Утяжеленные бурильные трубы использую

Утяжеленные бурильные трубы использую

  • Труба бурильная утяжелённая сбалансированная (УБТС)
  • Предназначена  для создания осевой нагрузки на долото и увеличения жесткости бурильных колонн.
  •  Трубы выпускаются следующих видов:
Утяжеленные бурильные трубы использую Утяжеленные бурильные трубы использую
УБТ-А гладкая без проточек УБТ-Б с проточкой под элеватор и клиновой захват
Утяжеленные бурильные трубы использую Утяжеленные бурильные трубы использую
УБТ-Л с проточкой под элеватор УБТС-С с проточкой под элеватор и клиновой захват и со спиральными канавками

Основные характеристики УБТС типа А, Б, Л.

Условное обозначение трубы Наружный диаметр, D мм /дюйм Внутренний диаметр, d мм /дюйм
  1. Замковая резьба
  2. ГОСТ Р 50864
  3. /API SPEC 7
УБТС-79 79,4 3 1/4 31,8 1 1/4 З-65 NC-23
УБТС-89 88,9 3 1/2 38,1 1 1/2 З-73 NC-26
УБТС-95 95,2 3 3/4 31,8 1 1/4 З-86 NC-31
34,9 1 3/8
38,1 1 1/2
УБТС-108 108 4 1/4 31,8 1 1/4 З-86 NC-31
39,7 1 9/16
46,0 1 13/16
50,8 2
57,2 2 1/4
УБТС-121 120,7 4 3/4 46,0 1 13/16 З-94 NC-35
46,0 1 13/16 З-102 NC-38
50,8 2 З-94 NC-35
50,8 2 З-102 NC-38
57,2 2 1/4 З-94 NC-35
57,2 2 1/4 З-102 NC-38
УБТС-127 127,0 5 57,2 2 1/4 З-102 NC-38
УБТС-133 133,4 5 1/4 57,2 2 1/4 З-102 NC-38
УБТС-146 146,0 5 3/4 57,2 2 1/4 З-118 NC-44
57,2 2 1/4 З-121 4 1/2FH
57,2 2 1/4 З-122 NC-46
71,4 2 13/16 З-121 4 1/2FH
71,4 2 13/16 З-122 NC-46
76,2 3 З-122 NC-46
УБТС-152 152,4 6 57,2 2 1/4 З-118 NC-44
71,4 2 13/16 З-118 NC-44
УБТС-159 158,8 6 1/4 57,2 2 1/4 З-118 NC-44
71,4 2 13/16 З-122 NC-46
УБТС-165 165,1 6 1/2 57,2 2 1/4 З-122 NC-46
71,4 2 13/16 З-121 4 1/2FH
71,4 2 13/16 З-122 NC-46
76,2 3 З-121 4 1/2FH
76,2 3 З-122 NC-46
УБТС-171 171,5 6 3/4 57,2 2 1/4 З-133 NC-50
71,4 2 13/16 З-133 NC-50
УБТС-178 178 7 57,2 2 1/4 З-133 NC-50
71,4 2 13/16
71,4 2 13/16 З-147 5 1/2FH
80,2 3 5/32
90,5 3 9/16
УБТС-197 196,9 7 3/4 71,4 2 13/16 З-149 NC-56
УБТС-203 203,2 8 71,4 2 13/16 З-147 5 1/2FH
80,2 3 5/32
80,2 3 5/32 З-163 NC-61
80,2 3 5/32 З-171 6 5/8FH
90,5 3 9/16 З-171 6 5/8FH
УБТС-210 209,6 8 1/4 71,4 2 13/16 З-152 6 5/8REG
УБТС-216 215,9 8 1/2 71,4 2 13/16 З-163 NC-61
76,2 3
80,2 3 5/32
УБТС-229 228,6 9 71,4 2 13/16 З-163 NC-61
71,4 2 13/16 З-171 6 5/8FH
80,2 3 5/32 З-171 6 5/8FH
90,5 3 9/16
100 3 15/16
УБТС-241 241,3 9 1/2 71,4 2 13/16 З-185 NC-70
76,2 3 З-185 NC-70
76,2 3 З-177 7 5/8REG
90,5 3 9/16 З-171 6 5/8FH
УБТС-248 247,7 9 3/4 90,5 3 9/16 З-185 NC-70
УБТС-254 254,0 10 76,2 3 З-185 NC-70
90,5 3 9/16 З-171 6 5/8FH
90,5 3 9/16 З-185 NC-70
100,0 3 15/16 З-185 NC-70

Возможно любое сочетание диаметров и резьбы.

