на деяких свердловинах для систем підтримки пластового тиску вже сьогодні альтернативи немає склопластику. Коли та в яких обсягах він застосовуватиметься - багато в чому залежить від технічної, технологічної та організаційної культури нафтових компаній. У нас не виникає проблем із фірмами, наприклад, Казахстану, які багато спілкуються та співпрацюють із західними колегами. Там ми не займаємося "лікнепом", а ведемо професійну розмову. Багато що залежить і від позиції держави у галузі технічного регулювання та промисловості композиційних матеріалів. Проголошено пріоритет нанотехнологій, але треба створити ринкову потребу в таких продуктах, особливо в галузі конструювання матеріалів із заздалегідь заданими властивостями - наприклад, без нанотехнології ми б і не створили надійних з'єднань труб. Якщо сьогодні промисловість, ринок не готові прийняти композити, то чи будуть вони здатні прийняти продукти нанотехнологій, які вимагатимуть більш високої культури?»

Невдачі теж важливі

Декілька років тому в Росії ще випускалися НКТ, футеровані поліетиленом, і труби зі склоемалевим покриттям. Перші не знайшли широкого застосування через низьку міцність захисного покриття, підвищені витрати на монтаж і ремонт внаслідок складності кріплень, схильності до просочування газів під покриття. Пробні партії таких труб виготовило ТОВ ІТМЗ, застосовувалися вони ВАТ Удмуртнафта.

«Вогнищ корозії при цьому не виникало, біля труби залишалася суха та чиста поверхня, – розповідає Володимир Прозоров. - Максимальний термінроботи підвіски обмежувався постійним тиском у свердловині. Щойно тиск падало з експлуатаційних причин, відбувалося "схлопування" поліетилену, який перекривав прохідний отвір у трубі. Як експеримент використовували TUX100 (кращий п/е того часу, призначений спеціально для газовиків). Нині ця технологія не потрібна».

Засклені труби також не роблять, незважаючи на високі захисні властивості покриття. Пробні партії таких труб застосовувалися ТОВ "ЛУКОЙЛ-Перм". Причина зняття їх з виробництва - вкрай низька стійкість до кручення, згинання та температурних деформацій, неремонтопридатність в умовах нафтопромислу. Були навіть випадки руйнування склоемалі під час розвантажувальних робіт.

Для довідки

Параметри НКТ визначаються ГОСТом 633-80:
зовнішні діаметри, мм: 48, 60, 73, 89, 102, 114;
довжина, мм: 5500–10500.

Надіслати свою гарну роботу до бази знань просто. Використовуйте форму, розташовану нижче

Студенти, аспіранти, молоді вчені, які використовують базу знань у своєму навчанні та роботі, будуть вам дуже вдячні.

Подібні документи

Призначення, технічна характеристиканасосно-компресорних труб, їх влаштування та застосування. Характерні відмови та методи їх запобігання та усунення. Обладнання цеху з обслуговування та ремонту НКТ. Нові технології та ефективність їх застосування.

дипломна робота , доданий 07.01.2011

Аналіз класифікації обладнання, призначеного для підйому продукції пласта зі свердловини, принципи та обґрунтування його вибору. Колона та трубна колонка. Несправності при роботі фонтанних свердловин та шляхи їх усунення. Типи насосно-компресорних труб.

дипломна робота , доданий 13.07.2015

Визначення параметрів нафтопроводу: діаметра та товщини стінки труб; типу насосно-силового обладнання; робочого тиску, що розвивається нафтоперекачуючими станціями та їх кількістю; необхідної довжини лупінгу, сумарних втрат напору у трубопроводі.

контрольна робота , доданий 25.03.2015

Основні способи усунення неполадок під час компресорної експлуатації. Конструкції та принцип дії повітряних витягів, методи зниження пускових тисків, обладнання усть компресорних свердловин. Розрахунок ліфтів за різних умов роботи.

курсова робота , доданий 11.07.2011

Схема деформації металу на роликових станах холодної прокатки труб, її аналогічність до холодної прокатки труб на валкових станах. Конструкція роликових станів. Технологічний процес виробництва труб на станах холодної прокатки. Типи та розміри роликів.

