Тех процесс ремонта нкт

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:  Железнодорожные комплексы для ремонта пути