Насосно-компрессорные трубы.Часть 2

ЛЕКЦИЯ 2 Насосно-компрессорные трубы Из насосно-компрессорных труб (НКТ) собираются колонны, спускаемые в скважину для подъема на поверхность жидкости, газа или их смеси; технологических операций, подвески скважинного оборудования и капитального ремонта. Расчет НКТ разделяют на технологические и прочностные. Технологическим расчетом определяют внутренние диаметры труб одно или многосекционной колонн и глубины их спуска. Расчеты на прочность производят с целью проверки НКТ под воздействием нагрузки, вызывающей страгивание резьбового соединения; эквивалентного напряжения, возникающего в опасном сечении трубы, с учетом давления среды и осевой нагрузки; усилий, вызывающих продольный изгиб труб; циклической переменной нагрузки. Учет всех или части вышеперечисленных факторов производится в зависимости от условий работы НКТ в скважине. 1.1. Расчет НКТ при фонтанном способе эксплуатации. Подъемные трубы скважин малой и средней глубин собирают из неравнопрочных (гладких) НКТ. Их применение объясняется относительной простотой и меньшей стоимостью. Для глубоких скважин и тяжелых условий работы применяют равнопрочные НКТ. 1.1.1. Определение длины нижней секции. Секцию назначают из труб группы прочности «Д». Допускаемую длину секции находят: а) для свободно подвешенной колонны , где — страгивающая нагрузка для резьбового соединения труб нижней секции колонны, — вес 1 м труб нижней секции с муфтами, — коэффициент запаса прочности трубы нижней секции, для вертикальных скважин ; б) для колонны с гидравлическим пакером , где — давление на буфере при установке пакера, — площадь поперечного сечения внутренней полости труб нижней секции, — вес 1 м столба жидкости внутри труб секции, — глубина спуска НКТ. , где — внутренний диаметр трубы нижней секции. , где — плотность жидкости внутри колонны. Если больше заданной глубины спуска колонны, то колонна будет односекционной, из труб одного диаметра и одной группы прочности. Если меньше заданной глубины спуска, то колонна будет двухсекционной. 1.1.2. Определение длины верхней секции. В колонне из труб одного диаметра для верхней секции назначают более высокую группу прочности материала или большую толщину стенки трубы по сравнению с нижней секцией. В колонне из труб одной группы прочности для верхней секции принимают больший диаметр или большую толщину стенки трубы по сравнению с нижней секцией: а) для свободно подвешенной колонны , где — страгивающая нагрузка для резьбового соединения труб верхней секции, — вес 1 м труб верхней секции с муфтами, — коэффициент запаса прочности трубы верхней секции (обычно при расчетах ); б) для колонны с гидравлическим пакером . Проверяют равенство . Если , то длину нижней секции принимают равной , а длину верхней секции — . При расчете колонн из равнопрочных НКТ в предыдущих формулах величину заменяют величиной : , где — площадь поперечного сечения тела трубы, — предел текучести материала трубы. 1.1.3. Проверка НКТ на избыточное внутреннее давление. Предельное давление, при котором наибольшие напряжения в теле трубы достигают предела текучести, , (3.8) где — толщина стенки трубы, — внешний диаметр трубы. Фактическое избыточное внутреннее давление определяют в зависимости от условий работы НКТ: а) в колонне с пакером при закрытом устье (рис. 1.1,а) , (3.9) где — пластовое давление, — глубина скважины, — плотность жидкости за колонной, — текущая координата, отсчитываемая от устья до рассматриваемого сечения; б) при установке гидравлического пакера , (3.10) где — давление на буфере в момент установки гидравлического пакера; в) при освоении скважины (рис.1.1,б) , (3.11) где — плотность жидкости, закачиваемой при освоении в скважину; г) при испытании колонн на герметичность , (3.12) где — максимальное из давлений, рассчитанных по формулам 3.9-3.11 при , — плотность опрессовочной жидкости. Величина в формулах 3.9-3.12 изменяется при расчетах нижней секции от до , верхней секции от до 0. Проверка НКТ заключается в определении отношения , (3.13) где — максимальное из значений, определенное по формулам 3.9-3.12. По результатам проверки уточняют геометрические размеры НКТ и группы прочности секций. 