Трубы изготавливаются из легированных сталей с термообработкой по всей длине по ТУ 3663-033-48416997-2005г. Длина труб может быть от 6000 мм до 9450 мм.

Основные характеристики УБТС типа С

Обозначение трубы Наружный диаметр, мм Внутренний диаметр, мм Замковая резьба
УБТС-С-121 120,7 50,8 З-94 (NC-35)
З-102 (NC-38)
УБТС-С-127 127,0 57,2 З-102 (NC-38)
УБТС-С-133 133,4 57,2 З-102 (NC-38)
УБТС-С-146 146,0 57,2 З-118 (NC-44)
УБТС-С-152 152,4 57,2 З-118 (NC-44)
71,4 З-122(NC-46)
УБТС-С-159 158,8 57,2 З-118 (NC-44)
71,4 З-122(NC-46)
УБТС-С-165 165,1 57,2 З-122(NC-46)
71,4
76,2
УБТС-С-172 171,5 57,2 З-133(NC-50)
71,4
УБТС-С-178 177,8 57,2 З-133(NC-50)
71,4 З-133(NC-50)
80,2 З-147 (5 1/2FH)
90,5 З-147 (5 1/2FH)
УБТС-С-197 196,9 71,4 З-149(NC-56)
УБТС-С-203 203,2 71,4 З-147 (5 1/2FH)
80,2 З-147 (5 1/2FH)
90,5 З-171 (6 5/8FH)
УБТС-С-210 209,6 71,4 З-152  (6 5/8REG)
УБТС-С-216 215,9 71,4 З-163  (NC-61)
76,2 З-163  (NC-61)
80,2 З-163  (NC-61)
УБТС-С-229 228,6 71,4 З-163  (NC-61)
80,2 З-171 (6 5/8FH)
90,5 З-171 (6 5/8FH)
100,0 З-171 (6 5/8FH)
УБТС-С-241 241,3 71,4 З-185  (NC-70)
76,2 З-185  (NC-70)
76,2 З-177  (7 5/8REG)
90,5 З-171 (6 5/8FH)
УБТС-С-248 247,7 90,5 З-185  (NC-70)
УБТС-С-254 254,0 76,2 З-185  (NC-70)
90,5 З-171 (6 5/8FH)
90,5 З-185  (NC-70)
100,0 З-185  (NC-70)
  • УБТС со спиральными канавками применяются при бурении глубоких скважин для снижения возможности прихвата инструмента в результате уменьшения площади контакта колонны утяжеленных труб со стенками скважины.
  • Трубы изготавливаются по ТУ 3663-033-484 16997-2005.
  • Для формирования запроса необходимо указать следующие параметры:
  • наружный  диаметр трубы, диаметр канала, замковая резьба, длина трубы.

Бурение нефтяных и газовых скважин

Алмазные долота бывают трех типов: спиральные, радиальные и
ступенчатые. В спиральных алмазных долотах рабочая часть имеет спи-
рали, оснащенные алмазами, и промывочные отверстия.

Долота этого
типа предназначены для турбинного бурения малоабразивных и
среднеабразивных пород. Радиальные алмазные долота имеют рабочую
поверхность в виде радиальных выступов в форме сектора, оснащенных
алмазами; между ними размещены промывочные каналы.

Долота данного
типа предназначены для бурения малоабразивных пород средней
твердости и твердых пород как при роторном, так и при турбинном
способах бурения. Ступенчатые алмазные долота имеют рабочую
поверхность ступенчатой формы.

Они применяются как при роторном,
так и турбинном способах бурения при проходке малоабразивных мягких
и средней твердости пород.

Применение алмазных долот обеспечивает высокие скорости бурения, снижение кривизны скважин. Отсутствие опор качения и высокая
износостойкость алмазов повышают их срок службы до 200 250 ч непрерывной работы. Благодаря этому сокращается число спуско-подъемных
операций. Одним алмазным долотом можно пробурить столько же, сколько 15 20 шарошечными долотами.

Твердосплавные долота отличаются от алмазных тем, что вместо
алмазов они армированы сверхтвердыми сплавами.