реферат, доданий 14.04.2015

Загальна характеристиказаводу, склад основних виробничих цехів, структура виробництва ВТ. Обґрунтування розширення сортаменту труб. Перевалка прокатних клітей. Технологічний інструмент стану PQF. Розрахунок зусилля металу на валок.

дипломна робота , доданий 14.11.2014

Організація робочого місця. Концепція зварюваності сталей. Обладнання, інструменти та пристрої, що використовуються при газовому зварюванні. Матеріали для зварювання. Технологічний процес зварювання труб із поворотом на 90. Амортизація основних засобів.

курсова робота , доданий 15.05.2013

Кількість обладнання визначається обсягом продукції, що випускається. Для виконання операцій із п.п. 1, 2, 3, 4, 10, 11, 12, 13 (див. таблицю 3.6) передбачено автоматизоване обладнання.

Цех обладнано автоматизованою транспортно-накопичувальною системою, що забезпечує транспортування труб між технологічним обладнанням та створення міжопераційних заділів, а також автоматизованою комп'ютерною системою обліку випуску труб "АСУ-НКТ" з можливістю ведення паспортизації труб.

Розглянемо обладнання цеху:

МЕХАНІЗОВАНА ЛІНІЯ МИЙКИ ТРУБ

Призначена для очищення та миття внутрішньої та зовнішньої поверхонь НКТ перед їх ремонтом та підготовкою для подальшої експлуатації.

Миття здійснюється високонапірними струменями робочої рідини, при цьому досягається необхідна якість миття НКТ без підігріву робочої рідини, за рахунок швидкісного динамічного впливу струменів. Як робоча рідина застосовується вода без хімічних добавок.

Мийці можуть піддаватися НКТ, що мають парафіно-нафтові забруднення та відкладення солей при засміченні каналу труби до 20% площі.

Дозволяється миття з підвищеним об'ємом забруднення при зниженні продуктивності лінії.

Відпрацьована робоча рідина проходить очищення, оновлення складу та знову подається в камеру миття. Передбачено механізоване видалення забруднень.

Лінія працює в автоматичному режимі з керуванням від програмованого командо-контролера.

Переваги:

- досягається висока продуктивність та необхідна якість миття без підігріву робочої рідини, забезпечується економія енерговитрат;
- не відбувається коагуляція і злипання забруднень, що видаляються, знижуються витрати на їх утилізацію та очищення обладнання;
- покращуються екологічні умовипроцесу очищення НКТ за рахунок зменшення виділення шкідливих парів, аерозолів та тепла, що призводить до покращення умов праці працюючих.

Технічні характеристики:

Діаметр оброблюваних НКТ, мм 60,3; 73; 89

Довжина оброблюваних НКТ, м 5,5...10,5

Кількість НКТ, що одночасно миються, шт. 2

Тиск миючої рідини, МПа до 25

Насоси високого тиску:

- виконання антикорозійне з керамічними плунжерами
- кількість робітників 2шт.
- кількість резервних 1шт.
- продуктивність насоса, м 3/година 10

Матеріал миючих форсунок твердий сплав

Потужність, що споживається, кВт 210

Місткість баків відстійника та видаткового, м 3 50

Габаритні розміри, мм 42150 6780 2900

Маса, кг 37000

КАМЕРА СУШКИ ТРУБ

Призначена для сушіння НКТ, що надходять у камеру після операції миття або гідровипробувань.

Сушіння здійснюється гарячим повітрям, що подається під напором з торця труби, що проходить по всій довжині, з подальшою рециркуляцією та частковим очищенням від пар води.

Підтримка температури здійснюється автоматично.

Технічні характеристики:

Продуктивність, труб/година до 30

Температура сушіння, єС 50...60; Час сушіння, хв 15

Потужність калорифера нагрівача, кВт 60, 90

Кількість повітря, що відводиться, м 3 /годину 1000

Кількість повітря, що рециркулюється, м 3 /година 5000

Характеристика НКТ

- Зовнішній діаметр, мм 60, 73, 89
- Довжина, мм 5500 ... 10500

Габаритні розміри, мм 11830 1800 2010

Маса, кг 3150

ВСТАНОВЛЕННЯ МЕХАНІЧНОГО ЗАЧИЩЕННЯ ТРУБ

Призначена для механічного очищення внутрішньої поверхні НКТ від випадкових твердих відкладень, не віддалених під час миття труб, при їх ремонті та відновленні.