1.1.4. Проверка НКТ на избыточное внутреннее давление. Величину предельного наружного давления, при котором напряжения в трубе достигнут предела текучести, определяют по формуле Г.М. Саркисова. Для практических расчетов используют готовые значения, приведенные в табл. 1.1. Таблица 1.1. - Предельные наружные давления для НКТ. Условный диаметр, мм Наружный диаметр, мм Толщина стенки трубы, мм Наружное предельное давление, МПа Группа прочности Д К Л Е М 33 33,4 3,5 51,2 66,4 72,6 84,8 96,7 42 42,2 3,5 39,4 50,7 55,2 63,8 72,0 48 48,3 4,0 41,1 52,7 57,4 66, 4 75,1 60 60,3 5,0 39,0 50,1 54,6 63,1 71,2 73 73,0 5,5 36,4 46,5 50,5 58,0 65,2 7,0 51,0 66,1 72,2 84,2 95,7 89 88,9 6,5 36,5 46,6 50,6 58,0 65,0 8,0 48,7 63,1 68,9 80,2 91,0 102 101,6 6,5 29,8 37,5 40,5 45,9 50,8 114 114,3 7,0 28,9 36,2 38,9 43, 9 48,3 Фактически избыточное наружное давление определяют в зависимости от условий работы НКТ. а) при эксплуатации скважины без пакера (рис.3.1, в) ; (3.14) б) при освоении скважины (рис 1.1,г-д) ; (3.15) в) при эксплуатации скважины с пакером в момент закрытия клапана-отсекателя в нижней части колонны , (3.16) где — максимальное из значений давлений, полученных по формулам 3.14, 3.15 при . Проверку НКТ производят по величине отношения , (3.17) где — предельное наружное давление (таблица 1.1), — максимальное из давлений, полученных по формулам 3.14-3.16. При расчетах нижней секции значения величины принимают равными от до а верхней секции от до 0. 1.1.5. Расчет НКТ при совместном действии осевой нагрузки и избыточного наружного давления Условие прочности тела НКТ , (3.18) где — напряжения в теле трубы i-ой секции от воздействия осевой нагрузки, — напряжения в теле трубы i-ой секции от воздействия избыточного наружного давления. , (3.19) где — осевая нагрузка, действующая в i-ой секции, — площадь сечения трубы по опасному месту. Для неравнопрочных (гладких) труб , (3.20) где — средний диаметр тела трубы под резьбой в ее основной плоскости, , , — внутренний диаметр трубы и толщина тела трубы под резьбой (таблица 1.2). Для равнопрочных (с высаженными концами) труб . (3.21) Осевая нагрузка для верхней части k-ой секции снизу: а) для колонны из труб различного диаметра без пакера , (3.22) где — вес 1 м i-ой секции; — длина i-ой секции; Таблица 1.2.- Основные размеры НКТ (ГОСТ 633-80) Условный диаметр трубы, мм Толщина стенки трубы, мм Внутренний диаметр, мм Средний диаметр резьбы в основной плоскости, мм Шаг резьбы, мм Толщина тела трубы под резьбой, мм Вес 1 м колонны с муфтами, Н/м 33 3,5 26,4 32,065 2,540 2,09 26,5 42 3,5 35,2 40,826 2,540 2,07 33,8 48 4.6 40,3 46,924 2,540 2,57 44,6 60 5,0 50,3 58,989 2,540 3,60 70,1 73 5,5 62,0. 71,689 2,540 4,10 95,0 7,0 59,0 71,689 2,540 5,60 117,0 89 6,5 75,9 87,564 2,540 5,09 136,8 102 6,5 88,6 99,866 3,175 4,69 158,0 114 7,0 100,3 112,566 3,175 5,19 191,3 б) при испытании колонны на герметичность , (3.23) где — внутреннее давление при испытании колонн (табл.1.3); Таблица 1.3.- Испытательное гидравлическое давление для НКТ1 Условный диаметр, мм Толщина стенки, мм Давление для труб группы прочности, МПа Д К Е Л М 1 2 3 4 5 6 7 33 3,5 63,3 83,4 93,7 — — 42 3,5 49,5 66,2 73,6 — — 48 4,0 49,5 65,2 73,6 — — 60 5,0 49,5 65,2 73,6 — — 73 5,0 45,1 59,4 66,7 79,0 87,3 7,0 57,4 75,0 84,0 100,6 110,9 89 6,5 43,7 57,4 64,7 76,5 84,4 8,0 53,5 70,6 79,6 94,2 101,0 102 6,5 38,3 50,0 56,4 66,7 73,6 114 7,0 36,8 48,1 54,4 64,3 71,1 в) для колонны с пакером при его установке ; (3.24) г) для колонны с пакером при его эксплуатации , , (3.25) где — глубина установки пакера; — нагрузка на пакер. Осевые усилия сжатия вследствие нагрева колонны: , (3.26) где , — коэффициент линейного расширения и модуль упругости материала трубы, — средняя температура нагрева (охлаждения) колонны (положительна при нагреве и отрицательна при охлаждении). Для многосекционных колонн при расчетах принимается (3.27) Напряжение определяют по наибольшей осевой нагрузке, рассчитанной по формулам 3.22-3.25. Напряжение от воздействия