Технологические основы производства лейнированных насосно-компрессорных труб

 
Н. А. Богатов, А. А. Богатов, Д. Р. Салихянов 
 
 
 
 
 
 
 
 
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОИЗВОДСТВА  
ЛЕЙНИРОВАННЫХ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ 
ТРУБ 
 
 
Учебное пособие  
 
 
 
 
 
 
 
 
Москва Вологда 
«Инфра-Инженерия» 
2020 
 
1 
 

УДК 621.643.07 
ББК 34.748 
Б73 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Богатов, Н. А. 
Б73 
 
Технологические основы производства лейнированных насоснокомпрессорных труб : учебное пособие / Н. А. Богатов, А. А. Богатов, 
Д. Р. Салихянов. – Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2020. –  
112 с. : ил., табл. 
 
ISBN 978-5-9729-0487-7 
Рассмотрены варианты технологического процесса изготовления лейнированных насосно-компрессорных труб, показаны достоинства и недостатки каждой схемы, выполнено их аналитическое сопоставление. 
Для студентов, аспирантов и преподавателей вузов машиностроительных направлений подготовки, а также специалистов в области машиностроения. 
 
УДК 621.643.07 
 
ББК 34.748 
 
 
 
 
ISBN 978-5-9729-0487-7 
” Богатов Н. А., Богатов А. А., Салихянов Д. Р., 2020 
 
 
” Издательство «Инфра-Инженерия», 2020 
 
” Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2020
 
2 
 

ОГЛАВЛЕНИЕ 
ВВЕДЕНИЕ ............................................................................................................ 
5 
 
ГЛАВА 1. УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ  
НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ ............................................................. 
7 
 
ГЛАВА 2. КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О ПРОИЗВОДСТВЕ  
НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ ........................................................... 
14 
2.1. Производство бесшовных труб ........................................................... 
14 
2.2. Производство сварных труб ................................................................ 
16 
2.3. Сортамент насосно-компрессорных труб и требования  
к их качеству ........................................................................................ 
17 
2.4. Финишные операции изготовления и контроля качества  
насосно-компрессорных труб............................................................. 
23 
 
ГЛАВА 3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ПРОИЗВОДСТВА 
ЛЕЙНИРОВАННЫХ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ ..................... 
27 
3.1. Сопоставление эксплуатационного ресурса лейнированных  
труб с трубами традиционного исполнения ..................................... 
27 
3.2. Способы изготовления лейнированных  
насосно-компрессорных труб............................................................. 
29 
3.3. Условия получения лейнированных насосно-компрессорных  
труб ....................................................................................................... 
30 
3.4. Технологические схемы изготовления лейнированных  
насосно-компрессорных труб............................................................. 
33 
 
ГЛАВА 4. ПОВЫШЕНИЕ ТОЧНОСТИ ВНУТРЕННЕГО ДИАМЕТРА 
НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ ПУТЕМ КАЛИБРОВАНИЯ  
НА ОПРАВКЕ ...................................................................................................... 
42 
4.1. Закономерности формоизменения труб при калибровании  
на оправке 
............................................................................................. 
42 
3 
 

4.2. Точность калиброванных труб и оценка эффективности 
калибрования на оправке .................................................................... 
54 
4.3. Оптимизация формы оправки для калибрования внутреннего 
диаметра труб 
....................................................................................... 
60 
 
ГЛАВА 5. ЛЕЙНИРОВАНИЕ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ 
ПУТЕМ СОВМЕСТНОЙ РАЗДАЧИ НА ОПРАВКЕ ...................................... 
72 
5.1. Особенности формоизменения лейнера  
и насосно-компрессорной трубы при совместной деформации 
..... 
72 
5.2. Экспериментальное исследование лейнированных  
насосно-компрессорных труб и результаты их эксплуатации  
в промысловых условиях 
.................................................................... 
93 
5.3. Сопоставительный анализ способа изготовления  
лейнированных насосно-компрессорных труб раздачей  
на оправке с гидравлической раздачей ............................................. 
95 
 
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 
.................................................................................................. 
102 
 
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК .............................................................. 
103 
 
Памяти Александра Александровича Богатова 
............................................. 
107 
 
 
 