Очищення виконується спеціальним інструментом (підпружиненим скребком), що вводиться на штанзі в канал труби, що обертається, з одночасною продуванням стисненим повітрям. Передбачається відсмоктування продуктів обробки.

Технічні характеристики:

Діаметр оброблюваних НКТ, мм

- Зовнішній 60,3; 73; 89

Довжина оброблюваних НКТ, м 5,5 - 10,5

Кількість одночасно оброблюваних НКТ, прим. 2 (з будь-яким поєднанням довжин труб)

Швидкість робочої подачі інструменту, м/хв 4,5

Частота обертання труби (Ж73мм), мін-155

Тиск стисненого повітря, МПа 0,5...0,6

Витрата повітря на продування труб, л/хв 2000

Сумарна потужність, кВт 2,6

Габаритні розміри, мм 23900×900×2900

Маса, кг 5400

ВСТАНОВЛЕННЯ ШАБЛОНУВАННЯ

Призначена для контролю внутрішнього діаметра та кривизни НКТ при їх ремонті та відновленні.

Контроль здійснюється проходженням контрольної оправки з розмірами ГОСТ 633-80, що вводиться на штанзі в отвір труби. Робота установки здійснюється автоматично.

Технічні характеристики:

Продуктивність установки, труб/година до 30

Діаметр контрольованих НКТ, мм

- Зовнішній 60,3; 73; 89
- Внутрішній 50,3; 59; 62; 75,9

Довжина контрольованих НКТ, м 5,5 – 10,5

Зовнішній діаметр шаблонів (ГОСТ633-80), мм 48,15; 59,85; 56,85; 72,95

Зусилля проштовхування шаблону, Н 100 - 600

Швидкість переміщення шаблону, м/хв 21

Потужність приводу переміщення, кВт 0,75

Габаритні розміри, мм 24800 600 1200

Маса, кг 3000

АВТОМАТИЗОВАНА ЛІНІЯ ДЕФЕКТОСКОПІЇ

Призначена для неруйнівного контролю електромагнітним методом НКТ з муфтами при ремонті та відновленні, із сортуванням їх за групами міцності. Управління виконується програмованим командо-контролером. До складу лінії входить установка дефектоскопії "УРАН-2000М". насосний компресорна трубаремонт

Порівняно з існуючим обладнанням лінія має низку переваг.

В автоматичному режимі здійснюється:

- найбільш комплексна дефектоскопія та контроль якості труб та муфт;
- сортування та підбір за групами міцності НКТ та муфт;
- Отримання достовірних показників якості як вітчизняних, так і імпортних НКТ за рахунок використання в системі контролю приладу визначення хімскладу матеріалу;
- Визначення меж дефектних ділянок труби.

Технічні характеристики:

Продуктивність лінії, труб/година до 30

Діаметр контрольованих НКТ, мм 603; 73; 89

Довжина контрольованих НКТ, м 5,5...10,5

Кількість контрольних позицій 4

Швидкість переміщення НКТ, м/хв 20

Тиск стисненого повітря у пневмосистемі, МПа 0,5 - 0,6

Сумарна потужність, кВт 8

Габаритні розміри, мм 41500×1450×2400

Маса, кг 11700

Контрольовані параметри:

- суцільність стінки труби;
- групи міцності труби та муфти ("Д", "К", "Е"), визначення хімскладу матеріалу;
- Товщинометрія стінки труби за ГОСТ 633-80.

Маркування здійснюється лакофарбовим матеріалом за інформацією на моніторі установки дефектоскопії.

Дані контролю можуть передаватися в автоматичну системуобліку випуску та паспортизації труб.

ВСТАНОВЛЕННЯ ДЕФЕКТОСКОПІЇ НАСОСНО-КОМПРЕСОРНИХ ТРУБ І МУФТ "УРАН-2000М"

Установка працює у складі автоматизованої лінії дефектоскопії та призначена для перевірки якості НКТ за такими показниками:

- Наявність порушень суцільності;
- Контроль товщини стінки труби;
- Розсортування за групами міцності "Д", "К", "Е" труб та муфт.