наружного избыточного давления . (3.28) 1.1.6. Расчет НКТ при продольном изгибе Проверку колонны НКТ на продольный изгиб производят при применений механических пакеров. При этом определяют критическую сжимающую нагрузку, возможность зависания НКТ в скважине и проч­ность изогнутого участка колонны. Критическая нагрузка при установке пакера , (3.29) где — момент инерции поперечного сечения трубы, м4; — коэффициент, учитывающий снижение веса труб в жидкости: , (3.30) , (3.31) где — плотность материала труб. В многосекционной колонне НКТ на продольный изгиб рассчи­тывают нижнюю секцию, как наименее устойчивую. Запас устойчивости для предотвращения продольного изгиба . (3.32) 1.2. Расчет НКТ при эксплуатации скважин штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ) На НКТ воздействуют усилия от собственного веса, внутрен­него давления столба жидкости в трубах, веса штанг при аварий­ных ситуациях и переменные усилия от циклического воздействия веса жидкости в трубах и сил трения. 1.2.1. Определение длины верхней секции Зная величину динамического уровня и проектный дебит сква­жины по диаграмме А.Н. Адонина, подбирают необходимое скважинное и поверхностное оборудование. Длина верхней секции двухсекционной колонны труб — , (3.33) где , — страгивающие нагрузки для 1-й и 2-й секций, — коэффициент запаса прочности материала труб, — вес 1 м труб 2-й секции, , — веса 1 м жидкостей в кольцевых пространствах между трубами 1-й и 2-й секций и штангами: , (3.34) , (3.35) где , — площадь кольцевого сечения между трубами 1-й и 2-й секций и штангами. , (3.36) , (3.37) где , — внутренний диаметр труб 1-й и 2-й секций, , — наружный диаметр штанг 1-й и 2-й секций. 1.2.2. Определение длины нижней секции Нижнюю секцию назначают из труб группы прочности «Д». Длина секции: , (3.38) где — коэффициент запаса прочности материала труб, — средний вес 1 м штанг, — вес хвостовика, — вес 1 м труб 1-й секции. Обычно в расчетах принимают . , (3.39) , (3.40) где — длина хвостовика, — вес 1 м труб хвостовика. Длина хвостовика устанавливается следующим образом. По формуле 3.38 определяют без учета веса хвостовика. Про­веряют условие: , (3.41) где — глубина подвески насоса. Если >, то принимают . Длину хвостовика назначают такой, чтобы общая длина колонны по­зволяла проводить в скважине необходимые технологические опера­ции. Геометрические размеры и группу прочности труб хвостовика принимают такими же, как и для нижней секции. Производят проверку коэффициента запаса нижней секции (3.41) 1.2.3. Проверка НКТ на избыточное внутреннее давление Величину предельного внутреннего давления для i-ой секции определяют по формуле 3.8. Фактическое внутреннее давление определяется как разность гидростатических давлений внутри и за колонной. На участке фактическое внутреннее давление , а на участке давление принимается постоянным ( — расстояние от устья до уровня жидкости в скважине, при расчетах можно принимать равным высоте динамического уровня). Для нижней секции — . (3.43) Для верхней секции — (3.44) Условие прочности нижней секции — . (3.45) Условие прочности верхней секции . (3.46) 1.2.4. Проверка НКТ при аварийной нагрузке Аварийной считается нагрузка, возникающая при обрыве штанг: , (3.47) где — сила тяжести труб без учета погружения их в жидкость, — сила тяжести штанг с учетом погружения их в жидкость, — сила от давления столба жидкости в трубах, — сила инерции от массы оборвавшейся колонны штанг. , (3.48) , . (3.49) Если , то вес штанг в жидкости — , (3.50) где — длина секции колонны штанг, — вес 1 м штанг с муфтами, — плотность материала штанг, — процентное отношение длины секции к общей длине ступенчатой колонны штанг, — длина секции НКТ. При расчете нижней секции колонны НКТ, если , то вместо подставляют . При расчете верхней секции, если , то вместо подставляют . , (3.51) где — площадь поперечного сечения внутренней полости труб. , (3.52) где — масса штанг, — ускорение свободного падения: . (3.53) При расчете нижней секции 2-х секционной колонны НКТ — . При расчете верхней секции — .