книги / Трубы нефтяного сортамента

Внутреннее избыточное давление определяют как разность гид­ ростатических давлений внутри и за колонной.

На участке O<.z::::;;lo РВИz =ужz, а на участке lo<z::::;;L давление принимают постоянным и равным РВИL =ужlо (lo - расстояние

от устья до уровня жидкости в скважине, УЖ=УВ).

Осевую растягивающую нагрузку (Н) определяют как суммар­ ный вес колонны, жидкости в трубах и насосных штанг. Осевая нагрузка в верхней части произвольной k-й секции

Q, ~ ~ 101, (q, + qж,) + 10qж, (L- ~ 1') + 10Qш" (20.26)

где qi - масса 1 м труб i-й секции, кг/м; qжi - масса 1 м жидкости в трубах i-й секции, кг/м; qЖi=рж(Fвi-Fш); Fвi-площадь про­ ходного канала труб i-й секции (для k-й секции i=k); Qш - масса

Qxв - масса хвостовика колонны, кг.

Для колонны, состоящей из труб одного диаметра и толщины

стенки, q~i=qЖk=qЖI,

циент запаса прочности определяется по формуле (20.15).

PaCCMOTp~M частные случаи. Для двухступенчатой колонны,

каждая ступень которой состоит из труб одной толщины стенки, длина первой ступени (м)

Здесь QCTI, QCT2 - страгивающие нагрузки для первой и второй

39)

,етупени, Н; q1, q2 - массы 1 м труб первой и второй ступени, кг/м;

.(JЖ1, qЖ2 - массы 1 м жидкости в кольцевом пространстве между трубами первой и второй секций и штангами, кг/м; qшт - средняя

масса 1 м штанг, кг/м.

Кроме статических нагрузок на колонну труб действуют пере­

менные усилия, связанные с переменным воздействием на колонну

,веса жидкости в трубах и сил трения плунжера насоса и штанг.

Обычно переменные напряжения не превышают допустимых.

При ходе плунжера вверх на трубы не действует осевая растя­

гивающая нагрузка веса жидкости, воспринимаемого плунжером,

()днако при этом на внутреннюю боковую стенку труб передается гидростатическое давление столба жидкости. В этом случае, т. е.

при отсутствии осевых растягивающих нагрузок, гидростатическое

давление создает изгибающий момент, который при определенных

условиях приводит к потере устойчивости нижней части с возник­

новением режима движения и новых форм изогнутого равновесия. С увеличением глубины подвески гидростатическое давление

возрастает и иекривление колонны распространится на большую

длину, что приведет к изгибу высших порядков с образованием

где Fп - площадь плунжера, м2 ; РШ - площадь сечения штанг, м2 ; QXB - масса -хвостовика, подвешенного ниже насоса, кг; 'Уж­

удельный вес жидкости в колонне, Н/мЗ ; qB - масса 1 м жидкости

вколонне, (qв=ржFв), кг; Рв - площадь проходного канала ко­

ке выше [k возникнут новые формы изогнутого равновесия с обра­ зованием полуволн. Приближенное значение длины полуволны

где qп - масса 1 м жидкости над плунжером

.392

qп=рж (Fп-Fш).

Как видно из (20.34) с увеличением Z, т. е. по мере удаления от

насоса, длина полуволны увеличивается.

Общая Д<lина участка колонны, на котором будет наблюдаться

потеря устойчивости, равна

- (Fп - Fш) УЖ 1

10 -

(qт--qв-qп) g

Остальная часть колонны 1- 10 остается прямолинейной.

Чтобы обеспечить устойчивость и прямолинейность колонны в

том случае, когда длина колонны l>lкp, рекомендуется под насо­

сом устанавливать трубы массой

Периодическое искривление труб в нижней части колонны при­

водит к переменным напряжениям и способствует износу труб.