Склад установки:

- вимірювальний контролер;
- робочий стіл контролера;
- датчик контролю групи міцності труби; пультом керування та індикацією
- датчик контролю групи міцності муфти; (Монітором);
- комплект датчиків дефектоскопії;

- монітор пристрою індикації;
- комплект датчиків товщинометрії;
- Програмне забезпечення;
- блок обробки сигналів;
- комплект робочих зразків;
- контролер пристрою індикації;

Установка працює у таких режимах:

Контроль порушень суцільності (дефектоскопія) згідно з ГОСТ 633-80;

Контроль за товщиною стінки труби за ГОСТ 633-80;

Контроль хімічного складумуфти та труби;

Контроль групи міцності муфти та НКТ за ГОСТ 633-80;

Виведення результатів на пристрій індикації з можливістю виведення на друк;

Технічна характеристика:

Швидкість контролю, м/сек 0,4

Продуктивність установки, труб/година 40

Характеристика труб, що ремонтуються, мм

Діаметр 60,3; 73; 89; довжина 5500...10500

Загальні технічні характеристики:

Базові процесори контролера - 486 DХ4-100 та Pentium 100;

Оперативна пам'ять (ОЗП) – 16 Мб;

Накопичувач на гнучкому магнітному диску (НГМД) – 3.5I, 1.44 Мб;

Накопичувач на жорсткому магнітному диску (НЖМД) – 1.2 Гб;

Живлення від мережі змінного струму частотою 50 Гц;

Напруга – 380/220 В; Потужність - 2500 ВА;

Час безперервної роботи – не менше 20 годин;

Середнє напрацювання на відмову - не менше 3000 годин;

Стійкість до механічних впливів згідно з ГОСТ 12997-76.

ВЕРСТАН МУФТОДОВЕРТКОВИЙ

Верстат призначений для догвинчування та відгвинчування муфт гладких НКТ. Догвинчування проводиться з контролем заданого моменту, що крутить (залежно від розміру труби).

Верстат вбудовується в токарну ділянку ремонту НКТ, але може бути використаний автономно за наявності транспортних засобів, що забезпечують завантаження-розвантаження труб

Управління верстатом здійснюється програмованим командо-контролером.

Переваги:

- конструктивна простота;
- простота та зручність переналагодження на режими догвинчування або

відгвинчування та розмір труби;

Можливість транспортування труб крізь шпиндель та патрон.

Технічні характеристики:

Продуктивність, труб/година до 40

Діаметр труб/зовнішній діаметр муфт, мм 60/73; 73/89; 89/108

Частота обертання шпинделя, хв -1 10

Максимальний момент, що крутить, НЧм 6000

Привід шпинделя електромеханічний

Тиск стисненого повітря, МПа 0,5...0,6

Габаритні розміри, мм 2740×1350×1650

Маса, кг 1660

ВСТАНОВЛЕННЯ ГІДРОВИПРОБУВАННЯ

Призначена для випробування внутрішнім гідростатичним тиском на міцність та герметичність НКТ з нагвинченими муфтами під час їх ремонту та відновлення.

Герметичність випробуваної порожнини здійснюється за різьбленнями НКТ та муфти. Робоча зонаустановки при випробуваннях закриті підйомними захисними екранами, що дозволяє вбудовувати її в технологічні лінії без спеціалізованого боксу.

Робота установки здійснюється в автоматичному режимі з керуванням програмованого командо-контролера.

Переваги:

- підвищена якість контролю відповідно до ГОСТ 633-80;
- надійність роботи установки, передбачається промивання каналу труби від залишків стружки;
- надійний захист виробничого персоналуза значної економії виробничих площ.

Технічні характеристики:

Продуктивність, труб/година до 30

Діаметр НКТ, мм 603; 73; 89

Довжина НКТ, м 5,5 – 10,5

Випробувальний тиск, МПа до 30

Робоча рідина вода

Час витримки НКТ під тиском, с. 10

Частота обертання заглушки та НКТ при звинчуванні, мін-1180

Розрахунковий момент згвинчування НЧм 100

Тиск повітря у пневмосистемі, МПа 0.5

Сумарна потужність, кВт 22

Габаритні розміри, мм 17300 6200 3130

Маса, кг 10000

ВСТАНОВЛЕННЯ ВИМІРУ ДОВЖИНИ

Призначена для вимірювання довжини НКТ з муфтами та отримання інформації щодо кількості та сумарної довжини НКТ при формуванні пакетів НКТ після їх ремонту.