Условие прочности . (3.54) 1.2.5. Расчет НКТ на усталостную прочность На усталостную прочность в многосекционных колоннах рассчи­тывают нижнюю секцию, как наименее жесткую. НКТ при работе ШСНУ воспринимают переменные воздействия веса жидкости в трубах, сил трения плунжера насоса о стенки ци­линдра, штанг о стенки труб и сил трения от гидравлического сопротивления при движении жидкости в кольцевом пространстве меж­ду штангами и НКТ, Под воздействием этих сил НКТ работают при асимметричном цикле нагружения. Коэффициент запаса — , (3.55) где — предел выносливости материала трубы при симметричном цикле (см. табл. 1.3), — эффективный коэффициент концентра­ции напряжений для тела трубы, — амплитудное напряжение цикла, — среднее напряжение цикла: , (3.56) , (3.57) где , — максимальное и минимальное напряжения, возникающие в НКТ при работе ШСНУ: , , (3.58) где — максимальная нагрузка, действующая на НКТ при ходе плунжера вниз, — минимальная нагрузка, действующая на НКТ при ходе плунжера вверх. Максимальная нагрузка , (3.59) где — вес труб с учетом погружения их в жидкость, — давление на плунжер насоса сверху, — силы трения при дви­жении плунжера и штанг: , (3.60) , (3.61) , (3.62) , (3.63) где — сила трения плунжера о цилиндр, — сила трения штанг о трубы. Таблица 1.3.- Предел выносливости материалов НКТ при симметричном цикле нагружения Среда Предел выносливости , МПа Материал НКТ 40Г 36Г2С 38ХНМ 38ХА 40ХН Атмосфера 315 390 395 360 430 Морская вода 160 140 160 — — Таблица 1.4.-Эффективный коэффициент концентрации напряжений Вид деформации Временное сопротивление материала, МПа 500700 7001000 10001200 12001400 Изгиб и растяжение 0,05 0,10 0,20 0,25 Кручение 0,05 0,10 0,15 При смазке плунжера водой . (3.64) Таблица 3.5.- Зазор между плунжером и цилиндром скважинных насосов (ОСТ 26-02-1424-76) Группы посадок 1 2 32 Зазор, мм 00,045 0,0200,070 0,0700,120 0,1200,170 При смазке плунжера нефтью , (3.65) где — диаметр плунжера насоса, — зазор между плунже­ром и цилиндром. Зазор между плунжером и цилиндром зависит от группы поса­док (табл.1.5). , (3.66) где — коэффициент трения штанг о трубы, — длина i-го участка, — вес 1 м штанг, — угол отклонения i-го участка от вертикали, — несущая суммарная нагрузка, — приращение угла отклонения на i-ом участке. Коэффициенты трения: для обводненной нефти вяз­костью 10-610-5 м2/с, для легкой нефти вязкостью менее 310-5 м2/с, для легкой нефти вязкостью более 310-5 м2/с. Величина складывается из силы тяжести штанг, дав­ления жидкости на плунжер и сил трения, приложенных к нижнему сечению i-го участка колонны насосных штанг. Для нижней сек­ции двухсекционной колонны НКТ (): , (3,67) , (3.68) где — сила трения от гидравлических сопротивлений при движении жидкости в кольцевом пространстве между штангами и НКТ. Эти силы увеличивают давление жидкости на плунжер. В общем виде оно равно: , (3.69) где — коэффициент сопротивления движению жидкости в кольце­вом пространстве, — длина i-го участка кольцевого про­странства, — скорость движения жидкости в кольцевом пространстве, — площадь поперечного сечения плунжера. , (3.70) , (3.71) где — диаметр плунжера насоса; , (3.72) где — кинематическая вязкость жидкости внутри НКТ. При режим ламинарный . (3.73) При режим турбулентный . (3.74) Минимальная нагрузка, действующая на НКТ , (3.75) где — площадь поперечного сечения цилиндра насоса, при расчетах принимают . . (3.76) Условие обеспечения усталостной прочности — ; . (3.77) 1.2.6. Расчет устойчивости нижней секции колонны НКТ При ходе плунжера вверх на трубы не действует осевая нагруз­ка от веса жидкости, воспринимаемая плунжером, но при этом на внутреннюю боковую стенку НКТ передается гидростатическое дав­ление столба жидкости. Возникает изгибающий момент, который приводит к потере устойчивости нижней части колонны ННТ. Критическая длина нижней части колонны, при которой проис­ходит потеря устойчивости , (3.78) где — момент инерции поперечного сечения труб, — наружный диаметр НКТ, — вес 1 м жидкости в объе­ме штанг. Условие обеспеченности прямолинейности и устойчивости ниж­ней секции колонны НКТ: . (3.79) Если , то над насосом необходимо установить тя­желый низ из НКТ малого диаметра или штанг наибольшего диамет­ра массой . (3.80) 2. 