Текущий ремонт насосно компрессорных труб

Диагностика и ремонт НКТ

«НТС-Лидер» занимает ведущие позиции на рынке ремонта труб нефтяного сортамента, в частности, насосно-компрессорных. Компания разрабатывает технологии, проектирует и изготавливает стационарные и передвижные комплексы для ремонта труб, а также оказывает услуги по ремонту НКТ по ресурсосберегающей технологии.

Качество ремонта насосно-компрессорных труб, которое обеспечивает «НТС-Лидер», значительно превосходит требования стандартов. После ремонта по технологии НТС насосно-компрессорные трубы выдерживают больше спуско-подъемных операций (СПО) по сравнению с новыми трубами.

Ресурсосберегающий ремонт НКТ это:

  • Технологии улучшения эксплуатационных характеристик насосно-компрессорных труб:
    • ультразвуковая обработка резьбовых соединений НКТ для повышения их износостойкости и герметичности;
    • упрочнение труб в зоне захвата ключа или спайдера;
    • нанесение антизадирных покрытий на резьбу НКТ.
  • Бережливое производство и минимальные технологические отходы ремонта:
    • сохранение длины НКТ благодаря ультразвуковому восстановлению резьбовых элементов;
    • качественная очистка НКТ от любых возможных загрязнений, в том числе, от твердых солевых отложений;
    • выявление точных координат дефектов многопараметрической диагностикой НКТ;
    • автоматическая отрезка дефектных фрагментов труб на станках с ЧПУ;
    • применение необходимых и достаточных операций для каждой насосно-компрессорной трубы в зависимости от ее состояния.
  • Снижение расходов при использовании передвижных комплексов по ремонту НКТ непосредственно на месторождениях.
  • Минимальные площади для размещения оборудования за счет модульного исполнения участков.
  • Производительность и качество ремонта благодаря автоматизации технологических процессов.

    Экономический эффект ремонта НКТ по ресурсосберегающей технологии НТС:

    • восстановление до 70% труб без отрезания резьбовых участков;
    • увеличение межремонтного периода НКТ для технологической трубы до 200 СПО, для эксплуатационной трубы до 70 СПО;
    • сокращение объемов ремонта труб на 15-20% за счет увеличения МРП НКТ;
    • сокращение отбраковки на 15-20%;
    • сокращение объемов закупок новой НКТ на 20-40%.

    Совокупные затраты нефтяных компаний на содержание фонда НКТ снижаются на 25-40%

    Стационарные и передвижные комплексы по ремонту НКТ

    Услуги по ремонту НКТ оказываются не только в стационарных, но и в передвижных автоматизированных комплексах, разворачивающихся на отдаленных месторождениях.

    Производственная мощность стационарного цеха при круглосуточном двухсменном режиме работы – до 300 тысяч труб в год в зависимости от комплектации участков.

    Производственная мощность передвижного комплекса при круглосуточном двухсменном режиме работы – до 160 тысяч труб в год.

    Работа стационарных и передвижных комплексов «НТС-Лидер» построена по принципу гибких автоматизированных технологических линий машиностроительных предприятий. Модульное исполнение участков обеспечивает непрерывное конвейерное производство без карманов для промежуточного складирования труб и позволяет рационально размещать оборудование, адаптируя технологическую линию к существующим производственным помещениям. Участие персонала в технологическом процессе минимально, в большей части операций оно сводится к наблюдению и контролю оборудования.

    Передвижной комплекс по ремонту НКТ может быть развернут на месторождении в сжатые сроки – после поставки оборудования его монтаж и пуско-наладка происходит в течение 2-3 месяцев.

    Оборудование технологических участков передвижного комплекса размещается в мобильных утепленных контейнерах. Внутреннее помещение контейнера оборудовано системой электрообогревателей, обеспечивающих автоматическое поддержание температурного режима, осветительными приборами, системой пожаротушения и вентиляции.

    Ремонт НКТ в передвижных комплексах снижает затраты нефтяных компаний на логистику (транспортировку, погрузочно-разгрузочные работы, содержание промежуточных трубных площадок), на строительство и содержание капитальных зданий, уменьшает расходы на электроэнергию.

    Диагностика и ремонт НКТ по технологии НТС предусматривает гибко изменяющуюся последовательность обязательных и дополнительных операций, необходимость которых определяется состоянием каждой насосно-компрессорной трубы.