Наряду с этим на износ труб в большей степени может влиять ис­

кривление насосных штанг, связанное с потерей их устойчивости

в нижней части над насосом. Потеря устойчивости штанг произой­

дет при ходе штанг вниз, когда на штанговую колонну действует

сжимающее усилие, обусловленное трением плунжера и перепа­

дом давления в нагнетательном клапане насоса при прохождении

через него жидкости. Периодическое искривление штанг способст­ вует износу труб главным образом в процессе трения штанговых

ская сила (Н), приводящая к потере ,устойчивости низа штанг,

ркр=з,3Б.;!Еlшт(gqшт)2.

Искрив.lение штанг возможно, если P~PKP' где Р=РР+Ртр, Здесь Iшт - момент инерции сечения штанги, м4 ; qшт - масса 1 м

штанг, кг/м; р - перепад давления в нагнетательном клапане, Па;

F - площадь сечения клапана, м2; ртр - трение штанг с трубы, Н.

Если трубы искривляются при ходе плунжера вверх, то штанги искрив.ТIЯются при ходе вниз. В связи с тем, что искривление труб

увеличивается с ростом гидростатического давления, передавае­

мого трубам, следует ожидать, что с увеличением глубин подвесок износ труб и вероятность нарушения герметичности будут увели­

чиваться.

ГЛАВА ~1

ЭКСПЛУАТАЦИЯ. НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

Эксплуатация насосно-компрессорных труб (НКТ) при добыче

нефти и газа включает в себя:

1) приемку, хранение и транспортирование труб;

2)учет работы и движение парка труб;

3)проверку качества, подготовку труб и спуско-подъемные

операции;

4)профилактические меры при эксплуатации скважины;

5)отбраковку и списание труб.

Вопросы выбора конструкции, расчета и компоновки колонн, а также работы, связанные с организацией ремонта и восстановле­

ния отбракованных труб, рассматриваются в гл. 20 и разд. 4. При эксплуатации НКТ следует пользоваться руководящим до­

кументом РД 39-1-108-78 «Инструкция по эксплуатации насосно­ компрессорных труб».

Приемка, хранение и транспортирование труб

Приемка новых НКТ от заводов-изготовителей по качеству и

комплектности и хранение их до передачи потребителям осуществ­

ляются Управлением производственно-технического обслуживания и комплектации (УПТО и К) объединения в соответствии с руко­ водящими документами РД 39-2-371-80 «Инструкция по приемке

и хранению бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб

втрубных подразделениях производственных объединений Минис­ терства нефтяной промышленности», РД 39-1-305-79 «Методиче­

ские рекомендации по приемке насосно-компрессорных труб и рас-

следованию аварий с ними». .

При приемке труб от транспортной службы преДПРИЯТl'iе-полу­ чатель (УПТО и К) в соответствии с действующими на транспорте

правилами перевозок грузов проверяет сохранность их при пере­

возке, соответствие груза данным, указанным в транспортном до­

кументе, соблюдение правил перевозки (укладка труб и т. д.).

Приемка труб по комплектности и качеству производится по 'со­

проводительным документам, удостоверяющим комплектность и

качество поставляемой партии труб (сертификат, счет-фактура. спецификация и т. п.). При отсутствии указанных документов или

некоторых из них составляется акт о фактическом качестве, комп­ лектности и маркировке поступивших труб, в котором указывается

также, какие документы отсутствуют.

В процессе приемки и подготовки к эксплуатации насосно-ком­

прессорных труб на трубной базе осуществляется входной конт­

роль, включающий в себя визуальный осмотр тела трубы и резь­

бовых концов, контроль геометрических размеров и кривизны тру­

бы и контроль качества резьбы трубы. Входному контролю под­ вергаются все трубы, поступающие на трубную базу.

Технологические операции и их последовательность, а также

оборудование, измерительный инструмент для проведения входно­

го контроля НКТ приведены в РД 39-2-197-79 «Типовой техноло­

гический процесс подготовки к эксплуатации и ремонту насосно­

компрессорных труб».