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. При эксплуатации НКТ следует пользоваться руководящим до­кументом «Инструкция по эксплуатации насосно-компрессорных труб». 2.1 Приемка, хранение и транспортирование труб Приемка новых НКТ от заводов-изготовителей по качеству и комплектности и хранение их до передачи потребителям осуществ­ляются Управлением производственно-технического обслуживания и комплектации (УПТО и К) объединения в соответствии с руко­водящими документами РД 39-2-371—80 «Инструкция по приемке и хранению бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб в трубных подразделениях производственных объединений Минис­терства нефтяной промышленности», «Методиче­ские рекомендации по приемке насосно-компрессорных труб и рас­следованию аварий с ними». При приемке труб от транспортной службы предприятие-полу­чатель (УПТО иК) в соответствии с действующими на транспорте правилами перевозок грузов проверяет сохранность их при пере­возке, соответствие груза данным, указанным в транспортном до­кументе, соблюдение правил перевозки (укладка труб и т. д.). Приемка труб по комплектности и качеству производится по со­проводительным 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, комп­лектности и маркировке поступивших труб, в котором указывается также, какие документы отсутствуют. В процессе приемки и подготовки к эксплуатации насосно-ком­прессорных труб на трубной базе осуществляется входной конт­роль, включающий в себя визуальный осмотр тела трубы и резь­бовых концов, контроль геометрических размеров и кривизны тру­бы и контроль качества резьбы трубы. Входному контролю под­вергаются все трубы, поступающие на трубную базу. Технологические операции и их последовательность, а также оборудование, измерительный инструмент для проведения входно­го контроля НКТ приведены в РД 39-2-197—89 «Типовой техноло­гический процесс подготовки к эксплуатации и ремонту насосно-компрессорных труб». Насосно-компрессорные трубы и элементы их колонн находят­ся на балансе нефтегазодобывающих подразделений производственных объединений. Трубные же базы осуществляют работы по подготовке к эксплуатации и ремонтно-профилактическому обслу­живанию 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 приемо­сдаточным актом. При сдаче труб на трубную базу нефтегазодобывающие 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 специальным транспортом (авто-трубовозами, тележками-прицепами и др.). Концы труб при пере­возке не должны свешиваться или выступать за габариты транс­портных 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 необхо­димо, чтобы муфтовые концы были обращены в направлении устья скважины. Свободные от эксплуатации трубы следует хранить на специ­альных стеллажах. Трубы укладываются рядами, а между рядами помещаются деревянные прокладки. Резьбовые концы труб смазы­ваются консистентной антикоррозионной смазкой и защищаются предохранительными кольцами и ниппелями. Неисправные трубы укладывают отдельно. Трубы, направляемые на ремонт, должны быть рассортирова­ны по типоразмерам и по группам прочности материала. 2.2 Учет работы и движения парка труб Все НКТ после подготовки их к эксплуатации в трубном под­разделении на основании заказа-заявки нефтегазодобывающих предприятий, согласованных с производственным объединением, собираются в комплекты. На каждый комплект составляется пас­порт-журнал в двух экземплярах, один из которых вместе с комп­лектом труб передается в НГДУ, а второй хранится в трубном подразделении. Паспорт-журнал на скважинный комплект НКТ должен содер­жать следующие документы: заказ-заявку; ведомость учета рабо­ты комплекта насосно-компрессорных труб; копии актов рассле­дования аварий с колонной насосно-компрессорных труб, состав­ленных в соответствии с РД 39-1-305—89. Комплекты НКТ передаются нефтегазодобывающим или буро­вым предприятиям в соответствии с РД 39-2-275—89 «Положение о взаимоотношениях центральной трубной базы с буровыми и нефтегазодобывающими подразделениями производственных