Бурильные трубы предназначены для передачи вращения долоту
(при роторном бурении) и восприятия реактивного момента двигателя
при бурении с забойными двигателями, создания нагрузки на долото, по-
дачи бурового раствора на забой скважины для очистки его от
разбуренной породы и охлаждения долота, подъема из скважины
изношенного долота и спуска нового и т. п.

Бурильные трубы отличаются повышенной толщиной стенки и, как
правило, имеют коническую резьбу с обеих сторон. Трубы соединяются
между собой с помощью бурильных замков (рис. 4.20).

Для обеспечения
прочности резьбовых соединений концы труб делают утолщенными. По
способу изготовления трубы могут быть цельными и с приварными
соединительными концами (рис. 4.21).

Читайте также:  Pvc фитинги за канализация

У цельных труб утолщение концов
может быть обеспечено высадкой внутрь или наружу (рис. 4.22).

Утяжеленные бурильные трубы использую
Рис. 4.20. Бурильный замок: а – замковый ниппель; б – замковая муфта
Утяжеленные бурильные трубы использую
Рис. 4.21. Бурильные трубы с приварными соединительными концами: а – высадка внутрь; б – высадка наружу
Утяжеленные бурильные трубы использую
Рис. 4.22. Бурильная труба с высаженными концами

При глубоком бурении используют стальные и легкосплавные
бурильные трубы с номинальными диаметрами 60, 73, 89, 102, 114, 127 и
140 мм. Толщина стенки труб составляет от 7 до 11 мм, а их длина 6, 8 и
11,5 м.

Наряду с обычными используют утяжеленные бурильные трубы
(УБТ). Их назначением является создание нагрузки на долото и
повышение устойчивости нижней части бурильной колонны.

Ведущая труба предназначена для передачи вращения от ротора к
бурильной колонне (роторное бурение) и передачи реактивного момента
от бурильной колонны ротору (при бурении с забойным двигателем).

Эта
труба, как правило, имеет квадратное сечение и проходит через
квадратное отверстие в роторе.

Одним концом ведущая труба
присоединяется к вертлюгу, а другим – к обычной бурильной трубе
круглого сечения.

Длина граней ведущей трубы определяет возможный интервал
проходки скважины без наращивания инструмента. При малой длине
ведущей трубы увеличивается число наращиваний и затраты времени на
проводку скважины, а при большой – затрудняется их транспортировка.

Бурильные замки предназначены для соединения труб. Замок
состоит из замкового ниппеля (рис. 4.20, а) и замковой муфты (рис. 4.20, б).

Непрерывная многозвенная система инструментов и оборудования,
расположенная ниже вертлюга (ведущая труба, бурильные трубы с
замками, забойный двигатель и долото) называется бурильной
колонной. Ее вспомогательными элементами являются переводники
различного назначения, протекторы, центраторы, стабилизаторы,
калибраторы, наддолотные амортизаторы.

Переводники служат для соединения в бурильной колонне
элементов с резьбой различного профиля, с одноименными резьбовыми
концами (резьба ниппельная-ниппельная, резьба муфтовая-муфтовая),
для присоединения забойного двигателя и т. п. По назначению
переводники подразделяются на переходные, муфтовые и ниппельные.

Протекторы предназначены для предохранения бурильных труб и
соединительных замков от поверхностного износа, а обсадной колонны –
от протирания при перемещении в ней бурильных труб. Обычно
применяют протекторы с плотной посадкой, представляющие собой
резиновое кольцо, надетое на бурильную колонну над замком. Наружный
диаметр протектора превышает диаметр замка.

Центраторы применяют для предупреждения искривления ствола
при бурении скважины. Боковые элементы центратора касаются стенок
скважины, обеспечивая соосность бурильной колонны с ней.
Располагаются центраторы в колонне бурильных труб в местах
предполагаемого изгиба. Наличие центраторов позволяет применять
более высокие осевые нагрузки на долото.

Стабилизаторы – это опорно-центрирующие элементы для
сохранения жесткой соосности бурильной колонны в стволе скважины на
протяжении некоторых, наиболее ответственных участков. От
центраторов они отличаются большей длиной.

Калибратор – разновидность породоразрушающего инструмента
для обработки стенок скважины и сохранения номинального диаметра ее
ствола в случае износа долота. В бурильной колонне калибратор
размещают непосредственно над долотом. Он одновременно выполняет
роль центратора и улучшает условия работы долота.