Насосно-компрессорные трубы и элементы их колонн находят­ ся на балансе нефтегазодобывающих подразделений производст-

394

венных· объединений. Трубные же базы осуществляют работы по подготовке к эксплуатации и ремонтно-профилактическому обслу­ живанию этих труб, а также элементов колонн в соответствии с планом-графиком, утвержденным объединением, или на основании заказа-заявки НГДУ, согласованного с объединением. Приемка

бывших в эксплуатации труб трубной базой оформляется приемо­

сдаточным актом. При сдаче труб на трубную базу нефтегазодо­ бывающие предприятия обязаны передать ей и эксплуатационно­ техническую документацию (выписку из журнала учета работы комплекта труб).

Трубы как со склада на территорию промысла, так и внутри промысла должны перевозиться специаЛЬНbIМ транспортом (авто­ трубовозами, тележками-прицепами и др.). Концы труб при пере­ возке не должны свешиваться или выступать за габариты транс­ портных средств больше чем на 1 м и должны быть защищены от

порчи резьбы предохранительными кольцами и ниппелями. Трубы

должны быть надежно закреплены на транспортных средствах.

При разгрузке труб нельзя сбрасывать их, а также ударять

трубу о трубу. При разгрузке и укладке труб ,у скважины HeOQXO- дищ>, чтобы муфтовые концы были обращены в направлении устья

скважины.

Свободные от эксплуатации трубы следует хранить на специ­

альных стеллажах. Трубы укладываются рядами, а между рядами помещаются деревянные прокладки. Резьбовые концы труб смазы­ ваются консистентной антикоррозионной смазкой и защ:w:щаются п~едохранительными кольцами и ниппелями. Неисправные трубы

укладывают отдельно.

Трубы, направляемые на ремонт, должны быть рассортирова­

ны по типоразмерам и по группам прочности материала.

Учет работы и движения парка труб

Все НКТ после подготовки их к эксплуатации в трубном ЯОk

разделении - на основании заказа-заявки нефтегазодобывающих

предприятий, согласованных с производственным объединением,

собираются в комплекты. На каждый комплект составляется пас.:­

порт-журнал в двух экземплярах, один из которых вместе с комп­

лектом труб передается в НГДУ, а второй хранится в трубном

подразделении.

Паспорт-журнал на скважинный комплект НКТ должен содер­

жать следующие документы: заказ-заявку; ведомость учета рабо­

ты комплекта насосно-компрессорных труб; копии актов рассле­

дования аварий с колонной насосно-компрессорных труб, . состав­

ленных в соответствии с РД 39-1-305-79.

Комплекты НКТ передаются нефтегазодобывающим или буро­

вым предприятиям в соответствии с РД 39-2-275-79 «Положение

овзаимоотношениях центральной трубной базы с буровыми и

нефтегазодобывающими подразделениями производственных объ­

единений Миннефтепрома по вопросам подготовки к эксплуатации

и ремонтно-профилактическому обслуживанию бурильных, обсад­ ных и насосно-компрессорных труб».

Передача труб на ремонт также оформляется актом.

В трубном подразделении ведется учет: профилактических ра­

бот с НКТ; нанесения покрытий на поверхность НКТ; ремонта НКТ; объемов и видов профилактических и ремонтных работ с НКТ; движения НКТ.

Формы перечисленной выше учетной документации по НКТ приведены в РД 39-1-456-80 «Инструкция по учету работы и спи­

санию бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб».

Проверка качества, подготовка труб и спуско-подъемные

операции

Насосно-компрессорные трубы, как новые, так и бывшие в экс­

плуатации, при подготовке к спуску в скважину подвергают тща­

тельной проверке. Этот процесс включает в себя следующие опе­

рации: визуальный контроль, инструментальный КОНТРО.1Ь линей­

ных размеров труб, контроль качества резьбы труб и муфт, дефек­ тоскопию и толщинометрию, шаблонирование, гидравлическое ис­ пытание труб, покрытие поверхности труб, маркировку и комп­

лектование.

