Насосно-компрессорная труба и способ ее изготовления

Предложенная группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к насосно-компрессорным трубам с комплексным защитным покрытием от агрессивного воздействия рабочей среды и способу ее изготовления. Техническим результатом является увеличение срока службы насосно-компрессорных труб за счет повышения эффективности защиты от отложений и абразивного, гидроабразивного и коррозионного износа. Способ изготовления насосно-компрессорной трубы включает формирование на ее внутренней поверхности защитного покрытия. При этом защитное покрытие представляет собой, по меньшей мере, один слой полиуретанового покрытия, содержащего мочевинные группы, массовая доля которых в покрытии составляет от 6 до 14%. Суммарная толщина покрытия ограничена диапазоном от 10 до 500 мкм. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

Изобретение предназначено для использования в нефтегазодобывающей промышленности, преимущественно для комплексной защиты скважинного оборудования от агрессивного воздействия рабочей среды. В частности изобретение относится к защите насосно-компрессорных труб (НКТ) от коррозии, абразивного и гидроабразивного износа, асфальто-смоло-парафиновых и солевых отложений. Изобретение также предназначено для увеличения износостойкости и коррозионной стойкости резьбы НКТ, повышения герметичности резьбовых соединений колонны НКТ в диапазоне рабочих давлений до 105 МПа и температуры рабочей среды от минус 70 до плюс 150…200°С.

Опыт механизированной эксплуатации скважин на нефтяных месторождениях показывает, что в течение последнего времени наблюдается существенное ухудшение эксплуатационных условий скважинного оборудования. Основными осложняющими факторами, влияющими на работу погружного оборудования для добычи нефти и связанными с ними колоннами насосно-компрессорных труб, являются: повышенное содержание в пластовой жидкости воды и газа;

высокая минерализация перекачиваемой пластовой жидкости; повышенное содержание сероводорода, сульфатредуцирующих и других бактерий; наличие мехпримесей, солей и парафинов в пластовой жидкости. Температурный режим пластовой жидкости на глубине скважины в подавляющем большинстве находится в пределах 120-150°С. При обработке скважин от асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) острым паром температура внутри колонны НКТ кратковременно достигает 200°С.

Высокая агрессивность пластовой жидкости приводит к интенсивной коррозии погружного оборудования и колонны НКТ, при этом, в частности, очень сильно разрушаются как стенки трубы, так и резьбовое соединение колонны НКТ, что приводит к потере герметичности колонны и полному выходу из строя труб и муфт НКТ. В скважинах с высокой агрессивностью пластовой жидкости, и особенно при повышенном содержании сероводорода в зависимости от его концентрации срок эксплуатации НКТ без защитного покрытия до появления сквозных дырок измеряется от года до двух недель.

Крайне негативное влияние оказывают асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО). В процессе нефтедобычи капли нефти при всплытии охлаждаются, что сопровождается аномальным повышением вязкости поверхностной пленки капли нефти. В результате поверхностный слой приобретает липкость и легко откладывается из-за своей активности на поверхности нефтепромыслового оборудования. При этом происходит кристаллизация более половины парафина, находящегося в нефти. Часть нефти, прилегающая к более холодной стенке НКТ, загустевает и прилипает к стенке трубы. В результате образуется неподвижный слой АСПО, где микрокапли воды служат армирующим материалом. В этом слое происходит дальнейшее уплотнение отложений, которые со временем перекрывают все сечение подъемной трубы. Образование стойких эмульсий в скважинах в совокупности с выпадением АСПО в пласте приводит к значительному снижению добычи нефти.

Другой причиной, снижающей эффективность работы скважин, является выпадение в осадок из попутно-добываемых вод неорганических солей, которые откладываются в призабойной зоне скважин и на поверхности нефтепромыслового оборудования. Образование отложений солей приводит к снижению дебита скважин, преждевременному выходу из строя дорогостоящего оборудования и дополнительным ремонтам скважин, а в итоге к ухудшению технико-экономических показателей нефтегазодобывающих предприятий.