    Источник

    Технологический процесс ремонта насосно-компрессорных труб

    Применение насосно-компрессорных труб в процессе эксплуатации нефтяных, газовых, нагнетательных и водозаборных скважин. Расчет экономического эффекта внедрения оборудования. Технологический процесс ремонта на пункте пропарки насосно-компрессорных труб.

    Рубрика Производство и технологии
    Вид дипломная работа
    Язык русский
    Дата добавления 23.09.2017
    Размер файла 727,5 K

    Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

    Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

    Размещено на http: //www. allbest. ru/

    1. Техническая часть

    1.1 Назначение, техническая характеристика НКТ

    Насосно-компрессорные трубы (НКТ) применяются в процессе эксплуатации нефтяных, газовых, нагнетательных и водозаборных скважин для транспортировки жидкостей и газов внутри обсадных колонн, а также для ремонтных и спускоподъемных работ.

    Трубы НКТ соединяются между собой при помощи муфтовых резьбовых соединений.

    Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб обеспечивают:

    — проходимость колонн в стволах скважин сложного профиля, в том числе в интервалах интенсивного искривления;

    — достаточную прочность на все виды нагрузок и необходимую герметичность соединений колонн труб;

    — требуемую износостойкость и ремонтопригодность.

    Насосно-компрессорные трубы изготавливаются в следующих исполнениях и их комбинациях:

    — с высаженными наружу концами по ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97, АРI 5СТ;

    — гладкие высокогерметичные по ГОСТ 633-80, ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97;

    — гладкие с узлом уплотнения из полимерного материала по ТУ 14-3-1534-87;

    — гладкие, гладкие высокогерметичные с повышенной пластичностью и хладостойкостью по ТУ 14-3-1588-88 и ТУ 14-3-1282-84;

    — гладкие, гладкие высокогерметичные и с высаженными наружу концами коррозионностойкие в активных сероводородсодержащих средах, имеющие повышенную коррозионную стойкость при солянокислой обработке и являющиеся хладостойкими до температуры минус 60°С по ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97.

    По требованию заказчика трубы с узлом уплотнения из полимерного материала могут изготавливаться с повышенной пластичностью и хладостойкостью. По соглашению сторон трубы могут изготовляться коррозионностойкими для сред с низким содержанием сероводорода.

    Условный наружный диаметр: 60; 73; 89; 114мм

    Наружный диаметр: 60,3; 73,0; 88,9; 114,3мм

    Толщина стенки: 5,0; 5,5; 6,5; 7,0мм

    Группы прочности: Д, К, Е

    Насосно-компрессорные трубы гладкие и муфты к ним диаметром 73 и 89мм поставляются с треугольной резьбой (10 ниток на дюйм) или трапециидальной (НКМ, 6 ниток на дюйм) резьбой.

    Насосно-компрессорные трубы гладкие и муфты к ним диаметром 60 и 11 мм поставляются с треугольной резьбой.

    Исполнение А: 9,5 — 10,5м.

    Исполнение Б: 1 группа: 7,5 — 8,5м; 2 группа: 8,5 — 10м.

    По требованию трубы могут изготовляться — до 11,5м.

    Для выпуска насосно-компрессорных труб используются бесшовные горячедеформированные трубы.

    Перед нарезкой резьбы, насосно-компрессорные трубы проверяются магнитоиндукционным прибором неразрушающего контроля.

    Геометрические размеры, масса труб по ГОСТ 633-80. По требованию заказчика трубы могут изготовляться с отличительной маркировкой групп прочности труб по ТУ 14-3-1718-90. Проводятся обязательные испытания: на сплющивание, на растяжение, гидродавление.

    Трубы могут также изготовляться по следующим ТУ:

    ТУ 14-161-150-94, ТУ 114-161-173-97, АРI 5СТ. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним сероводородостойкие и хладостойкие. Трубы имеют повышенную стойкость к коррозионному разрушению при солянокислотной обработке скважин и являются хладостойкими до температуры минус 60С. Трубы изготовляются из стали марок: 20; 30; ЗОХМА. Испытания: на растяжение, на ударную вязкость, на твёрдость, гидроиспытание, сульфидное коррозионное растрескивание в соответствии с NACE TM 01-77-90.