4 
 

ВВЕДЕНИЕ 
Одним из основных элементов внутрискважинного оборудования 
(ВСО) нефтедобывающих и нагнетательных скважин являются насоснокомпрессорные трубы (НКТ). В системе нефтяной промышленности РФ 
насчитывается более 150 тыс. нефтедобывающих скважин со средней глубиной около 2700 м. Общий эксплуатационный фонд НКТ нефтяной промышленности РФ составляет 3300–3400 тыс. тонн. 
В процессе эксплуатации насосно-компрессорные трубы подвергаются 
механическим нагружениям: от действия веса труб и добываемого продукта, 
давления флюида в насосно-компрессорной колонне и др., а также коррозионному воздействию агрессивных элементов (H2S, СO2), содержащихся  
во флюиде. Под воздействием механических нагружений, действие которых 
усиливается коррозионными процессами, насосно-компрессорные трубы изнашиваются, теряют эксплуатационные свойства и выводятся из эксплуатационного фонда. По данным Министерства промышленности РФ производство насосно-компрессорных труб составило около 500 тыс. т. в год, из которых 400 тыс. т. ежегодно направляются нефтяным компаниям. На укомплектование новых нефтедобывающих скважин (5,5–6,0 тыс. скважин в год), при 
объемах эксплуатационного бурения до 20 млн м/год, используется около 
150 тыс. т. насосно-компрессорных труб. Остальные 250 тыс. т. НКТ направляются на замену изношенных. Затраты на восстановление работоспособности одной нефтедобывающей скважины после аварии составляют около 
380 тыс. руб. 
Как за рубежом, так и в России активно ведется освоение новых коррозионно-стойких марок сталей и их оптимальной структуры в зависимос- 
ти от условий эксплуатации НКТ. Несмотря на то, что при использовании 
коррозионно-стойких марок сталей скорость коррозии НКТ снижается в десятки раз, их применение не всегда оказывается экономически оправданным 
ввиду их высокой стоимости. Кроме того, к недостаткам следует отнести их 
восприимчивость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением. 
В целях сохранения металлофонда и повышения срока службы НКТ актуальными являются новые инновационные способы повышения их эксплуатационных характеристик. Мировая практика показывает высокую эффективность 
применения биметаллических материалов взамен монометаллических. За счет 
5 
 

использования двух разных материалов удается более полно удовлетворить 
всем выдвигаемым требованиям по механической прочности и коррозионной 
стойкости труб.  
Применительно к нефтедобывающей отрасли применение биметаллических НКТ позволяет использовать рядовую углеродистую сталь, имеющей 
невысокое сопротивление коррозионному разрушению, в качестве основы,  
а дорогостоящую коррозионно-стойкую сталь в качестве внутреннего плакирующего слоя. Это позволяет многократно повысить срок эксплуатации труб 
при незначительном увеличении их стоимости. Получение биметаллических 
труб возможно несколькими принципиально разными путями: формовка и 
продольная сварка биметаллического листа, жидкостная диффузионная сварка по поверхностям разделов, сварка взрывом, центробежное литье труб, горячее изостатическое прессование и т. д. Применительно к НКТ, рациональной технологией представляется лейнирование, которое заключается в совместной раздаче внешней трубы и внутренней коррозионно-стойкой вставки 
до получения прочного соединения между ними. В нефтегазодобывающей 
отрасли уже имеется положительный опыт промысловых испытаний опытнопромышленных партий труб, изготовленных лейнированием, в береговых (onshore) и морских (off-shore) нефтяных скважинах. Вместе с тем, способ лейнирования сопряжен со многими техническими проблемами – обеспечение 
прочного и надежного соединения между внутренней и внешней трубой, заданных свойств и соотношения толщин слоев труб одного типоразмера, 
предотвращение разрушения труб вследствие раздачи. 
В настоящем учебном пособии изложены варианты технологического 
процесса изготовления лейнированных насосно-компрессорных труб, рассмотрены достоинства и недостатки каждой схемы, выполнено их аналитическое сопоставление1.  
 
 
 
 
 
 
 
                                          
 
1 Работа выполнена в Уральском федеральном университете имени первого Президента 
России Б.Н. Ельцина. 
6 
 

ГЛАВА 1. УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ  
НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ 
В мировой практике условия добычи нефти претерпели существенные 
изменения – за последние несколько десятков лет разработка нефтяных скважин сопряжена со значительными трудностями. Освоение новых месторождений для нефтедобычи смещается все в более труднодоступные регионы,  
с неблагоприятными горно-геологическими и природно-климатическими 
условиями для всех видов работ (бурение, обустройство и эксплуатация 
скважин), а также не имеющих ни производственной, ни социальной инфраструктуры.  
Нефтедобыча в обустроенных и давно освоенных регионах испытывает 
другие осложнения. Большинство скважин в России, открытых 30–50 лет 
назад, находятся на завершающей стадии освоения, которая характеризуется 
сокращением дебита скважин, высокой обводненностью добываемого флюида и усилением, как следствие, коррозионного воздействия на внутрискважинное оборудование (ВСО). 
Рентабельность нефтебизнеса во многом определяется совокупными затратами на приобретение, обслуживание, поддержание в рабочем состоянии и 
ремонт ВСО. Среди глубинно-насосного оборудования (насосные штанги 
(НШ), штанговые глубинные насосы (ШГН), установки электроцентробежных насосов (УЭЦН)) наиболее уязвимыми являются насосно-компрессорные 
трубы, которые занимают значительную долю ВСО, как в весовом, так и  
в стоимостном выражении. Это подтверждается большим количеством работ, 
посвященным анализу коррозионного разрушения НКТ и поиску их оптимальной защиты от коррозионного воздействия [1–7]. В качестве примера 
можно привести результаты анализа причин отказов глубинно-насосного 
оборудования (ГНО) на 301–303 залежах нефтегазодобывающего управления 
(НГДУ) «Лениногорскнефть», которые показали, что доля отказов по причине 
выхода из строя НКТ является преобладающей и составляет 61 % среди общего количества отказов (рис. 1) [8].  
К факторам, влияющим на коррозионную стойкость сталей НКТ, относится:  
1) качество металла трубы (химический состав металла, содержание и 
состав неметаллических включений, структура металла, состояние 
поверхности и т. д.); 
7 
 