В скважинах, прод)'кция которых содержит cepOBOДOP~Д, при­

менение труб с высокими пределами текучести по ГОСТ 633-80

не рекомендуется из-за опасности сульфидного растрескивания ма­

териала труб и муфт. В этих условиях целесообразно применя~ь

отечественные стальные трубы группы прочности Д И зарубежные

труБЬ'l из сталей марок С-75, с-во, С-95, NK-AC80, NK-AC90.

При наличии в пластовой продукции коррозионно-активных

компонентов рекомендуется применять трубы с покрытиями или

.использовать для их защиты ингибиторы коррозии. В этом случае необходимо руководствоваться РД 39-3-221-7~ «Инструкция ПО защите от ItOррозии нефтепромыслового оборудования при помо-

_ щи ингибиторов И-1-А, «Север-1 ».

Конкретные меры, позволяющие предотвратить коррозионные поражения труб, могут быть выработаны путем опробования на

каждом месторождении различных методов борьбы с коррозией и

выбора наиболее оптимальных.

Подготовка новых труб к эксплуатации должна пропзводиться

на трубных базах по технологической схеме, предстаВ.'IенноЙ в

РД 3.9-2-45-78 «Типовые планы раСПdложения оборудования в цехах 1, 11 и 111 типов производственных трубных баз по· подготов­ ке к эксплуатации и ремонту труб нефтяного сортамента».

При получении труб следует проверять соответствие комплекта

паспорту и плану производства работ по скважине. При отсутствии

деталей, предохраняющих резьбы, трубы не следует принимать_

При спуске труб в скважину должен присутствовать представи­

тель трубной базы.

396

Трубы, поднятые из скважины, перед повторным спуском необ­

ходимо очистить и внимательно осмотреть. При осмотре труб о

покрытием особое внимание должно быть обращено на проверку

целостности покрытия.

Для захвата трубы под муфту и удержания колонны НКТ при

спуско-подъемных операциях, осуществляемых без применения

механизмов для свинчивания и развинчива"ия труб, используют трубные элеваторы типов ЭХЛ, ЭН и ЭЗН. При использовании механизмоВ для свинчивания и развинчивания труб рекомендует­

ся применять трубные элеваторы типов ЭГ и ЭТА.

ДЛЯ спуска и подъема безмуфтовых труб и труб с муфтами

уменьшенного диаметра рекомендуется использовать клиновые

элеваторы типа ЭНКБ.

Элеваторы должны быть исправными, иметь штропы одинако"

вой длины.

Спайдеры механических ключей, которые перед применением необходимо проверять на одновременность срабатывания клиньев,

и клиновые элеваторы не должны повреждать тело трубы. Насеч­

ки клиньев спайдеров и клиновых элеваторов во время работы сле­

дует регулярно очищать.

Для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных

труб вручную широко используют ключ КТНМ. Цепные ЕЛЮЧИ

при менять не рекомендуется в связи с опасностью повреждения

тела трубы.

Для работы с автоматом АПР-2ВБ и механическим ключом КМУ предназначены ключи КТГУ, КТМ и КСМ.

Размер ключа должен соответствовать размеру трубы. Ключ необходимо правильно устанавливать на трубу, сухари должны быть хорошо подогнаны.

Резьбы труб и муфт должны быть тщательно очищены и про­ мыты керосином. Обнаруженные при осмотре небольшие забоины на поверхности ниппельного конца трубы должны быть зачищены трехгранным бархатным напильником. Трубы, забракованные при

проверке, откладывают отдельно для отправки в цех ремонта.

Трубы, впервые спускаемые в скважину, следует промерить стальной рулеткой для определения их длины. Длина трубы с на­ винченной муфтой или безмуфтовой трубы с высаженными наружу концами - НКБ определяется расстоянием от свободного торца муфты (или муфтового конца) до конца сбега резьбы противопо­

ложного конца трубы.