объ­единений Миннефтепрома по вопросам подготовки к эксплуатации и ремонтно-профилактическому обслуживанию бурильных, обсад­ных и насосно-компрессорных труб». Передача труб на ремонт также оформляется актом. В трубном подразделении ведется учет: профилактических ра­бот с НКТ; нанесения покрытий на поверхность НКТ; ремонта НКТ; объемов и видов профилактических и ремонтных работ с НКТ; движения НКТ. 2.3 Проверка качества, подготовка труб и спуско-подъемные операции Насосно-компрессорные трубы, как новые, так и бывшие в экс­плуатации, при подготовке к спуску в скважину подвергают тща­тельной проверке. Этот процесс включает в себя следующие опе­рации: визуальный контроль, инструментальный контроль линей­ных размеров труб, контроль качества резьбы труб и муфт, дефек­тоскопию и толщинометрию, шаблонирование, гидравлическое ис­пытание труб, покрытие поверхности труб, маркировку и комп­лектование. В скважинах, продукция которых содержит сероводород, при­менение труб с высокими пределами текучести по ГОСТ 633—80 не рекомендуется из-за опасности сульфидного растрескивания ма­териала труб и муфт. В этих условиях целесообразно применять отечественные стальные трубы группы прочности Д и зарубежные труби из сталей марок С-75, С-80, 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—89 «Инструкция по защите от коррозии нефтепромыслового оборудования при помо­щи ингибиторов. 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 производиться на трубных базах по технологической схеме, представленной в РД 39-2-45—88 «Типовые планы расположения оборудования в цехах I, II и III типов производственных трубных баз по подготов­ке к эксплуатации и ремонту труб нефтяного сортамента». При получении труб следует проверять соо1ветствие комплекта паспорту и плану производства работ по скважине. При отсутствии деталей, предохраняющих резьбы, трубы не следует принимать. При спуске труб в скважину должен присутствовать представи­тель трубной базы. Трубы, поднятые из скважины, перед повторным спуском необ­ходимо 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 развинчивания труб, используют трубные элеваторы типов ЭХЛ, ЭН и ЭЗН. При использовании механизмов для свинчивания и развинчивания труб рекомендует­ся применять трубные элеваторы типов ЭГ и ЭТА. Для спуска и подъема безмуфтовых труб и труб с муфтами уменьшенного диаметра рекомендуется использовать клиновые элеваторы типа ЭНК.Б. Элеваторы должны быть исправными, иметь штропы одинако­вой длины. Спайдеры механических ключей, которые перед применением необходимо проверять на одновременность срабатывания клиньев, и клиновые элеваторы не должны повреждать тело трубы. Насеч­ки клиньев спайдеров и клиновых элеваторов во время работы сле­дует регулярно очищать. Для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб вручную широко используют ключ КТНМ. Цепные ключи применять 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 п про­мыты керосином. Обнаруженные при осмотре небольшие забоина 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 на­винченной муфтой или безмуфтовой трубы с высаженными наружу концами — НКБ определяется расстоянием от свободного торца муфты (или муфтового конца) до конца сбега резьбы противопо­ложного 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 приспособлени­ем. 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 необходимо пропустить через них шаблон и следить за его выводом из трубы. При задержке шаблона в трубе ее следует забрако­вать. Длина оправки 1250 мм. При спуске следует тщательно осматривать тело и резьбовые части каждой трубы, чтобы избежать попадания в колонну нека­чественных труб. После того как труба поднята над устьем скважины, необходи­мо удалить с резьбы предохранительные детали, тщательно очис­тить и смазать резьбы муфты и трубы. Рекомендуется применять смазки Р-402 (ТУ 38-101-303—83, она предназначена для труб, работающих в скважинах с темпера­турой до 200°С, свободно наносится при температурах окружаю­щего воздуха до —30°С) и Р-2 (ТУ 38-101-332—83, она предназна­чена для труб, работающих в скважинах с температурами до 1000С свободно наносится при температурах окружающего воздуха до —5°С). Ориентировочный расход смазки на одно соединение приведен ниже: Условный диаметр трубы, мм....... 60 73 89 102 114 Расход смазки, г ............. 