В составе отложений преобладают гипс, кальцит, барит. В виде примесей в отложениях встречаются сульфид железа, твердые углеводородные соединения нефти, кварцевые и глинистые частицы породы, пропитывающая скважинная жидкость. Первоначально отложение солей проявлялось в единичных скважинах, но с 70-х годов интенсивность солеотложения в скважинах резко увеличилась. В последующие годы процесс отложения неорганических солей распространился и борьба с отложениями солей переросла в сложную научно-техническую проблему.

В настоящее время решение вопросов предотвращения солеобразования усложняется в связи с образованием в скважинах отложений солей сложного состава, содержащих в различных соотношениях сульфид железа. Образование таких отложений является следствием не только сложных геохимических изменений в пластах и попутно-добываемых водах, но и микробиологических процессов в призабойной зоне пласта и скважинах. Микробиологические процессы дополнительно осложняют эксплуатацию скважин из-за образования сероводорода и интенсификации коррозии оборудования, увеличения доли сульфида железа в осадках. Актуальность проблемы борьбы с отложениями солей сложного состава с сульфидом железа возрастает, поскольку фонд скважин, эксплуатация которых осложнена отложениями солей, постоянно увеличивается.

Порядка 50% отказов НКТ связано с выходом из строя резьбовых соединений. Резьба НКТ выходит из строя по причине механического разрушения и коррозионного износа. В результате нарушается герметичность колонны НКТ. Причем с повышением агрессивности добываемой среды интенсивность разрушения резьбового соединения существенно увеличивается, а ресурс работы НКТ снижается. В процессе спуско-подъемных операций происходит максимальный механический износ резьбового соединения, в частности за счет задиров. При эксплуатации оборудования в скважине происходит схватывание резьбы и ее коррозийный износ. Последующее раскручивание такого соединения приводит к разрушению резьбы.

Проблемы по борьбе с отложениями солей, АСПО, коррозионным износом и ресурсом работы НКТ, в том числе резьбы НКТ, наиболее эффективно решаются посредством применения различных защитных покрытий.

Известно техническое решение по увеличению ресурса НКТ за счет применения способа термодиффузионного цинкования. Данное покрытие достаточно хорошо защищает НКТ от коррозии и позволяет увеличить ресурс резьбы НКТ. Недостатком покрытия термодиффузионного цинкования является невозможность обеспечить защиту от отложения солей и АСПО (RU 2147046 С1, 27.03.2000).

Известен способ лазерно-плазменного нанесения покрытий на резьбы насосно-компрессорных труб. Этот способ существенно повышает их надежность и ресурс работы. Однако данное покрытие практически невозможно нанести на внутреннюю поверхность НКТ («Фотоника», 2008 г., №3, с.36-37).

Известно техническое решение по борьбе с коррозией, отложениями солей и АСПО посредством нанесения полимерного покрытия на основе полиэтилена. Данное покрытие обеспечивает защиту внутренней поверхности НКТ от коррозии, отложения солей и АСПО. Недостатком данного покрытия является низкая термостойкость и недостаточная адгезия. При повышении температуры в скважине выше 60°С, или в процессе технологической обработки острым паром данное покрытие вспучивается и слазит чулком. В результате проходное сечение трубы полностью перекрывается и требуется ремонт скважины с подъемом оборудования. Кроме того, данное покрытие невозможно применить на резьбе НКТ из-за очень низких его механических характеристик («Коррозия Территории нефтегаз», 2007 г., №2, с.42-48; журнал «ТехСовет», 2007 г., №3 (45)).