При спуске в скважину труб разных диаметров и конструкций

их следует группировать и спускать в скважину по размерам и

типам, соединяя между собой с помощью переводников.

Трубы к мосткам подтаскивают специальным приспособлени­

ем. Поднимаемые с мостков трубы должны иметь навинченные на

ниппельных концах предохранительные кольца.

Нельзя допускать ударов конца трубы о фланец колонны или

. о другие металлические предметы.' При подъеме труб с мостков

1'!еобходимо пропустить через них шаблон и следить за его выхо-

397

дом из трубы. При задержке шаблона в трубе ее следует за@рако­

вать. Длина оправки 1250 мм.

При спуске следует тщательно осматривать тело и реgьбовые

части каждой трубы, чтобы избежать попадания в колонну нека­

чественных труб.

После того как труба поднята над устьем скважины, необходи­

мо удалить с резьбы предохранительные детали, тщательно очис­

тить и смазать резьбы муфты и трубы.

Рекомендуется применять смазки Р-402 (ТУ 38-1 О1-303-73,

она предназначена для труб, работающих в скважинах с темпера­ турой дО 200°С, свободно наносится при температурах окружаю­ щего воздуха дО -30°С) и Р-2 (ТУ 38-101-332-73, она предназна­ чена для труб, работающих в скважинах с температурами до 100°С, свободно наносится при температурах окружающего возду­ ха до -5°С).

Ориентировочный расход смазки на одно соединение приведен

ниже:

Трубы следует направлять в муфту вертикально. Посадку тру­ бы в муфту необходимо производить осторожно, чтобы не повре­ дить резьбу. Особенно осторожно нужно спускать двухили трех­

трубку; в этом случае рекомендуется установить на вышке проме­

жуточные опоры.

Трубы рекомендуется свинчивать с приложением крутящих

моментов, значения которых для отечественных труб с треугольной

резьбой приведены в табл. 21.1 [17].

Если ниппель ввинчивается в муфту до последнего витка резь­ бы с }'-юментом, меньшим минимального, или если после свинчива-

Таблица 2'1.1

Момент СВИН<rивания, Н·"

Услонный диаметр трубы, мм

Гладкие трубы

398

ния С максимао1ЬНЫМ моментом остается более двух свободных, не вошедших в' муфту витков, то следует забраковать обе трубы:

спущенную в скважину и следующую за ней.

При спуске необходимо предохранять резьбовые соединения насосно-компрессорных труб от ударов.

Во избежание повреждения тела трубы в месте захвата клинь­

ями спайдера рекомендуется применять стопорные ключи, особен­

но в тех случаях, когда в скважину спущено менее десяти труб.

Спуск труб в скважину и посадку ее на фланец необходимо

производить плавно без рывков. Чтобы муфта не задевала фланец колонны, следует пользоваться специальной направляющей ворон­ кой. Воронку применяют также для предохранения верхней TPY~ бы (соединительного патрубка) от истирания штангами и их муф­

тами при спуске насосных штанг.

Посадку колонны насосно-компрессорных труб на забой необ­

ходимо выполнять плавно на минимальной скорости.

Спущенную в скважину колонну соединяют с планшайбой при помощи соединительного патрубка длиной 0,5-0,6 м, который по

размерам и прочностным показателям аналогичен верхней трубе.

Спуск колонны с планшайбой и установка ее на фланец проы:зво­ дятся при помощи подъемного патрубка, который по типоразмеру и прочности также аналогичен верхней трубе колонны. После по­ садки планшайбы на устье скважины для предохранения резьбы муфты соединительного патрубка от повреждения следует навин­ тить на нее предохранительный ниппель.