Наддолотный амортизатор (забойный демпфер) устанавливают в
бурильной колонне между долотом и утяжеленными бурильными
трубами для гашения высокочастотных колебаний, возникающих при
работе долота на забое скважины.

Пример компоновки бурильной колонны показан на рис. 4.23.

Утяжеленные бурильные трубы использую
Рис. 4.23.

Утяжеленные бурильные трубы с замками УБТСЗ

    В некоторых
случаях при бурении скважин, с целью повыше­ния износостойкости резьбы и
прочности резьбового соединения, облегчения процесса ремонта, применяют
утяжеленные буриль­ные трубы с замками с коническими стабилизирующими поясками
(рис. 1.

) Замок УБТСЗ изготовляется высокопрочным с меха­ническими
свойствами по ГОСТ 5286—75 из стали марок 40ХН, 40ХН2МА.

Изношенный замок может
быть легко заменен непос­редственно на буровой с использованием установки,
размещенной на автомашине (трубы с замком собирают горячим способом).

Утяжеленные бурильные трубы использую

Утяжеленные бурильные трубы с замками УБТСЗ

ВНИИБТ разработаны кон­струкции УБТСЗ диаметрами 146,
178, 203 и 229 мм. Для соедине­ния трубы с замком применена трапецеидальная
резьба ТТ бурильных труб ВК, НК (типы 3, 4 по ГОСТ 631—75): ТТ112х5,08х Х1:32,
ТТ132Х5,08Х1:32, ТТ140Х Х5,08Х1:32 и ТТ160Х5,08Х1:32. 

    Отношение
большего диаметра посадки к длине стабилизирую­щего пояска принято 1,1—1,5, а
диаметра охватывающей детали (замка) к охватываемой (тру­бе—1,2.

С целью повышения износо­стойкости и прочности
резьбовых соединений и экономии легированных сталей применяют утяжелен­ные
бурильные трубы с приваренными высокопрочными концами.

Утяжеленные бурильные трубы использую

Размеры утяжеленных бу­рильных   труб  
УБТСЗ:

а — замок;    6 — труба

   Приварка
может быть осуществлена методами дуговой (под слоем: флюса) или контактной
электросварки. Резьбовые концы длиной; 400—1500 мм изготовляют из легированной
стали с механическими, свойствами по ГОСТ 5286—75. После приварки шов подверга­ется
термообработке.

Для повышения
износостойкости и прочности рекомендуется в УБТ применять резьбу IV
профиля по ГОСТ 5286—75, т. е. 3-102 вместо 3-101 и 3-122 вместо 3-121.
Использование такого профи­ля повышает износостойкость и прочность резьбовых
соединений: примерно на 20—30%.

  • Для
    повышения динамической прочности и износостойкости при бурении в особо тяжелых
    условиях рекомендуется применение профилей резьб МК и СК-90 с увеличенным шагом
    (7 и 8 мм).
  • Износостойкость
    резьбы МК с крупным шагом (8мм) повышается на 60—65%, а предел выносливости —
    на 25%.
  • Резьбы СК-90
    с углом профиля 90° рекомендуется применят в нижней части бурильной колонны при
    роторном способе бурения и больших затратах энергии на вращение колонны
    бурильных труб.
  • В рационально
    сконструированном резьбовом соединении УБТ отношение моментов сопротивления
    опасного сечения резьбы муф­ты к моменту сопротивления опасного сечения резьбы
    ниппеля, по экспериментальным данным, должно быть WM/WH=2,l, где WM —
    осевой момент сопротивления опасного сечения муфты на расстоя­нии 10 мм от
    меньшего торца ниппеля; WH — осевой момент соп­ротивления опасного сечения
    ниппеля на расстоянии 24 мм от упорного уступа.
Читайте также:  Ручной инструмент для монтажа трубопроводов

   Учитывая
износ по наружному диаметру муфты, это отношение увеличивают на 20—30%. Во всех
случаях, когда меньше 2,1, раз­рушение будет происходить по муфте резьбового
соединения.

Труба бурильная утяжеленная сбалансированная (УБТС) — Мотовилиха

  Утяжеленные бурильные трубы использую

Предназначена для создания осевой нагрузки на долото и увеличения жесткости бурильных колонн. УБТС со спиральными канавками применяются при бурении глубоких скважин для снижения возможности прихвата инструмента ввиду уменьшения площади контакта колонны утяжеленных труб со стенками скважины.