Вимірювання проводиться за допомогою каретки, що переміщається, має датчик і перетворювач переміщень.

Робота установки здійснюється в автоматичному режимі з керуванням програмованого командо-контролера. Схема вимірювання довжини труби згідно з ГОСТ633-80;

Технічні характеристики:

Продуктивність установки, труб/година до 30

Зовнішній діаметр НКТ, 60,3 мм; 73; 89

Довжина НКТ, м 5,5 – 10,5

Похибка вимірювання, мм +5

Дискретність вимірювання, мм 1

Швидкість переміщення каретки, м/хв 18,75

Потужність приводу переміщення каретки, Вт 90

Габаритні розміри, мм 12100 840 2100

Маса, кг 1000

ВСТАНОВЛЕННЯ КЛЕЙМЕННЯ

Призначена для маркування НКТ після їхнього ремонту.

Маркування наноситься на відкритий торець труби муфти методом послідовного видавлювання знаків. Зміст маркування (змінюється за бажанням програмно): порядковий номертруби (3 цифри), дата (6 цифр), довжина труби в див. (4 цифри), група міцності (одна з букв Д, К, Е), шифр підприємства (1, 2 знаки) та інші за бажанням користувача (всього 20 різних знаків).

Установка вбудовується в ділянки по ремонту труб, що мають обладнання для дефектоскопії та вимірювання довжини труб, при цьому обмін інформацією та таврування труб здійснюється в автоматичному режимі роботи за допомогою програмованого контролера.

Переваги:

- забезпечується велика кількістьінформації та хороше її читання, у тому числі на трубах у штабелях;
- Хороша якість маркування, т.к. таврування виконується на механічно обробленій поверхні;
- збереження маркування під час експлуатації труб;
- просте та багаторазове видалення старого маркування при ремонті труб;
- у порівнянні з маркуванням на утворювальній трубі виключаються необхідність зачистки труби та небезпека виникнення мікротріщин.

Технічні характеристики:

Продуктивність, труб/година до 30

Діаметр НКТ згідно з ГОСТ 633-80, мм 60, 73, 89; Довжина НКТ, м до 10,5

Висота шрифту згідно з ГОСТ 26.008 - 85, мм 4

Глибина відбитка, мм 0,3...0,5

Інструмент тавра твердосплавні ГОСТ 25726-83 з доробкою

Тиск стисненого повітря, МПа 0,5...0,6

Габаритні розміри, мм 9800 960 1630; Маса, кг 2200

АВТОМАТИЗОВАНА СИСТЕМА ОБЛІКУ ТРУБ ДЛЯ ЦЕХУ РЕМОНТУ НКТ

Призначена для цехів із потоковими лініями ремонту НКТ за операціями за допомогою командоконтролерів.

За допомогою персональних комп'ютерів, об'єднаних у локальну мережу з контролерами, виконуються функції:

- облік пакетів НКТ, що надходять, в ремонт;
- Формування змінно-добових завдань на запуск пакетів НКТ в обробку;

Поточний облік проходження труб за найважливішими операціями потоку, облік ремонту.

Вступ

1. Аналіз стану технічне переозброєнняділянки цеху з обслуговування та ремонту НКТ

2. Технічна частина

2.1 Призначення, технічна характеристика НКТ

2.2 Влаштування та застосування НКТ

2.3 Застосування НКТ

2.4 Характерні відмови НКТ

2.5 Розрахунок НКТ на міцність

2.6 Характеристика цеху з обслуговування та ремонту НКТ

2.7 Обладнання цеху з обслуговування та ремонту НКТ

2.8 Впровадження нового обладнання для обслуговування та ремонту НКТ

3. Економічна частина

3.1 Розрахунок економічного ефекту застосування нового оборудования

3.2 Розрахунок економічної ефективності проекту

3.3 Сегментація ринку цієї галузі

3.3.1 Маркетингова стратегія

3.3.2 Стратегія на розвиток послуги

4 Безпека життєдіяльності

4.1Шкідливі та небезпечні факторивиробництва

4.2 Методи та засоби захисту від шкідливих та небезпечних факторів

4.3 Інструкції з техніки безпеки та охорони праці для працівника цех з обслуговування та ремонту НКТ