Колонну насосно-компрессорных труб с планшайбой, как и при спуске, нужно поднимать с помощью специального патрубка. Пе­ ред началом подъема следует убедиться в отсутствии прихвата колонны путем осторожного ее натягивания. При на.'1ИЧИИ прихва­ та необходимо прочистить кольцевое пространство продувкой сжа­ тым воздухом по центральной системе с одновременным расхажи­

ванием колонны. Растягивающее усилие не должно преВЫШ81 Ь

страгивающей нагрузки для резьбовых соединений, при этом сле­

дует учитывать коэффициент запаса прочности, равный 1,3-1,5.

Поднимать колонну следует плавно, без рывков и переходов с одной скорости на другую. Отвинченную 'трубу можно поднимать лишь после полного выхода ее из соединения. Если в проuессе подъема труб соединение не развинчивается, нанесение ударов

молотком по муфте для облегчения развинчивания не допускает­

ся. Можно допускать лишь обстукивание муфты молотком посре­

дине.

С целью обнаружения дефектных труб следует тщательно ос­

матривать их при подъеме. Перед укладыванием трубы на мостки

на ее ниппельный конец следует навинтить предохранительное кольцо, а при укладывании на мостки ее ниппельный конец надо опереть на специальный совок, медленно спуская при этом подъ­

емный крюк с элеватором. Укладывать трубы на мостках следует

рядами, отделяя каждый ряд деревянными прокладками.

Чтобы резьбовые соединения и тело трубы изнашивались рав-

~99

номерно, рекомендуется при каждом спуске-подъеме менять мес­

тами трубы верхней и нижней частей колонны (секции).

ПОС.lе сильного натяжения колонны при срыве пакера или ос­

воБО);~:Jении ее от прихвата все резьбовые соединения, свинче:шые

в заводских условиях, необходимо Докрепить.

Поднятые из скважины-дефектные трубы следует откладывать

отдеЛЬН9 и сохранить для дальнейшего расследования причин

аварии.

Профилактические меры при эксплуатации скважин

При эксплуатации скважин компрессорным способом, отлич.а­ ющимся интенсивным образованием окалины для предотвращения ilрихвата труб продуктами коррозии, необходимо обезвоживать

сжатый воздух, подаваемый в скважину, путем периодического

впрыскивания нефти, и по мере надобности применять централь­

ную продувку. В скважинах, дающих нефть с большим содержа­

нием парафина, следует периодически очищать трубу от отложе­

ния парафина без их подъема.

В скважинах, где нефть содержит сероводород или другие КОР­ розионно-активные продукты, во избежание обрыва труб вслед­ ствие коррозии периодически (по намеченному графику) Ha;l.o за­ менятЬ отработавшие трубы новыми. Также периодически прове­ рять состояние" заменять трубы первого ряда.

Отбраковка и списание труб

В результате многократных спуско-подъемных операций, в

особенности при глубиннонасосной эксплуатации, происходит по­ степенная сработка резьбы, тела трубы и наружной поверхности

муфты; часто наблюдается недовинчивание соединения, вызван­

ное забоинами, образовавшимися на резьбе вследствие небрежно­ го обращения с ней, или попаданием песка. Внутренняя поверх­ ность труб истирается штангами и штанговыми муфтами. Иногда по мере эксплуатации труб в скважине на них выявляются ранее

незаметные дефекты заводского происхождения. В процессе экс­

плуатации некоторых скважин трубы подвергаются интенсивной коррозии, на них откладываются соль, парафин, продукты корро­ зии и т. Д. В результате подобных явлений трубы теряют герме­

тичность, прочность; их проходной канал значительно сокращает­

ся. Такие дефекты могут привести к осложнениям и авариям. Во

избежание этого следует систематически проводить отбраковку

труб.

Для лроверки и отбраковки необходимо очистить трубу по всей ДJlине и промыть резьбовую часть керосином. После этого тру­

бу подвергают наружному осмотру для выявления на ее поверх­ ности плен, сквозных свищей, трещин, В",IЯТИН, глубоких рисок или надрезов и других дефектов в теле или вмятин витков, сл~дов за­ едания резьбы, отложений солей, парафина и др. С помощью уни-

400