Подробно о ценах, наличии и условиях доставки продукции можно узнать по телефонам 

+7 (342) 264-70-17, 264-70-53

ВНИМАНИЕ! По просьбам наших уважаемых клиентов мы публикуем расширенные параметры утяжеленных бурильных и ведущих труб. Теперь Вы можете узнать массу погонного метра трубы и максимально допустимые моменты свинчивания резьб. 

Скачать файл с уточненной номенклатурой труб УБТС, ТБТ, ВБТ.

Технические характеристики
Нормативная документация ТУ 3 РГ 200-2003, API Spec 7-1
Длина, мм 4 500… 9 450
Типы УБТС
  • A – гладкие без проточек Б – с проточками под элеватор и клиновой захват Л – с проточкой под элеватор С – с проточками под элеватор и клиновой захват и со спиральными канавками СЛ – с проточками под элеватор и со спиральными канавками CM – с проточкой под клиновой захват и cо спиральными канавками EC – без проточек со спиральными канавками
  • /1 – освоена технология армирования твердосплавной наплавкой
  • ВП — исполнение с внутриполимерным покрытием

Утяжеленные бурильные трубы использую

Обозначение трубыНаружный ØВнутренний ØØ проточки под элеваторØ проточки под клиновой захватТип резьбыммдюймыммдюймыммммГОСТ 28487-2018API Spec 7-2
УБТС-79 79 3 1/3 32 1 1/4 65 73 З-65 NC23
УБТС-89 89 3 1/2 38  1 1/2 73 82 З-73 NC26
УБТС-95 95 3 3/4 32 1 1/4 З-86 NC31
38 1 1/2
УБТС-105 105 4 1/8 32 1 1/4 89 102
38 1 1/2
46 1 13/16
51 2   
57 2 1/4
УБТС-108 108 4 1/4 32 1 1/4
38 1 1/2
46 1 13/16
51 2   
УБТС-121 121 4 3/4 46 1 13/16 102 114 З-94 3-102 NC35 NC38
51 2   
57 2 1/4
УБТС-127     127 5 51 2    114 114 3-102 NC38
56 2 1/4
57 2 1/4
УБТС-133 133 5 1/4 51 2   
56 2 1/4
57 2 1/4 З-102 З-108
68 2 2/3
УБТС-146 146 5 3/4 56 2 1/4 130 140
  1. 3-118 3-121
  2. 3-122
  • NC44 4 1/2 FH
  • NC46
57 2 1/4
68 2 2/3
71 2 13/16
75 3   
УБТС-152 152 6    56 2 1/4
71 2 13/16
УБТС-159 159 6 1/4 57 2 1/4 143 146 3-118 3-122 NC44 NC46
71 2 13/16
УБТС-165 165 6 1/2 56 2 1/4
57 2 1/4 146 152
  1. 3-121 3-122
  2. 3-133
  • 4 1/2 FH NC46
  • NC50
71 2 13/16
75 3   
76 3   
УБТС-171 171 6 3/4 57 2 1/4 152 159 3-122 3-133 NC46 NC50
71 2 13/16
УБТС-178 178 7    57 2 1/4 159 168 3-133 3-147 NC50 5 1/2 FH
71 2 13/16
80 3 1/3
90 3 17/32
УБТС-184 184 7 1/4 71 2 13/16 168 178 3-133 3-147 NC50 5 1/2 FH
76 3   
80 3 1/3
УБТС-197 197 7 3/4 71 2 13/16 178 189 3-149 3-163 NC56 NC61
76 3   
80 3 1/3
УБТС-203 203 8    71 2 13/16 194
  1. 3-147 3-149 3-152 3-163
  2. 3-171
  • 5 1/2 FH NC56 6 5/8 REG NC61
  • 6 5/8 FH
76 3   
80 3 1/3
90 3 17/32
100 3 15/16
УБТС-210 210 8 1/4 71 2 13/16 178 194
  1. 3-152 3-149 3-163
  2. 3-171
  • 6 5/8 REG NC56 NC61
  • 6 5/8 FH
76 3   
80 3 1/3
90 3 17/32
100 3 15/16
УБТС-216 216 8 1/2 71 2 13/16 194 203 3-163 3-177 NC61 7 5/8 REG
76 3   
80 3 1/3
90 3 17/32
100 3 15/16
УБТС-229 229 9    71 2 13/16 219
  1. 3-152 3-163
  2. 3-171
NC61 6 5/8 FH
76 3   
80 3 1/3
90 3 17/32
100 3 15/16
УБТС-241 241 9 1/2 76 3    219 229 3-171 3-177 6 5/8 FH 7 5/8 REG
80 3 1/3
90 3 17/32
100 3 15/16
УБТС-248 248 9 3/4 76 3    235 З-152 3-185 6 5/8 REG NC70
80 3 1/3
90 3 17/32
100 3 15/16
УБТС-254 254 10    76 3    245 3-171 3-185 6 5/8 FH NC70
80 3 1/3
90 3 17/32
100 3 15/16
УБТС-279 279 11 76 3    245 273 3-171 3-201 6 5/8 FH 8 5/8 REG
80 3 1/3
90 3 17/32
100 3 15/16