15 20 30 35 40 Трубы следует направлять в муфту вертикально. Посадку тру­бы в муфту необходимо производить осторожно, чтобы не повре­дить резьбу. Особенно осторожно нужно спускать двух- или трехтрубку; в этом случае рекомендуется установить на вышке проме­жуточные опоры. При спуске необходимо предохранять резьбовые соединения насосно-компрессорных труб от ударов. Во избежание повреждения тела трубы в месте захвата клинь­ями спайдера рекомендуется применять стопорные ключи, особен­но 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 ворон­кой. Воронку применяют также для предохранения верхней тру­бы (соединительного патрубка) от истирания штангами и их муф­тами при спуске насосных штанг. Посадку колонны насосно-компрессорных труб на забои необ­ходимо 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 верхний трубе. Спуск колонны с планшайбой и установка ее на фланец произво­дятся при помощи подъемного патрубка, который по типоразмеру и прочности также аналогичен верхней трубе колонны. После по­садки планшайбы на устье скважины для предохранения резьбы муфты соединительного патрубка от повреждения следует навин­тить на нее предохранительный ниппель. Колонну насосно-компрессорных труб с планшайбой, как и при спуске, нужно поднимать с помощью специального патрубка. Пе­ред началом подъема следует убедиться в отсутствии прихвата колонны путем осторожного ее натягивания. При наличии прихва­та необходимо прочистить кольцевое пространство продувкой сжа­тым воздухом по центральной системе с одновременным расхаживанием колонны. Растягивающее усилие не должно превышать страгивающей нагрузки для резьбовых соединений, при этом сле­дует 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 процессе подъема труб соединение не развинчивается, нанесение ударов молотком по муфте для облегчения развинчивания не допускает­ся. Можно допускать лишь обстукивание муфты молотком посре­дине. С целью обнаружения дефектных труб следует тщательно ос­матривать 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 подъ­емный крюк с элеватором. Укладывать трубы на мостках следует рядами, отделяя каждый ряд деревянными прокладками. Чтобы резьбовые соединения и тело трубы изнашивались равномерно, рекомендуется при каждом спуске-подъеме менять мес­тами трубы верхней и нижней частей колонны (секции). После сильного натяжения колонны при срыве пакера или ос­вобождении ее от прихвата все резьбовые соединения, свинченные в заводских условиях, необходимо докрепить. Поднятые из скважины дефектные трубы следует откладывать отдельно и сохранить для дальнейшего расследования причин аварии. 2.4 Профилактические меры при эксплуатации скважин При эксплуатации скважин компрессорным способом, отлича­ющимся интенсивным образованием окалины для предотвращения прихвата труб продуктами коррозии, необходимо обезвоживать сжатый воздух, подаваемый в скважину, путем периодического впрыскивания нефти, и по мере надобности применять централь­ную продувку. В скважинах, дающих нефть с большим содержа­нием парафина, следует периодически очищать трубу о г отложе­ния парафина без их подъема. В скважинах, где нефть содержит сероводород или другие кор-розионно-активные продукты, во избежание обрыва труб вслед­ствие коррозии периодически (по намеченному графику) надо за­менять отработавшие трубы новыми. Также периодически прове­рять состояние и заменять трубы первого ряда. 2.5 Отбраковка и списание труб В результате многократных спуско-подъемных операций, в особенности при глубиннонасосной эксплуатации, происходит по­степенная сработка резьбы, тела трубы и наружной поверхности муфты; часто наблюдается недовинчивание соединения, вызван­ное забоинами, образовавшимися на резьбе вследствие небрежно­го обращения с ней, или попаданием песка. Внутренняя поверх­ность труб истирается штангами и штанговыми муфтами. Иногда по мере эксплуатации