    ТУ 14-161-158-95. Трубы насосно-компрессорные типа НКМ и муфты к ним с усовершенствованным узлом уплотнения. Трубы гладкие, высокогерметичные типа НКМ и муфты к ним с усовершенствованным узлом управления, применяемые для эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Группа прочности Д. Методы испытаний по ГОСТ 633-80.

    ТУ 14-161-159-95. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним в хладостойком исполнении. Трубы гладкие, высокогерметичные группы прочности Е, предназначены для обустройства газовых месторождений северных районов Российской Федерации. Испытания: на растяжение, на ударную вязкость. Остальные методы испытаний по ГОСТ 633-80.

    API 5CT групп: H40, J55, N80, L80, C90, C95, T95, P110 с нанесением монограммы (лиц. 5CT-0427).

    Таблица 1 Насосно-компрессорные стальные трубы ГОСТ 633-80 — Сортамент

    Условный наружный диаметр, мм

    Наружный диаметр, мм

    Толщина стенки, мм

    1 группа — 7,5 — 8,5

    2 группа — 8,5 — 10

    Таблица 2 Насосно-компрессорные трубы. Механические свойства

    Временное сопротивление, Н/мм2 (min)

    Предел текучести, Н/мм2

    Относительное удлинение, % (min)

    1.2 Устройство и применение НКТ

    Конструктивно насосно-компрессорные трубы представляют собой непосредственно трубу и муфту, предназначенную для их соединения. Также существуют конструкции безмуфтовых насосно-копрессорных труб с высаженными наружу концами.

    Рис. 1 Гладкая высокогерметичная труба и муфта к ней — (НКМ)

    Рис. 2 Гладкая насосно-компрессорная труба и муфта к ней

    Рис.3 Насосно — компрессорная труба с высаженными наружу концами и муфта к ней- ( В )

    Рис.4 Насосно — копрессорные трубы безмуфтовые с высаженными наружу концами — НКБ

    Рис. 5 Примеры соединения труб НКТ зарубежного производства

    1.3 Применение НКТ

    Насосно-компрессорные трубы (НКТ) применяются в газовой и нефтяной промышленности. Трубы НКТ достаточно широко применяются при создании нефтяных и газовых скважин, а кроме того, для транспортировки жидкообразных и газообразных веществ, а также для спуско-подъемных и ремонтных работах. Главной особенностью эксплуатации таких труб являются достаточно жесткие условия, наличие серьезных механических нагрузок, а также воздействие разнообразных агрессивных сред. НКТ трубы в процессе эксплуатации постоянно подвергаются вредному воздействию эрозии и коррозии.

    Наиболее распространённое применение НКТ в мировой практике нашло при штанговом насосном способе добычи нефти, который охватывает более 2/3 общего действующего фонда.

    В России станки-качалки выпускаются по ГОСТ 5866-76, устьевые сальники — по ТУ 26-16-6-76, НКТ — по ГОСТ 633-80, штанги — по ГОСТ 13877-80, скважинный насос и замковые опоры — по ГОСТ 26-16-06-86.

    Возвратно-поступательное движение плунжера насоса, подвешенного на штангах, обеспечивает подъем жидкости из скважины на поверхность. При наличии парафина в продукции скважины на штангах устанавливают скребки, очищающие внутренние стенки НКТ. Для борьбы с газом и песком на приеме насоса могут устанавливаться газовые или песочные якоря.

    Рис. 1.3 Скважинная штанговая насосная установка (УСШН)

    Скважинная штанговая насосная установка (УСШН) состоит из станка-качалки 1, оборудования устья 2, колонны НКТ 3, подвешенных на планшайбе, колонны насосных штанг 4, штангового насоса вставного 6 или невставного 7 типа. Вставной насос 6 крепится в трубах НКТ с помощью замковой опоры 5. Скважинный насос спускается под уровень жидкости.

    1.4 Характерные отказы НКТ

    Одной из характерных особенностей современной нефтегазодобычи является тенденция к ужесточению режимов эксплуатации скважинного оборудования, в том числе и трубных колонн. Трубы нефтяного сортамента, прежде всего насосно-компрессорные (НКТ) и нефтепроводные, в процессе эксплуатации особенно интенсивно подвергаются коррозионно-эрозионному воздействию агрессивных сред и различным механическим нагрузкам.

    По данным промысловой статистики, доступным на сегодняшний день, количество аварий с НКТ в ряде случаев достигает 80% от общего числа аварий скважинного оборудования. При этом затраты на ликвидацию неблагоприятных последствий коррозионных разрушений составляют до 30% от затрат на добычу нефти и газа.