* Возможны иные исполнения по требованию заказчика.

Каталог «Нефтепромысловое и буровое оборудование» скачать.

  • Контакты: 
  • Крутилкин Алексей Игоревич
  • Руководитель группы — ведущий менеджер по продажам
  • тел. +7 (342) 264-70-17, +7 (342) 264-70-53

2 главных категории нефтяных трубок: от добычи до транспортировки

Нефтяные трубки применяют и при добыче, и во время транспортировки нефти. Классификация трубопроводов достаточно обширна — причём каждый из видов нефтяных трубопроводных изделий обладает своими уникальными характеристиками и свойствами.

Читайте также:  Технология сварки трубы 426 мм

В нефтяной промышленности используется очень много разноколиберных труб

  • В этой статье говорится о том, какие нефтепроводные коммуникации используют нефтяники: какие трубы нефтяного сортамента (виды трубопроводов) ставят при возведении нефтепровода, какое оборудование для бурения скважин используют и др.
  • Кроме того, в этом материале рассмотрены виды нефтяных скважин и основные способы эксплуатации скважин.
  • нефтепромысловые;
  • трубки для транспортировки нефти.

Нефтепромысловые трубные изделия бывают 3 видов:

  1. обсадные;
  2. бурильные;
  3. насосно-компрессорные.

Трубки для добычи нефти: обсадные, для скважин с резьбовыми соединениями

Обсадные трубки предотвращают такие негативные последствия работы подобных трубопроводных изделий:

  • деформация стенки скважины;
  • смещение пластов;
  • деформация нефтедобывающего оборудования;
  • остановка транспортировки нефтяных продуктов.

Обсадные варианты труб обязательно нужны для добычи нефти

  1. Обсадные трубопроводные элементы имеют диаметр, равный 114—508 миллиметров (мм), а толщина трубных стенок составляет 5–16 мм.
  2. Подобные трубопроводные изделия изготавливают по конкретным нормативным документам:
  • ГОСТ 632–80,
  • Ту 14–3р-76–2004,
  • Ту 14–3р-29–2007 и др.

Во время добычи чёрного золота в качестве обсадных применяют 2 типа трубопроводных изделий:

  1. трубки, которые имеют двухстороннюю нарезанную трубную резьбу;
  2. трубопроводные элементы, которые оснащены резьбой под муфту;
  3. трубы, имеющие безмуфтовые раструбные соединения.

Нужно иметь в виду специфику применения обсадной трубы — в подобной ситуации монтажники обращают внимание на минимальный внешний диаметр раструбов и муфт, который практически равен внешнему диаметру трубопроводного изделия.

Бурильные трубы нефтяного сортамента: диаметр, производство, размеры, вес, ГОСТ

Для того чтобы пробурить скважину, нефтяники используют бурильные трубы. Бурение скважин заключается в том, что бурильное трубное изделие передаёт вращающий момент с буровой установки на резцы, которые бурят землю, различные породы или скалы. Бурильные утяжелённые трубы выдерживают максимальное давление при добыче черного золота.

Бурильные трубы должны быть максимально прочными

Бурильные трубопроводные изделия изготавливают по таким техническим документам:

  • ГОСТ Р 50278–92,
  • Ту 14-161-175-98,
  • Ту 14–3р-76–2004 и др.

Буровые трубы имеют внешний диаметр, равный 60,3–139,7 мм, а толщина трубной стенки равна 7,1–10,5 мм.

