Насосно-компрессорные трубы.Часть 1

ЛЕКЦИЯ 1 Насосно-компрессорные трубы Для фонтанного и газлифтного подъемников используются так называемые насосно-компрессорные трубы (НКТ). Для этих труб характерны небольшой диаметр, обеспечивающий возможность их спуска в эксплуатационные ко­лонны скважин; высокая прочность, позволяющая использовать их для подъемников в скважинах больших глубин при всех способах эксплуатации скважин, а также конусная резьба. Насосно-компрессорные трубы отличаются материалом, группами прочности, герметичностью, противокоррозионной стойкостью, резьбой, быстротой стыковки, размерами, сопротив­ляемостью отложению парафина и солей ( см.классификация). Классификация НКТ Наибольшее применение к настоящему времени получили стальные цельнокатаные неравнопрочные НКТ с муфтовыми резьбовыми соединениями (рис.1, а). Неравнопрочность НКТ определяется разницей между площадями сечений тела трубы и в зоне резьбы, где снижение несущей способности пропорционально уменьшению площади сечения. Параметры резьбовых соедине­ний определяются конусностью, размером резьбы — числом ни­ток на единицу длины. При этом площадь несущего сечения по резьбе примерно на 25 % меньше площади сечения по телу трубы. Таким образом, грузоподъемность колонны НКТ, соб­ранной из труб этого типа, определяется площадью сечения по резьбе. Отсюда следует, что около 25 % всего металла колонны НКТ неравнопрочной конструкции не работает, а лишь создает дополнительную нагрузку, воспринимаемую резьбовыми соеди­нениями и телом вышерасположенных труб. Поэтому неравнопрочные НКТ используются в качестве подъемных труб на скважинах малых и средних глубин. Широ­кое же их применение объясняется относительной простотой изготовления и меньшей стоимостью. Подъемные колонны труб в глубоких скважинах и при тя­желых условиях работы собираются из равнопрочных НКТ. Все сечения таких труб, включая и по резьбе, имеют примерно равную площадь, а следовательно, и одинаковую несущую спо­собность. Конструктивно равнопрочность достигается разными приемами. Например, у труб с высаженными наружу концами (рис. 1, б) резьба нарезана на утолщенной части, что и обеспечивает равенство площадей рабочего сечения, и сечения по телу гладкой части трубы. Параметры резьб труб этого типа несколько отличаются от гладких неровнопрочных, число ниток на 25,4 мм - 8. Применение равнопрочных НКТ позволяет примерно на 25 % сократить расход металла на колонну НКТ по сравнению с не­равнопрочными и значительно увеличить максимальные глу­бины их спуска. Для упрощения производства равнопрочных НКТ советскими учеными была предложена новая конструкция (рис. 1, д). Равно­прочность в этом случае достигается привариванием коротких нарезанных концов труб к трубе с геометрическими размерами и формами примерно соответствующими резьбовой части неравнопрочной НКТ, но изготовленных из сталей большей прочности, что и компенси­рует потерю Рисунок 1- Схемы типов соединений стальных насосно-компрессорных труб: а — неравнопрочное муфтовое; б — равнопрочное муфтовое с высадкой наружу; в — равнопрочное безмуфтовое с высадкой наружу; г — равнопрочное безмуфтовое с высад­кой внутрь; д — равнопрочное муфтовое с приварными резьбовыми концами несущей способ­ности из-за меньшей площади сечения концов трубы по резьбе. Фактическая равнопрочность этих труб опреде­ляется прочностными свой­ствами привариваемого конца и качеством сварки, обеспече­ние которой является слож­ной задачей. Производство НКТ с приварными концами требует высококачественной дефектоскопии. Для спуска в скважину и подъема безмуфтовых НКТ (рис. 1, в, г) необходимы специальные сложные и дорогие элеваторы, удерживающие колонну труб на весу за гладкую часть трубы или за раструбную. В первом случае в эле­ваторе должен быть предусмотрен клиньевой захватный орган, во втором — конусная посадочная поверхность, что резко ус­ложняет конструкцию элеватора и всего удерживающего ко­лонну труб устройства. При одинаковом внутреннем диаметре НКТ наружный размер труб с высаженными концами существенно больше, чем у не­равнопрочных НКТ. У труб с высадкой наружу с муфтами на­ружный габарит при одинаковом внутреннем диаметре значи­тельно больше, чем у неравнопрочных, в связи с чем в отдель­ных случаях при малых диаметрах эксплуатационных колонн их нельзя спускать в скважины с большими дебитами жидкости. НКТ изготовляют главным образом из углеродистых сталей разных групп прочности с пределом текучести от 380 до 750 МПа. В настоящее время начали применяться НКТ из сплава на алюминиевой основе (например Д16-Т), при плотности р = 2,72 г/см3 этот материал характеризуется следующими проч­ностными качествами: σв, МПа.......430 σт,МПа.......300 Как видно, по σт прочность сплава ниже минимальной проч­ности стали для НКТ. Однако плотности сплава почти втрое меньше плотности стали, чем и определяется целесообразность применения легкосплавных труб, особенно в агрессивных средах газа или пластовой жидкости, по отношению к которым этот материал более стоек, чем сталь. Наличие больших, непрерывно увеличивающихся ресурсов алюминия и производственных мощностей для изготовления легкосплавных труб в условиях постепенного роста доли разра­батываемых месторождений нефти и газа с агрессивными сре­дами, а также большое значение, которое имеет уменьшение веса оборудования, в частности НКТ, делают использование легкосплавных НКТ весьма перспективным. В последнее время делаются попытки использовать поли­мерные материалы и стекловолокно для изготовления НКТ. Целесообразность этого обусловливается их стойкостью по от­ношению к большей части агрессивных сред, особенно при вы­соких концентрациях в них Н2S и СО2. Кроме того, НКТ из полимеров, как и легкосплавные, имеют малые массы. Однако конструирование и изготовление таких НКТ связаны с решением задачи обеспечения равнопрочности тела трубы и ее стыка, которая оказалась достаточно сложной и пока не решенной. Тем не менее, уже теперь экономически целесообразно при­менение полимерных труб для фонтанного или газлифтного подъемника в скважинах малых глубин с агрессивными сре­дами из-за много большого, чем у стальных, ресурса. Принципиально новый тип труб — непрерывные НКТ, изго­тавливаемые в виде полого стержня, длина которого равна длине всей колонны труб. При спуско-подъемных операциях, хранении и транспортировке их наматывают на барабан боль­шого диаметра. Трубы этого типа изготовляются из полосовой стальной заготовки гибкой и продольной сваркой. Отсутствие резьбовых стыков и муфт резко упрощает конструкцию колонны, уменьшает и размеры и металлоемкости, облегчает и ускоряет спуско-подъемные операции. Наматываемые НКТ полностью ликвидируют самые тяже­лые, наименее механизированные спуско-подъемные операции путем устранения необходимости разборки и сборки колонны на отдельные трубы. Таким образом, применение наматываемых НКТ устраняет необходимость по созданию комплексно-меха­низированного и автоматизированного оборудования для спус­ко-подъемных операций с разборкой колонны на отдельные трубы. Наматываемые НКТ имеют и существенные недостатки. При обрыве колонны сложно выполнить ловильные операции; в зоне стыка необходимо выполнить высококачественную сварку и обеспечить равнопрочность стыка; стыкосварочные работы не­обходимо в ряде случаев выполнять непосредственно над ус­тьем скважин. Эти и ряд менее существенных недостатков яв­ляются главной причиной медленного внедрения наматываемых труб. Конструирование, изготовление и поставка НКТ регламен­тируются соответствующими стандартами. Стандартом для муфтовых неравнопрочных НКТ в настоящее время является ГОСТ 633—80, а для муфтовых равнопрочных с высаженными концами — ОСТ. Ряд номинальных наружных диаметров НКТ, как гладких, так и с высаженными наружу (под муфту) кон­цами определен размерами 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм, а внут­ренних соответственно 40, 50, 62, 59, 76, 88,6, 100,3 мм. До­пустимые отклонения НКТ по наружному диаметру 0,8—1,2 % и минус 0,2—0,5%, а по толщине стенки трубы 12,5% и по массе 9,0 %. Регламентируются также группы прочности стали НКТ обусловливающей механические свойства материала. Как всякий стандарт, и эти ГОСТы не являются техниче­ским нормативом, разработанным на все времена. Качество и нормативы НКТ непрерывно улучшаются, требования к НКТ меняются, поэтому и стандарт также совершенствуется. Однако такие показатели, как наружный и внутренний диаметры, не меняются. ГОСТ не регламентирует конструктивное исполнение трубы в части отдельных ее элементов, позволяя тем самым по мере необходимости ее совершенствовать. В процессе эксплуатации скважин на внутренней поверх­ности НКТ откладываются парафин, смолы, соли, продукты коррозии. Наиболее интенсивны и часты отложения парафина в фонтанных, газлифтных и насосных скважинах, пробуренных на девонские продуктивные пласты. Парафин постепенно почти полностью закупоривает НКТ, что исключает возможность экс­плуатации скважины. Соли чаще всего откладываются в НКТ нагнетательных скважин. Это также приводит к постепенному сужению каналов, вследствие чего становится необходимым увеличивать напор нагнетательных насосов, т. е. увеличивать энергию, затрачиваемую на добычу нефти. При этом резко со­кращается количество жидкости, нагнетаемой в пласт. При до­быче нефти и газа с агрессивными компонентами стальные трубы корродируются, что приводит к резкому уменьшению срока службы НКТ, иногда почти на порядок. Для уменьшения интенсивности отложения парафина, солей, смол и защиты труб от коррозии применяются различные по­крытия НКТ. Наиболее часто для этого используются стекло, эмали, эпоксидные смолы и лаки. Покрытия наносятся или сразу после изготовления труб до их поставки потребителям на заводах-изготовителях, или самими потребителями, т. е. на нефтегазодобывающих предприятиях. Насосно-компрессорные трубы с покрытием широко исполь­зуются на промыслах. Этому предшество­вали теоретические и экспериментальные исследования, начало которым было положено Р. А. Максутовым. Исследования вы­явили физико-химическую природу отложений парафина и со­лей и, в частности, температуру, физико-химическую характери­стику состава нефти', газовый фактор, скорость течения жидко­сти и т. д., влияющие на их отложения. Было определено, что парафин начинает откладываться в том случае, когда шерохо­ватость поверхности трубы (высота гребешка микронеровно­сти) существенно больше диаметрального размера частицы па­рафина. Этот критический размер находится в пределах от 2 до 5 мкм. При шероховатости меньше 2 мкм парафин не откла­дывается ни при каких условиях. Отсюда вытекает основное требование к материалу покрытия: его поверхность должна иметь шероховатость меньше 2 мкм. Исследования показали, что такую шероховатость имеют (без дополнительной обработки) покрытия из стекла, эмали, эпоксидных смол, нанесенные в соответствующих условиях, что и предопределило их использование. Стекло — наиболее до­ступный из этих материалов. Однако нанесение его слоя на внутреннюю поверхность трубы оказалось достаточно слож­ной задачей. Технология этого процесса состоит из нескольких опе­раций. Перед нанесением стекла внутренняя поверхность трубы за­чищается до матового блеска, после чего внутрь НКТ помеща­ется несколько стеклянных дротов-баллонов, диаметр которых несколько меньше внутреннего диаметра трубы, а длина около 1500 мм. Внутри дрота находится воздух. После этого труба в горизонтальном положении