4.4 Розрахунок освітлення та вентиляції

4.5 Екологічна безпека

4.6 Пожежна безпека

5 Висновок

6 Список літератури

Анотація

У цій дипломної роботипроведено аналіз виробничої діяльності ділянки з обслуговування та ремонту насосно-компресорних труб (НКТ) на підприємстві нафтового машинобудування, в частині опису стану з ремонтом НКТ, опису маркетингової стратегії розвитку даного сегменту ринку, організації виробничого процесу, розробки технології ремонту НКТ, вибору інструменту, режимів обробки, типу обладнання, економічного обґрунтування впровадження нового обладнання або технології безпечних умовпраці та екологічних вимог. Розроблено заходи щодо модернізації виробничого процесу. Усі запропоновані заходи обґрунтовані, розрахований загальний економічний ефект, який отримає підприємство у результаті реалізації.

Вступ

Рано чи пізно в житті будь-якої насосно-компресорної труби (якщо вона ще не розсипалася від корозії) настає день, коли її експлуатація вже неможлива через звуження внутрішнього діаметра або часткове руйнування різьблення. На передньому краї боротьби зі шкідливими відкладеннями на НКТ та корозією знаходяться нафтовидобувні компанії. Не маючи можливості вплинути на захисні якості труб, що вже перебувають в експлуатації, нафтовидобувні компанії або відправляють такі труби в брухт, або видаляють з НКТ всі відкладення і заново нарізають різьблення за допомогою спеціального обладнання у складі ремонтних комплексів.

Різні варіанти оснащення таких цехів на ремонтних базах нафтовидобувних компаній пропонують кілька російських підприємств - НВП «Техмашконструкція» (Самара), «УралНІТІ» (Єкатеринбург), Ігринський трубно-механічний завод (Гра) та ін.

У Росії 120 тис. свердловин і чистять труби далеко не скрізь. Крім того, жодні методи очищення безпосередньо на свердловині не позбавляють поступового забруднення НКТ відкладеннями.

Нафтовики на ремонтних базах експлуатують до 50 комплексів з очищення та ремонту НКТ – від найпримітивніших до дуже досконалих.

Цей дипломний проект є навчальним документом, виконаним за навчальним планом на завершальному етапі навчання у вищому навчальному закладі. Це самостійна випускна комплексна кваліфікаційна робота, головною метою та змістом якої є проектування ділянки з обслуговування та ремонту насосно-компресорних труб (НКТ) на підприємстві нафтового машинобудування.

Робота передбачає вирішення маркетингових, організаційно-технічних та економічних питань, захисту довкіллята охорони праці.

Також, у роботі ставиться завдання вивчення та вирішення науково-технічних проблем, що мають важливе виробниче значення для розвитку сучасних технологій у галузі нафтового машинобудування.

У процесі роботи над дипломним проектом студент зобов'язаний виявити максимум творчої ініціативи та бути відповідальним за зміст, обсяг та форму виконуваної роботи.

Метою даного дипломного проекту є розробка проекту ділянки з обслуговування та ремонту насосно-компресорних труб (НКТ) на підприємстві нафтового машинобудування.

До завдань проекту належать:

Опис стану проблеми;

Опис маркетингової стратегії розвитку даного сегмента ринку;

Опис конструктивних особливостей НКТ;

Опис виробничого процесу, технології ремонту НКТ, інструменту, обладнання;

Розробка та економічне обґрунтування комплексу заходів, спрямованих на підвищення ефективності виробничого процесу.

Опис безпечних умов праці та екологічних вимог

1.Аналіз стану технічного переозброєння ділянки цеху з обслуговування та ремонту НКТ

Не маючи можливості вплинути на захисні якості труб, що вже перебувають в експлуатації, нафтовидобувники застосовують різні способи видалення АСПО, насамперед хімічний (інгібування, розчинення) як найменш витратний. З певною періодичністю в затрубний простір закачується розчин кислоти, яка поєднується з нафтою і видаляє новоутворення АСПО на внутрішній поверхні НКТ. Хімічна чистка також нейтралізує корозійну руйнівну дію на трубу сірководню. Такий захід не заважає видобутку нафти, а її склад після реагування з кислотою змінюється незначно.