Утяжелённые бурильные трубы имеют такие технические особенности:

  1. такие трубопроводные изделия являются бесшовными трубами;
  2. в процессе изготовления рабочие оснащают бурильные трубы наваренным замком;
  3. сварные швы должны быть ровными — без дефектов. Подобные швы выводят трубопроводное изделие за пределы максимального допуска по диаметру;
  4. сварные трубные швы подвергаются термообработке — рабочие закаливают их;
  5. сварное трубопроводное соединение производители проверяют не только на качество шва, но и на изгиб.

Суровость требований понятна если от трубопроводного изделия отвалился замок, то это приводит к остановке оборудования — при извлечении из скважины буровой установки или при бурении ещё 1 скважины.

Общая схема буровой установки не так проста, как кажется

Буровая установка состоит из таких компонентов:

  • 1 – бурильная вышка;
  • 2 – бурильные насосы;
  • 3,4 – обсадные и буровые трубы;
  • 5 – турбобур;
  • 6 – долото;
  • 7 – ротор;
  • 8 – бурильные лебёдки;
  • 9 – вертлюг;
  • 10 – талевая система.

Насосно — компрессорные трубы в нефтяной промышленности:

Насосно-компрессорную трубку нефтяники погружают внутрь скважины — и в итоге через подобную трубу наружу вытекает нефть.

Насосно — компрессорная нефтяная труба имеет такие свойства:

  • является прочным трубным изделием. Глубина скважины равна 100 и более метрам. При такой длине скважины вес трубопроводного изделия огромен, и по ней течёт нефть;
  • герметично соединяется с остальными трубопроводными участками.

Насосно-компрессорную трубку изготавливают по таким нормативным документам:

Именно через НКТ вытекает нефть туда куда надо

  • Насосно-компрессорные трубки соединяют 2 способами:
  • Подобные трубные соединения должны быть равны диаметру трубы.

В целях установления герметичности трубных соединений нефтяники смазывают трубки перед стыковкой. В подобной ситуации смазка предотвращает образование на трубной резьбе задиров и коррозии.

Насосно-компрессорные трубки проходят гидравлические испытания. Ведь разрыв трубы приводит к появлению у нефтяников серьёзных проблем — в итоге расходы на испытания себя окупают. Классификация нефтяных трубопроводов проста и каждый сможет ее запомнить.

Трубки для транспортировки нефти:

По таким нефтяным трубкам нефтяники транспортируют чёрное золото.

Трубки для транспортировки нефтяных продуктов обладают такими эксплуатационными условиями:

  1. давление внутри нефтепроводной системы равно 10–12 МПа. Нефть является вязким материалом — в итоге,потери на трение о трубные стенки замедляют движение чёрного золота.В подобной ситуации монтажники оснащают нефтепроводные системы подпорными насосами, которые увеличивают скорость течения нефти по трубопроводу;
  2. на внутренней трубной поверхности не образуется металлической коррозии (ржавчины);
  3. строительство 1 нефтепровода, который имеет большой диаметр, дешевле возведения 10 небольших нефтяных трубопроводов. В итоге нефтяники ставят только большие нефтепроводные системы;
  4. при возведении нефтепровода монтажники чаще пользуются не бесшовными, а электросварными трубами, которые прочнее первых;
  5. производители не покрывают внутреннюю поверхность нефтепроводных трубок антикоррозионным раствором. Снаружи нефтепроводные системы покрывают битумной мастикой.

Трубки для транспортировки нефти имеют диаметр, равный 114–1420 мм. Толщина стенки электросварной трубы составляет 4 мм; бесшовной — 32 мм как максимум.

Подобные трубные изделия изготавливают по различным техдокументам, в том числе и по ГОСТ 20295–85. В этом документе говорится об основных требованиях к производству сварных трубок.

Используя специальные техрегламенты, производители изготавливают нефтяные трубки для районов Крайнего Севера, в которых нефтепроводы работают при низких температурах, и трубопроводные изделия для подводных нефтепроводных систем и др.

В итоге производители изготавливают много оригинальных нефтяных трубных изделий, которые уникальны не только по своим габаритам, но и отличаются друг от друга технологией установки нефтепровода.

Кроме того, некоторые нефтяные трубки имеют специфические эксплуатационные характеристики. Нефтяные трубопроводы широко используются в энергетической отрасли и должны быть по максимуму качественными.

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector