Лейнированные насосно-компрессорные трубы

Министерство образования и науки Российской Федерации
Уральский федеральный университет
имени первого Президента России Б. Н. Ельцина

Н. А. Богатов, А. А. Богатов, Д. Р. Салихянов

ЛЕЙНИРОВАННЫЕ 
НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ 
ТРУБЫ

Учебное пособие

Рекомендовано методическим советом
Уральского федерального университета
для студентов, обучающихся по направлениям
22.03.02, 22.04.02 — Металлургия
и 22.03.01, 22.04.01 — Материаловедение 
и технологии материалов

Екатеринбург
Издательство Уральского университета
2017

УДК 621.774(075.8)
ББК 34.748.1я73
         Б73

Рецензенты: 
кафедра «Машины и технологии обработки материалов давлением»  
Южно-Уральского государственного университета (завкафедрой проф., 
д-р техн. наук В. Г. Шеркунов);
А. В. Выдрин — д-р техн. наук, проф., начальник отдела технологии производства 
труб ОАО «РосНИТИ»

Научный редактор — проф., д-р техн. наук С. В. Смирнов

 
Богатов, Н. А.
Б73    Лейнированные насосно-компрессорные трубы : учебное пособие / 
Н. А. Богатов, А. А. Богатов, Д. Р. Салихянов. — Екатеринбург : Изд-во 
Урал. ун-та, 2017. — 96 с.

ISBN 978-5-7996-2039-4

В основе книги лежат технологические процессы производства лейнирован-
ных насосно-компрессорных труб, предназначенных для эксплуатации на нефтяных 
скважинах, осложненных в коррозионном отношении. Указанные трубы являются 
разновидностью слоистых композиционных труб, применение которых 
позволит многократно повысить эксплуатационный ресурс внутрискважинного 
оборудования. Последовательно описаны отличительные особенности технологии 
изготовления лейнированных насосно-компрессорных труб.
Предназначено для студентов (бакалавров и магистрантов) и аспирантов, обучающихся 
по направлениям 22.03.02; 22.04.02 — Металлургия и 22.03.01; 22.04.01 — 
Материаловедение и технологии материалов.

Библиогр.: 41 назв. Табл. 20. Рис. 49.

УДК 621.774(075.8)
ББК 34.748.1я73

ISBN 978-5-7996-2039-4 
© Уральский федеральный

 
     университет, 2017

Оглавление

Введение ...........................................................................................................5

ГЛАВА 1. Условия эксплуатации насосно-компрессорных труб 
в современных условиях нефтедобычи ...........................................................7

ГЛАВА 2. Сведения о производстве насосно-компрессорных труб ............14
2.1. Производство бесшовных труб ...............................................................14
2.2. Производство сварных труб ....................................................................16
2.3. Сортамент и требования нормативно-технической документации ......17
2.4. Финишные операции изготовления и контроля качества 
        насосно-компрессорных труб.................................................................23

ГЛАВА 3. Технологические схемы изготовления лейнированных 
насосно-компрессорных труб .......................................................................26
3.1. Сопоставление эксплуатационного ресурса лейнированных труб 
        с трубами традиционного исполнения ...................................................26
3.2. Требования к изготовлению лейнированных 
        насосно-компрессорных труб.................................................................28
3.3. Технологические схемы изготовления лейнированных 
        насосно-компрессорных труб.................................................................32

ГЛАВА 4. Повышение точности внутреннего канала 
насосно-компрессорных труб способом раздачи на оправке ......................40
4.1. Особенности формоизменения при раздаче на оправке .......................40
4.2. Точность труб и оценка эффективности калибрования 
        на оправке ................................................................................................52
4.3. Оптимальная форма оправки для калибрования внутреннего 
        канала труб ..............................................................................................57

Оглавление

ГЛАВА 5. Изготовление лейнированных насосно-компрессорных труб 
способом совместной раздачи на оправке ....................................................68
5.1. Особенности формоизменения при совместной деформации 
        насосно-компрессорной трубы и лейнера .............................................68
5.2. Результаты экспериментального исследования производства 
        и эксплуатации в промысловых условиях лейнированных 
        насосно-компрессорных труб.................................................................87

Заключение ....................................................................................................90

Список библиографических ссылок .............................................................91