труб в скважине на них выявляюгся ранее незаметные дефекты заводского происхождения. В процессе экс­плуатации некоторых скважин трубы подвергаются интенсивной коррозии, на них откладываются соль, парафин, продукты корро­зии и т. д. В результате подобных явлений трубы теряют герме­тичность, прочность; их проходной канал значительно сокращает­ся. Такие дефекты могут привести к осложнениям и авариям. Во избежание этого следует систематически проводить отбраковку труб. Для проверки и отбраковки необходимо очистить трубу по всей длине и промыть резьбовую часть керосином. После этого тру­бу подвергают наружному осмотру для выявления на ее поверх­ности плен, сквозных свищей, трещин, вмятин, глубоких рисок или надрезов и других дефектов в теле или вмятин витков, следов за­едания резьбы, отложений солей, парафина и др. С помощью универсальных мерительных инструментов проверяются отклонения по наружному диаметру, сплюснутость или овальность труб и муфт. Резьбовыми и гладкими калибрами проверяются оваль­ность, отклонения по конусности и натяги резьб и при помощи шаблонов—соответствие внутреннего диаметра труб номинально­му размеру. При выявлении значительных отклонений или других дефектов и нарушений в резьбовой части или в теле трубы или муфты их следует передать в цех ремонта. В тех случаях, когда не представляется возможным их ремонт и восстановление, их необ­ходимо списать. Заключение на списание НКТ дается трубным подразделением. Трубы, вышедшие из строя в результате аварий, списываются на основании акта расследования аварий. Списание труб производится с занесением всех данных, харак­теризующих трубы, в специальную ведомость на списание НКТ с указанием причин списания. 2.6 Аварии с колоннами насосно-компрессорных труб Анализ промысловых данных показывает, что аварии с колон­нами НКТ происходят из-за наличия в трубах дефектов заводско­го происхождения и появившихся в них в процессе эксплуатации повреждений, а также нарушений технологии спуско-подъемных операций. В практике эксплуатации насосно-компрессорных труб встречаются разные виды аварий. Обрыв трубы по телу или по резьбе чаще всего происходит в результате: несоответствия применяемых труб условиям эксплуа­тации, плохого качества металла трубы и отклонения от нормы параметров резьбы, небрежного обращения с трубами при погруз­ке, разгрузке, транспортировании и хранении, повреждения резь­бы из-за отсутствия предохранительных колец и ниппелей, приме­нения неисправного спуско-подъемного оборудования и инструмен­та (спайдеров, трубных ключей, элеваторов). Подобная авария может быть и следствием нарушений, происшедших в процессе эксплуатации, таких как протирание резьбы и тела трубы штан­гами и штанговыми муфтами, усталостные разрушения в послед­ней нитке резьбы, коррозия труб от агрессивного действия пласто­вых вод и необезвоженного рабочего агента (сжатого воздуха). Негерметичность резьбового соединения или тела труб под воз­действием внутренних или внешних давлений может быть вызва­на: неправильными выбором смазки и свинчиванием резьбового соединения; повреждением резьбы из-за загрязнения, небрежного обращения или чрезмерного натяжения; износом резьбы в резуль­тате многократного свинчивания и тела труб вследствие частых спуско-подъемных операций и повреждения поверхности труб клю­чами. Иногда в процессе эксплуатации происходит размыв тела труб, вызываемый наличием дефектов металлургического происхождения и одновременным агрессивным действием добываемой жид­кости. Обрыв труб и их негерметичность могут быть вызваны также и точечной коррозией внутренней и наружной поверхностей, корро­зионным и сульфидным растрескиванием под напряжением и т. д. Кроме аварий, связанных непосредственно с повреждениями самих труб, происходят аварии, вызванные повреждениями колонн глубинно-насосных штанг (обрыв, отвинчивание, падение штанго­вых колонн), устьевого оборудования и несоблюдением технологии спуско-подъемных операций. Почти все виды повреждений могут привести к авариям с тя­желым исходом — падению колонны в скважину, если своевремен­но их не выявлять и не предупреждать.