Известен способ защиты НКТ от коррозии, абразивного и гидроабразивного износа, отложения солей и АСПО посредством использования силикатно-эмалевого покрытия. Это покрытие, в частности, обладает высокой термостойкостью. Однако силикатно-эмалевое покрытие очень твердое и хрупкое. В процессе спуско-подьемных операций данное покрытие, как правило, трескается по резьбовому соединению в зоне перехода труба-муфта. В результате в зоне трещины происходит ускоренная коррозия непосредственно под защитным покрытием. Из-за подпленочной коррозии торцы трубы, резьба и муфта НКТ разрушаются значительно быстрее, чем без покрытия (Журнал «ТехСовет», 2007 г., №3 (45)).

Из анализа существующих технических решений можно сделать вывод, что на текущий момент практически отсутствует эффективное комплексное решение проблем по борьбе с отложениями солей, АСПО, коррозионным износом и ресурсом работы НКТ.

Технической задачей, на которое направлено заявленное изобретение, является:

- увеличение межремонтного цикла скважин;

- увеличение ресурса работы НКТ (снижение себестоимости нефти, повышение надежности работы скважин).

Достигаемый при этом технический результат является:

- комплексная защита трубы НКТ и муфты;

- повышение эффективности защиты трубы НКТ и муфты от коррозионного износа;

- повышение эффективности защиты от абразивного и гидроабразивного износа;

- повышение эффективности борьбы с отложениями солей и АСПО;

- повышение герметичности соединений колонны НКТ;

- снижение износа резьбы НКТ;

- повышение эластичности защитного покрытия;

- расширение диапазона рабочих температур.

Указанный технический результат достигается тем, что:

При реализации устройства.

На внутренней поверхности насосно-компрессорной трубы сформировано защитное покрытие. При этом на внутренней поверхности сформирован по меньшей мере один слой полиуретанового покрытия, содержащего мочевинные группы, массовая доля которых в покрытии составляет от 6 до 14%.

Кроме того,

- на внутренней поверхности трубы формируют несколько слоев указанного покрытия;

- суммарная толщина покрытия ограничена диапазоном от 10 до 500 мкм;

- насосно-компрессорная труба выполнена с наружной резьбой под муфту;

- на упомянутую резьбу нанесено покрытие, аналогичное упомянутому покрытию трубы;

- насосно-компрессорная труба снабжена муфтой, на резьбу которой нанесено покрытие, аналогичное упомянутому покрытию трубы.

При реализации способа.

Способ изготовления насосно-компрессорной трубы включает формирование на ее внутренней поверхности защитного покрытия. При этом на внутренней поверхности формируют по меньшей мере один слой полиуретанового покрытия, содержащего мочевинные группы, массовая доля которых в покрытии составляет от 6 до 14%.

Кроме того,

- на внутренней поверхности трубы формируют несколько слоев указанного покрытия, при этом каждый слой покрытия поочередно сушат;

- суммарную толщину упомянутого покрытия формируют в диапазоне от 10 до 500 мкм.

Сущность изобретения: на внутренней поверхности стенок НКТ, резьбе НКТ и резьбе муфты НКТ формируется коррозионно-износостойкое, эластичное, гладкостное полиуретановое покрытие, обладающее высокой термостойкостью. В процессе формирования полимерного покрытия путем принудительного удаления из полимеризующегося полиуретана потерявших подвижность газовых пузырей, образующихся вследствие реакции полимеризации, обеспечивается его герметичность на всей внутренней поверхности стенок НКТ, резьбовых участках НКТ и муфтах НКТ. За счет высокой эластичности покрытия и стабильности его свойств на протяжении всего срока эксплуатации обеспечивается надежная защита колонны НКТ без образования каких-либо трещин в покрытии, в том числе и на участках сопряжения трубы НКТ с муфтой НКТ. Резьба НКТ с покрытием приобретает высокую износостойкость и повышенную уплотняющую способность. При этом тело резьбы в процессе эксплуатации практически не деформируется и не подвергается разрушению, в том числе механическому и коррозионному. Покрытие обладает антизадирными свойствами и позволяет практически исключить возможность схватывания резьбы НКТ и препятствует процессу трещинообразования. Комплекс свойств покрытия обеспечивает устранение основных причин преждевременного выхода из строя НКТ и значительно увеличивает их ресурс при одновременном повышении герметичности резьбового соединения.