Введение

В 

России ежегодно добывается более 500 млн т нефти, экс-
плуатируется 150 тыс. добывающих нефтяных скважин. Экс-
плуатационный фонд насосно-компрессорных труб (НКТ) 
в нефтяной промышленности России составляет 3,5 млн т. Трубная 
промышленность России и поставки труб по импорту ежегодно пре-
доставляют нефтегазовому комплексу 430–450 тыс. т НКТ, в том числе 
нефтяным компаниям 350 тыс. т. На укомплектование вновь постро-
енных нефтяных скважин требуется 120–130 тыс. т, остальные 220–
230 тыс. т используются на замену изношенных. Как показывает прак-
тика, долговечность НКТ зависит от условий эксплуатации, выбора 
материала труб и способа защиты нефтедобывающего оборудования.
Следует отметить, что в условиях осложненной добычи нефти из-за 
интенсивного воздействия агрессивных сред в совокупности с экс-
плуатационными нагрузками среди прочего вида внутрискважинного 
оборудования наиболее расходуемым являются НКТ. Выход из строя 
труб несет в себе как прямые потери, связанные с ремонтом или заме-
ной труб на новые, так и косвенные, связанные с простоем скважин.
В целях сохранения металлофонда и повышения срока службы НКТ 
требуются новые инновационные способы повышения их эксплуата-
ционных характеристик. В мировой практике нашли широкое приме-
нение биметаллические и композиционные материалы взамен моно-
металлических. За счет использования двух разнородных материалов 
удается более полно удовлетворить всем выдвигаемым требованиям 
по механической прочности и коррозионной стойкости труб.
Применительно к нефтедобывающей отрасли использование биме-
таллических или композиционных труб позволяет использовать угле-
родистую сталь, имеющую невысокое сопротивление коррозионному 
разрушению, в качестве основы, а дорогостоящую коррозионно-стой-
кую сталь в качестве внутреннего плакирующего слоя. В результате 

Введение

срок эксплуатации многократно увеличивается при незначительном 
увеличении стоимости труб. Получение слоистых композиционных 
труб возможно несколькими принципиально разными путями: фор-
мовка и продольная сварка биметаллического листа, жидкостная диф-
фузионная сварка по поверхностям разделов, сварка взрывом, центро-
бежное литье труб, горячее изостатическое прессование и т. д., в том 
числе и лейнирование, которое заключается в совместной раздаче вну-
тренней коррозионно-стойкой вставки и внешней трубы. В нефте-
газодобывающей отрасли имеется положительный опыт испытаний 
опытно-промышленных партий труб из слоистых композиционных 
материалов в береговых (on-shore) и морских (off-shore) нефтяных 
скважинах. Такие трубы преимущественно изготовляют совместной 
гидравлической раздачей на гидропрессах.
В настоящем учебном пособии изложены варианты технологиче-
ского процесса изготовления лейнированных насосно-компрессор-
ных труб, рассмотрены достоинства и недостатки, проведено анали-
тическое сопоставление технологических схем.



ГЛАВА 1.  
Условия эксплуатации  
насосно-компрессорных труб 
в современных условиях нефтедобычи

В 

мировой практике условия добычи нефти претерпели суще-
ственные изменения — за последние несколько десятков лет 
разработка нефтяных скважин была сопряжена со значитель-
ными трудностями. Освоение новых месторождений для нефтедобы-
чи смещается все в более труднодоступные регионы с неблагоприят-
ными горно-геологическими и природно-климатическими условиями 
для всех видов работ (бурение, обустройство и эксплуатация скважин), 
а также не имеющими ни производственной, ни социальной инфра-
структуры.
Нефтедобыча в обустроенных и давно освоенных регионах затруд-
нена. Большинство скважин в России, открытых 30–50 лет назад, на-
ходится на завершающей стадии освоения, которая характеризуется 
сокращением дебита скважин, высокой обводненностью добываемо-
го флюида и усилением, как следствие, коррозионного воздействия 
на внутрискважинное оборудование (ВСО).
Рентабельность нефтебизнеса во многом определяется совокупны-
ми затратами на приобретение, обслуживание, поддержание в рабо-
чем состоянии и ремонт ВСО. Среди глубинно-насосного оборудова-
ния (насосные штанги (НШ), штанговые глубинные насосы (ШГН), 
установки электроцентробежных насосов (УЭЦН)) наиболее уязви-
мыми являются насосно-компрессорные трубы, которые занимают 
значительную долю ВСО как в весовом, так и в стоимостном выра-
жении. Это подтверждается большим количеством работ, посвящен-
ных анализу коррозионного разрушения НКТ и поиску их оптималь-
ной защиты от коррозионного воздействия [1–7]. В качестве примера 