Кислотна та інші види обробки НКТ, звичайно, застосовуються для їхньої поточної очистки на свердловині, але обмежено - в Росії 120 тис. свердловин, і чистять труби далеко не. Крім того, жодні методи очищення безпосередньо на свердловині не позбавляють поступового забруднення НКТ відкладеннями».

Крім хімічного методу очищення труб іноді використовується механічний (скребками, що опускаються на дроті або штангах). Інші методи, а це депарафінізація за допомогою хвильового впливу (акустичного, ультразвукового, вибухового), електромагнітний і магнітний (вплив на флюїд магнітними полями), тепловий (прогрів НКТ гарячою рідиною або парою, електрострумом, термохімічна депарафінізація) та гідравлічний (штукування сечень трубопроводів виділення газової фази - спеціальними і гідроструминними пристроями) застосовуються ще рідше через їх відносну дорожнечу.

Нафтовики на ремонтних базах експлуатують до 50 комплексів з очищення та ремонту НКТ – від найпримітивніших до дуже досконалих, а отже, вони потрібні. При сильному забрудненні або пошкодженні НКТ корозією (у разі якщо нафтовидобувна компанія не має відповідного обладнання для їх відновлення), труби відправляються на ремонт у спеціалізовану компанію. Труби, що не відповідають вимогам технічних умов та не мають відповідних параметрів, відбраковуються. Придатні для ремонту труби піддаються відрізку різьбової частини, яка зношується найсильніше. Нарізається нове різьблення, нагвинчується нова муфта і маркується. Відновлені труби зв'язуються з пакетом і надсилаються постачальнику.

Існують різні технології відновлення та ремонту НКТ. До найбільш сучасних відноситься технологія відновлення та ремонту НКТ за технологією нанесення на різьблення твердого шару спеціального антизадирного покриття (НТС).

Ремонт НКТ за технологією НТС здійснюється відповідно до (ТУ 1327-002-18908125-06) та забезпечує скорочення сукупних витрат на утримання фонду НКТ у 1,8 – 2 рази за рахунок:

Відновлення різьблення у 70% труб без відрізання різьбових кінців та укорочення тіла труби;

Збільшення більш ніж у 10 разів (гарантії до 40 СПО для фондової НКТ та понад 150 СПО для технологічної НКТза умови дотримання РД 39-136-95) ресурсу зносостійкості різьблення відремонтованих труб порівняно з ресурсом різьблення нових труб;

Скорочення у 2-3 рази обсягів закупівлі нових НКТ за рахунок підвищення ресурсу відновлених труб та скорочення відходів ремонтної діяльності.

2.Технічна частина

2.1 Призначення, технічна характеристика НКТ

Насосно-компресорні труби (НКТ) застосовуються в процесі експлуатації нафтових, газових, нагнітальних та водозабірних свердловин для транспортування рідин та газів усередині обсадних колон, а також для ремонтних та спускопідйомних робіт.

Труби НКТ з'єднуються між собою за допомогою різьбових муфтових з'єднань.

Різьбові з'єднання насосно-компресорних труб забезпечують:

Прохідність колон у стовбурах свердловин складного профілю, зокрема в інтервалах інтенсивного викривлення;

Достатню міцність на всі види навантажень та необхідну герметичність з'єднань колон труб;

Необхідну зносостійкість та ремонтопридатність.

Насосно-компресорні труби виготовляються в наступних виконаннях та їх комбінаціях:

З висадженими назовні кінцями за ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97, АРІ 5СТ;

Гладкі високогерметичні за ГОСТ 633-80, ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97;

Гладкі з вузлом ущільнення з полімерного матеріалуза ТУ 14-3-1534-87;

Гладкі, гладкі високогерметичні з підвищеною пластичністю та холодостійкістю за ТУ 14-3-1588-88 та ТУ 14-3-1282-84;

Гладкі, гладкі високогерметичні та з висадженими назовні кінцями корозійностійкі в активних сірководневмісних середовищах, що мають підвищену корозійну стійкість при солянокислій обробці і є холодостійкими до температури мінус 60°З ТУ 14-161-150-14-93.

На вимогу замовника труби з вузлом ущільнення з полімерного матеріалу можуть виготовлятися з підвищеною пластичністю та холодостійкістю. За згодою сторін труби можуть виготовлятися корозійностійкими для середовищ з низьким вмістом сірководню.