В себестоимость нефти, добываемой российскими нефтяными компаниями, 35–40 % составляют затраты на поддержание парка насосно-компрессорных труб (НКТ) и муфт для них. Известно, что более 50 % аварий трубных подвесок происходит по вине резьбовых соединений.
Принципиально новая технология ремонта и контроля, бывших в эксплуатации, а также новых НКТ и муфт для них, направлена на общее повышение ресурса и перевод ремонта из затратной в доходную составляющую нефтяной компании. Такая технология представляет автоматизированный контроль геометрических параметров резьбы на 75–80 % ее поверхности. Контроль осуществляется специальными устройствами, входящими в состав автоматизированного цеха или участка и реализующими функции малолюдной технологии.
При этом применение автоматизированных устройств контроля гарантирует:
• высокую надежность как самого процесса контроля, так и характеристик, оцениваемых на базе объективных критериев отбраковки;
• высокую производительность всего комплекса подготовки муфт и труб, обеспечиваемую автоматизацией всех операций по технологической схеме;
• повышение герметичности резьбовых соединений, что обеспечивает снижение уровня потерь по текущей добыче нефти;
• возможность автоматизированного документооборота по всем операциям и прогнозирование сроков проведения профилактических и ремонтных работ на скважинах, оборудованных подвесками из муфт и труб, прошедших цикл контрольных операций;
• ежегодное сокращение объемов закупок муфт и труб на 30–40% по сравнению с традиционной технологией.
Необходимость автоматизированного контроля резьбовых параметров НКТ и муфт по сравнению с технологией ручного контроля связана со следующим:
• возможностью контроля большого числа геометрических параметров резьбы (6–12) различных типоразмеров изделий на одной измерительной позиции без изменения условий базирования;
• возможностью использования единственной измерительной головки вместо 6–12 специализированных ручных измерительных приборов;