ГЛАВА1.Условияэксплуатациинасосно-компрессорныхтрубвсовременныхусловияхнефтедобычи

можно привести результаты анализа причин отказов глубинно-насо-
сного оборудования (ГНО) на 301–303 залежах нефтегазодобывающе-
го управления (НГДУ) «Лениногорскнефть», которые показали, что 
доля отказов по причине выхода из строя НКТ является преоблада-
ющей и составляет 61 % среди общего количества отказов (рис. 1) [8].

oтказы 
оборудования
отказы НКТ
отказы штанг
отказы насосов, 
ПЭД

5 месяцев 2013 г.
84
53
17
14

5 месяцев 2014 г.
75
46
12
17

84

53

17
14

75

46

12
17

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Количество ремонтов, шт.

Рис. 1. Ремонты на скважинах залежей 301–303 за 5 месяцев 2013 и 2014 гг.

К факторам, влияющим на коррозионную стойкость сталей НКТ, 
относят:
1) качество металла трубы (химический состав, содержание и со-
став неметаллических включений, структура стали, состояние 
поверхности);
2) содержание агрессивных компонентов — углекислого газа (CO2), 
сероводорода (H2S), ионов хлора (Cl) и кислорода (O2);
3) зараженность объекта сульфат-восстанавливающими и тионо-
выми бактериями;
4) обводненность скважины;
5) напряженно-деформированное состояние НКТ в подвеске ВСО;
6) гидродинамические условия транспортирования ЖС;
7) интенсивность гидроабразивного износа НКТ;
8) температура в скважине;
9) водородный показатель pH среды.
В зависимости от преобладания тех или иных факторов насосно-
компрессорные трубы могут выходить из строя по различным при-

ГЛАВА1.Условияэксплуатациинасосно-компрессорныхтрубвсовременныхусловияхнефтедобычи

чинам: коррозионное отверстие в НКТ; трещина в теле НКТ; износ 
НКТ истиранием; износ и утечки по резьбе. Однако наиболее опасны-
ми причинами разрушения металла труб являются: образование язв, 
питтингов вследствие углекислотной коррозии; хрупкое разрушение 
металла (обрыв колонны НКТ) вследствие сульфидного коррозионно-
го растрескивания под напряжением [9–10]. Типичный вид коррози-
онного разрушения труб представлен на рис. 2, на котором видны яз-
венные поражения отдельных участков внутренней поверхности труб.

Рис. 2. Коррозионное разрушение насосно-компрессорных труб

Для различных регионов России характерно свое сочетание групп 
факторов, вызывающих 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 приве-
сти к существенному росту скорости коррозии [1].

ГЛАВА1.Условияэксплуатациинасосно-компрессорныхтрубвсовременныхусловияхнефтедобычи

В условиях осложненной добычи средняя наработка на отказ НКТ 
оказывается в несколько раз ниже нормативного срока службы труб. 
Как показывает практика нефтедобычи, на отдельных месторождени-
ях отмечены случаи образования сквозных язвенных отверстий в НКТ 
из стали 30Г2 в течение двух месяцев, а из сталей типа 30ХМА — в те-
чение четырех месяцев эксплуатации в условиях повышенного содер-
жания CO2 [4]. В среднем нормативный срок службы НКТ в условиях 
повышенной коррозионной активности составляет менее 1,5 лет, что 
не удовлетворяет требованиям потребителей [11]. Исследование кор-
розионной стойкости трех наиболее применяемых групп 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 сни-
жению скорости углекислотной коррозии в десятки раз (см. рис. 3). Од-
нако следует отметить, что нержавеющие стали (20Х13) остаются под-
верженными 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 неиз-
бежными затратами материальных и финансовых ресурсов. По этой 
причине проблема повышения эксплуатационного ресурса насосно-
компрессорных труб является одной из самых актуальных в нефтедо-
бывающей отрасли.
Существует несколько направлений повышения эксплуатационного 
ресурса НКТ. К числу наиболее применяемых в нефтебизнесе относятся: 
применение ингибиторов коррозии, защитных покрытий, коррозион-
но-стойких материалов и технологии ремонта НКТ [5, 10, 12, 13]. Каж-
дый из способов имеет свои преимущества и недостатки, и чаще всего 
для защиты оборудования применяются одновременно несколько спо-
собов. Применение и эффективность ингибирования зачастую ограни-
чены температурой, давлением и гидродинамическими условиями до-
бычи в скважине. При использовании защитных покрытий существует 
риск его отслоения и проявления локальной коррозии. Несмотря на вы-
сокие антикоррозионные свойства стеклопластиковых труб, их приме-
нение также ограничено температурой эксплуатации и давлением из-за 
их низкого сопротивления ползучести. Кроме того, внедрению стекло-