2) содержание агрессивных компонентов – углекислого газа (CO2), сероводорода (H2S), ионов хлора (Cl) и кислорода (O2); 
3) зараженность объекта сульфат-восстанавливающими и тионовыми 
бактериями; 
4) обводненность скважины; 
5) напряженное состояние металла НКТ в подвеске ВСО; 
6) гидродинамические условия транспортирования жидкой среды; 
7) интенсивность гидроабразивного износа металла НКТ; 
8) температура в скважине; 
9) водородный показатель pH среды. 
 
Рис. 1. Ремонты на скважинах залежей 301െ303 за 5 месяцев 2013 и 2014 г. 
 
В зависимости от преобладания тех или иных факторов, насоснокомпрессорные трубы могут выходить из строя по различным причинам: коррозионное отверстие в теле НКТ; трещина в теле НКТ; износ НКТ истиранием; износ и утечки по резьбе. Однако, наиболее опасными причинами разрушения металла труб является образование язв, питтингов вследствие углекислотной коррозии и хрупкое разрушение металла (обрыв колонны НКТ) вследствие сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением [9–10]. 
Примеры коррозионного разрушения труб представлены на рис. 2, на котором 
видны язвенные поражения отдельных участков внутренней поверхности 
НКТ. 
8 
 

 
 
 
 
Рис. 2. Коррозионное разрушение насосно-компрессорных труб 
 
Для различных регионов России характерно свое сочетание групп факторов, вызывающую интенсивную коррозию ВСО, и доля скважин, осложненных коррозией. Например, для месторождений Западной Сибири и Европейской части России характерно высокое содержание углекислого газа CO2 
и сероводорода H2S. Следует отметить, что даже незначительное изменение в 
перечисленных факторах может привести к существенному росту скорости 
коррозии [1].  
В условиях осложненной добычи средняя наработка на отказ НКТ оказывается в несколько раз ниже нормативного срока службы труб. Как показывает практика нефтедобычи, на отдельных месторождениях отмечены случаи образования сквозных язвенных отверстий в НКТ из стали 30Г2 в течение 
двух месяцев, а из сталей типа 30ХМА – в течение четырех месяцев эксплуатации в условиях повышенного содержания CO2 [4]. В среднем нормативный 
срок службы НКТ в условиях повышенной коррозионной активности составляет менее 1,5 лет, что не удовлетворяет потребностям потребителей [11]. 
Исследование коррозионной стойкости трех наиболее применяемых групп 
9 
 

сталей для изготовления НКТ показало, что марганцовистые стали (30Г2, 
35Г2С и др.) подвержены сульфидному коррозионному растрескиванию  
под напряжением (СКРН) и углекислотной коррозии, хромомолибденовые 
(30ХМА, 26ХМФА и др.) – углекислотной коррозии. Добавка 12–14 % хрома 
переводит сталь в категорию «нержавеющих», способствуя снижению скорости углекислотной коррозии в десятки раз (рис. 3). Однако следует отметить, 
что нержавеющие стали (20Х13) остаются подверженными СКРН, при этом, 
чем выше прочностные характеристики нержавеющей стали, тем она более 
подвержена СКРН [3]. Выход из строя труб сопровождается значительными 
потерями, а необходимость восстановления их работоспособности связана  
с неизбежными затратами материальных и финансовых ресурсов. По этой 
причине, проблема повышения эксплуатационного ресурса НКТ является 
давно назревшей и одной из самых актуальных в нефтедобывающей отрасли.  
 
Рис. 3. Скорость коррозии трубных сталей в коррозионно-агрессивных средах [3] 
 
Существует несколько направлений повышения эксплуатационного ресурса НКТ, к числу наиболее применяемых в нефтяной промышленности относятся: применение ингибиторов коррозии, защитных покрытий, коррозионностойких материалов и технологии ремонта НКТ [5, 10, 12, 13]. Каждый  
10