    Рис. 1.4 Распределение отказов с НКТ по видам

    В большинстве случаях «доминирующими» — порядка 50%, являются отказы НКТ, связанные с резьбовым соединением (разрушение, потеря герметичности и т.д.). По данным Американского нефтяного института (API) по причине разрушения резьбовых соединений количество аварий НКТ составляет 55%. На рис..3.4 представлена диаграмма распределения отказов с НКТ по видам.

    Это свидетельствует об актуальности проблемы повышения коррозионной стойкости и долговечности труб нефтяного сортамента. Приобретая насосно-компрессорные трубы (НКТ), потребитель, главным образом, интересуется их сроком службы, способностью противостоять воздействию эксплуатационной среды. При этом большое значение уделяется резьбовому соединению — паре «труба-муфта».

    Обрывы труб по резьбе и телу происходят вследствие:

    — несоответствия используемых труб условиям эксплуатации;

    — неудовлетворительного качества труб;

    — повреждения резьбы из-за отсутствия предохранительных элементов;

    — применения несоответствующего или неисправного оборудования и инструмента;

    — нарушения технологии проведения спуско-подъемных операций или износа резьбы при многократном свинчивании — развичивании;

    — усталостного разрушения по последней нитке резьбы, находящейся в сопряжении;

    — применения в колонне элементов или соединений, не соответствующих техническим условиям и стандартам;

    — действия определенных усилий и факторов, обусловленных особенностями способа эксплуатации скважин (вибрацией колонны, истиранием ее внутренней поверхности штангами и т.п.).

    Для скважин, оборудованных электропогружными установками, наиболее часто встречающимися авариями является срыв резьбового соединения в нижней части колонны НКТ, испытывающей воздействие работающего агрегата.

    Для предотвращения указанных аварий рекомендуется тщательно крепить резьбовые соединения труб, находящихся в нижней трети колонны, а также использовать в этой части лифта трубы с высаженными наружу концами, крутящий момент для свинчивания которых в среднем в два раза превышает момент свинчивания для гладких труб.

    Для фонтанного и глубинно-насосного способов добычи наиболее характерна аварийность с трубами в верхних интервалах лифтов как наиболее нагруженных. В первом случае это связано с раскачиванием подвески при прохождении газовых пачек и значительными растягивающими нагрузками от массы колонны, а во втором — с периодическим удлинением колонны и большими растягивающими усилиями.

    Для предотвращения данных аварий рекомендуется в верхних интервалах лифтов использовать гладкие НКТ повышенных групп прочности или применять трубы с высаженными наружу концами.

    Негерметичность резьбовых соединений под воздействием внешнего и внутреннего давления может быть вызвана следующими причинами:

    — повреждением или износом резьбы;

    — нарушением технологии проведения спуско-подъемных операций;

    — применением труб, не соответствующих условиям эксплуатации и способу добычи;

    — неправильным выбором смазки.

    Обрыв труб и их негерметичность могут быть вызваны коррозией: точечной коррозией внутренней и наружной поверхности, коррозионным и сульфидным растрескиванием под напряжением и т.д. Рациональные способы борьбы с коррозией глубинного оборудования выбирают в зависимости от конкретных условий эксплуатации месторождений.

    1.5 Характеристика цеха по обслуживанию и ремонту НКТ

    Оборудование цеха по обслуживанию и ремонту НКТ обеспечивает полный цикл ремонта и восстановления насосно-компрессорных труб с повышением ресурса их работы.

    — линии мойки и дефектоскопии;

    — установка механической очистки;

    — станки для нарезания резьбы;

    — установки измерения длины и клеймения;

    — транспортно-накопительная система и сортировка НКТ;

    — установка для отрезки дефектных участков труб;

    — автоматическая система учета выпуска и паспортизации труб «АСУ-НКТ»;

    — оборудование для ремонта и восстановления муфт.

    Общие технические характеристики цеха:

    Расчетная производительность, труб/час до 30

    Условный диаметр НКТ по ГОСТ 633-80, мм60,3; 73; 89;

    Длина НКТ, мм5500 . 10500

    Таблица 3 Основные технологические операции по обслуживанию и ремонту НКТ

    Источник

    Читайте также:  Работа ремонт лодочных моторов
Оцените статью