ГЛАВА1.Условияэксплуатациинасосно-компрессорныхтрубвсовременныхусловияхнефтедобычи

пластиковых труб препятствуют проблемы в области соединения и от-
сутствие нормативной базы их применения, а в условиях высоких дав-
лений и температур их применение и вовсе запрещено [13].

10

(psi)

100
1000

23,5
38,5
300

200

100

мм/г

0

10
0,01
0,1
1
0 01
0

1

2

3

4

5

6

7

8

Раствор 3,5% NaCl

Углеродистая сталь 
Низколегированная сталь 
Нержавеющая сталь 13Cr 
Нержавеющая сталь дуплекс 

3

4

5

Скорость коррозии, мм/год

Парциальное давление СО2 (МПа) 

Температура: 80 °С (176 °F) 

Рис. 3. Скорость коррозии трубных сталей в коррозионно-агрессивных средах [3]

Большое количество работ [13–16] посвящено оптимизации вы-
бора коррозионно-стойких марок стали и сплавов (corrosion resistant 
alloys, CRA) для неблагоприятных условий добычи нефти. Показана 
высокая эффективность применения в качестве материала труб мар-
тенситных и аустенитных нержавеющих сталей с содержанием хрома 
не менее 13 %, сталей с высоким содержанием никеля и хрома, никелевых 
сплавов, а также ферритных сталей с содержанием хрома 22–25 % 

ГЛАВА1.Условияэксплуатациинасосно-компрессорныхтрубвсовременныхусловияхнефтедобычи

(стали AISI-410, 13Cr, 22Cr, сплавы 28, 825, 625, 2550 и C276). С целью 
рационального выбора стали для конкретных условий нефтедобычи 
определены границы применения каждой марки коррозионно-
стойкой стали в зависимости от температуры, содержания углекислого 
газа и сероводорода, и на их основе разработаны номограммы выбора 
сталей в графической форме [14]. Однако из-за высокой стоимости 
этих сталей их применение не всегда экономически целесообразно.
Одним из способов увеличения срока службы НКТ следует считать 
технологии ремонта НКТ и повторный их ввод в эксплуатацию. Для 
этого нефтяными и нефтегазовыми компаниями созданы сервисные 
службы. Трубы с недопустимой глубиной дефектов (25–30 % от номинальной 
толщины стенки) направляются в нефтесервисную компанию 
на ремонт, который обычно состоит из следующих операций:
· приемка труб и сопроводительной документации;
· свинчивание муфт и отрезка концов труб с резьбой;
· мойка НКТ в воде при температуре 65–80 °C, насыщенной моющими 
средствами;
· осмотр и сортировка труб по типоразмерам (D×S×L) и качеству — 
пригодные или не пригодные для ремонта по существующей технологии;
· 
шаблонирование концевых участков труб;
· неразрушающий контроль НКТ;
· вырезка дефектных участков труб;
· нанесение антикоррозионного покрытия на наружную и внутреннюю 
поверхность труб;
· нарезание резьбы, контроль качества резьбы;
· навинчивание новых муфт НКТ;
· гидравлическое испытание;
· шаблонирование труб по всей длине;
· замер длин и маркировка труб;
· консервация и упаковка;
· складирование и отгрузка труб потребителю.
Ремонт труб экономически целесообразен в том случае, если ее длина 
после вырезки дефектных участков будет не менее 5,5 м. Основными 
недостатками существующей технологии ремонта являются большие 
отходы металла и пониженный срок службы отремонтированных 
НКТ по сравнению с новыми, т. к. дефекты и язвы коррозионного происхождения, 
образовавшиеся во время первого срока эксплуатации,