помещается в печь, где нагрева­ется до температуры, близкой к температуре плавления стекла. Под действием внутреннего давления нагретого воздуха бал­лоны раздуваются и стекло плотно связывается с металлом. Этого покрытия хватает на весь срок службы трубы. В колонне НКТ, спущенной в скважину, остеклованные трубы применяются лишь в интервале отложения парафина, обычно это зона верхней четверти или трети скважины. Анало­гичным способом остекловывают арматуру, фитинги, небольшие емкости. При соблюдении правил транспортировки, монтажа и спуско-подъемных операций стеклянное покрытие достаточно на­дежно и служит практически столько же, как сами трубы. Однако при нарушении этих правил стекло разрушается, отслаи­вается, что приводит к осложнениям эксплуатации глубинных насосов, а также к местным отложениям парафина. Более эластичное покрытие, нешелушащееся и долговечное, дают эмалирование и эпоксидирование. Однако они требуют использования дорогостоящих и сравнительно дефицитных ма­териалов. Эпоксидному покрытию свойствен и серьезный недо­статок— разрушение при температуре выше 100-120 °С, до которой нагревается НКТ при всякого рода термических про­цессах. Покрытия всех видов эффективны лишь при условии их сплошности на всей внутренней поверхности НКТ и муфт. Воз­никновение участков, не покрытых стеклом, эмалью или эпок­сидным лаком, внутри трубы приводит к лавинообразным отложениям парафина сначала на незащищенном участке, а за­тем к расширению зоны образования пробки вплоть до пере­крытия сечения НКТ. Прочность и герметичность резьбового соединения НКТ за­висят от состояния и качества резьбы и от величины момента ее свинчивания. Для лучшей герметичности резьбового соеди­нения, противокоррозионной защиты и повышения его долго­вечности поверхность покрывают слоем мягкого металла — цинка, олова и при свинчивании смазывают специальными смаз­ками. Момент свинчивания определяется размером труб и резьб. Насосно-компрессорные трубы в фонтанных скважинах в за­висимости от схемы подъемника подвергаются или растягиваю­щей, или сжимающей нагрузкам. При подвеске колонны труб в трубной головке фонтанной арматуры и при незафиксированном низе труб колонна рабо­тает на растяжение и максимальные напряжения возникают в верхнем сечении колонны. Усилие, растягивающее колонну, в этом случае равно , где l - глубина скважины, м; q - вес одного погонного метра труб, Н k - коэффициент, учитывающий влияние кривизны скважины Прочность колонны равнопрочных НКТ проверяется опреде­лением напряжений от растягивающей силы Q в сечении по телу трубы и сравнении полученной величины напряжения с до­пустимым. При использовании неравнопрочных труб прочность колонны проверяется по опасному резьбовому соединению. Рас­cчитывают страгивающую нагрузку, т. е. усилие, при котором резьбовое соединение разрушается. Допустимые страгивающие нагрузки для резьбовых соеди­нений НКТ каждого типоразмера известны. Значение страги­вающих нагрузок определяется опытным путем. Впервые рас­четным путем страгивающие нагрузки в общем виде с прием­лемой точностью были определены советским ученым Ф. И. Яковлевым для кониче­ских резьбовых соединений. Формула Ф. И. Яковлева где Dср - средний диаметр тела трубы в нарезанной ее части по основной плоскости, м; b - толщина тела трубы по резьбовой части в основной плоскости, м; l - длина трубы, м α - угол профиля резьбы, град φ - угол трения, φ=8-10° Критическая нагрузка, под действием которой возникает продольный изгиб колонны НКТ  , где момент инерции поперечного сечения трубы, м4, – коэффициент, учитывающий снижение веса труб в жидкости  ,  , где – плотность материала труб. В многосекционной колонне НКТ на продольный изгиб рассчитывают нижнюю секцию, как наименее устойчивую. Запас устойчивости для предотвращения продольного изгиба ;  .