
- •По дисциплине «Управление нефтегазовыми технологическими процессами»
- •9.4. Методы снижения пусковых давлений
- •9.4.1. Применение специальных пусковых компрессоров
- •9.4.2. Последовательный допуск труб
- •9.4.3. Переключение работы подъемника с кольцевой системы на центральную
- •9.4.4. Задавка жидкости в пласт
- •9.4.5. Применение пусковых отверстий
- •10.4. Оборудование штанговых насосных скважин
- •10.4.1. Штанговые скважинные насосы
- •10.4.2. Штанги
- •Характеристики штанг и муфт
- •Прочностные характеристики штанг и условия их использования
- •10.4.3. Насосные трубы
- •Основные показатели групп прочности стали труб
- •Характеристики насосно-компрессорных труб
- •10.4.4. Оборудование устья скважины
- •10.4.5. Канатная подвеска
- •10.4.6. Штанговращатель
- •10.4.7. Станки-качалки (ск)
- •Техническая характеристика станков-качалок
- •По дисциплине «Управление нефтегазовыми технологическими процессами»
- •9.7. Принципы расчета режима работы газлифта
- •9.11. Исследование газлифтных скважин
- •По дисциплине «Управление нефтегазовыми технологическими процессами»
- •12.2. Подача гпн и рабочее давление
- •11.6. Определение глубины подвески пцэн c помощью кривых распределения давления
- •По дисциплине «Управление нефтегазовыми технологическими процессами»
- •7.3. Плотность газожидкостной смеси
Характеристики насосно-компрессорных труб
Условный диаметр, мм |
Толщина стенки, мм |
Внутренний диаметр, мм |
НКТ гладкие |
НКТ равнопрочные |
|||||||||
Страгивающая нагрузка (Тс) для резьбового соединения при σ = σт |
Нагрузка (Тс) в теле трубы при σ = σт |
||||||||||||
Д |
К |
E |
л |
м |
Д |
К |
E |
Л |
м |
||||
48 |
4 |
40,3 |
11,87 |
15,6 |
17,15 |
20,3 |
23,4 |
21,1 |
27,9 |
30,6 |
36,3 |
41,9 |
|
60 |
5 |
50,3 |
20,8 |
27,4 |
30,15 |
35,6 |
41,1 |
33,0 |
43,4 |
47,5 |
56,4 |
65,1 |
|
73 |
5,5 |
62 |
29,4 |
38,7 |
42,6 |
50,5 |
58,3 |
44,3 |
58,3 |
64,1 |
75,9 |
87,6 |
|
89 |
6,5 |
76 |
44,6 |
58,5 |
64,5 |
76,25 |
88,0 |
63,9 |
84,1 |
92,5 |
109,4 |
126,2 |
|
102 |
6,5 |
88,6 |
45,9 |
60,8 |
66,4 |
78,5 |
90,6 |
73,7 |
97,1 |
106,8 |
126,1 |
145,5 |
|
114 |
7 |
100,3 |
56,7 |
74,6 |
82,2 |
97,2 |
112,1 |
89,6 |
117,9 |
129,7 |
153,1 |
176,6 |
Правильное сопряжение резьбовых соединений НКТ достигается при приложении крутящего момента определенной величины, а именно:
Условный диаметр трубы, мм ..48 60 73 89 102 114
Крутящий момент, Н-м ....500 800 1000 1300 1600 1700 - 2000
Поэтому важно использовать автоматы для свинчивания и развинчивания НКТ со специальным фрикционным регулятором момента.
Недопустим спуск НКТ без смазки резьбовых соединений, а также их транспортировка без предохранительных колец и деревянных заглушек.
Для уменьшения собственного веса труб при необходимости их спуска на большую глубину применяют ступенчатую колонну НКТ с большим диаметром вверху и малым внизу. Для работы в коррозионной среде находят все большее применение НКТ с внутренним покрытием лакокрасками, эмалями или металлическим покрытием из алюминия.
Специально для сверхглубоких скважин созданы трубы из алюминиевого сплава. Их малая масса при незначительном уменьшении прочности позволяет спускать НКТ на большую глубину.
В Татарии широкое применение нашли остеклованные НКТ, внутренняя поверхность которых покрыта стеклом для предотвращения отложений парафина.
Все перемещения партии труб регистрируются в специальном журнале учета работы НКТ. Отбракованные трубы обязательно исключаются из партии и не используются для спуска в скважины.
Категорически запрещается обстукивание муфтовых соединений НКТ кувалдой для расслабления резьбового соединения, что, к сожалению, довольно часто практикуется на промыслах. Прочность резьбового соединения после такой операции резко снижается и увеличивается вероятность появления утечек или обрыва труб.