По меньшей мере, на внутренней поверхности НКТ и открытой части внутренней резьбы муфты НКТ, непосредственно контактирующей с транспортируемой средой (пластовой жидкостью, газом и т.д.) в процессе эксплуатации скважины, формируется защитное полиуретановое покрытие, содержащее мочевинные группы. При этом массовая доля мочевинных групп в покрытии задается в пределах от 6 до 14%. Толщина полимерного покрытия задается в диапазоне от 10 до 500 мкм.

Предлагаемое полиуретановое покрытие, содержащее мочевинные группы от 6 до 14% после полимеризации, приобретает полный комплекс требуемых эксплуатационных свойств, необходимых для защиты НКТ. Покрытие имеет превосходную адгезию, непревзойденную износостойкость, стойкость к абразивному и гидроабразивному износу, высокую химическую стойкость к различным химическим реагентам и нефтесодержащим продуктам, в том числе к пластовой жидкости, водонепроницаемость, высокую эластичность, широкий диапазон рабочих температур, повышенную гладкостность и антиадгезионные свойства, обеспечивающие защиту от отложения солей и АСПО. Покрытие также придает резьбовому соединению НКТ высокую уплотняющую способность и тем самым существенно продлевает ресурс работы НКТ.

Изобретение поясняется графическими материалами, где изображено следующее:

фиг.1 - насосно-компрессорная труба (НКТ) с внутренним полимерным покрытием;

фиг.2 - НКТ с внутренним покрытием без покрытия резьбы;

фиг.3 - НКТ с внутренним покрытием и покрытием резьбы;

фиг.4 - Соединение НКТ-муфта-НКТ с внутренним полимерным покрытием без защиты резьбы (на средний нерабочий участок резьбы муфты нанесено полимерное покрытие, а рабочая часть резьбы без покрытия).

фиг.5 - соединение НКТ-муфта-НКТ с внутренним полимерным покрытием с защитой резьбы (на всю внутреннюю поверхность муфты нанесено полимерное покрытие).

При этом под номерами позиций указано следующее:

1 - внутренняя стальная поверхность НКТ;

2 - внутреннее полимерное покрытие;

3 - стенка НКТ;

4 - толщина внутреннего полимерного покрытия;

5 - наружная поверхность НКТ;

6 - резьба НКТ без покрытия;

7 - полимерное покрытие резьбы НКТ;

8 - муфта НКТ;

9 - внутренняя резьба НКТ без полимерного покрытия;

10 - полимерное покрытие среднего участка резьбы муфты НКТ;

11 - полимерное покрытие резьбы НКТ;

12 - полимерное покрытие рабочей части резьбы муфты НКТ.

Способ изготовления насосно-компрессорной трубы включает формирование на ее внутренней поверхности защитного покрытия и финишную обработку, по меньшей мере, одного слоя покрытия. При этом в качестве защитного покрытия применяют полиуретановое покрытие, содержащее мочевинные группы в пределах от 6 до 14 мас.%. Покрытие может наноситься либо в один слой, либо в несколько слоев по схеме «мокрый по мокрому». Каждый слой покрытия поочередно сушат. Суммарная толщина защитного покрытия задается в диапазоне от 10 до 500 мкм. Сразу после нанесения нового слоя мокрого покрытия начинается процесс его полимеризации с формированием мочевинных групп. Полимеризация покрытия происходит за счет влаги воздуха. В процессе полимеризации NCO группы жидкого слоя покрытия взаимодействуют с молекулами воды. Процесс возникновения мочевинных групп сопровождается интенсивным газовыделением - выделением углекислого газа, который вызывает образование пузырей в покрытии. В начальной стадии полимеризации, выделяющиеся пузыри углекислого газа быстро мигрируют по направлению от нижних слоев покрытия к его поверхности и выходят наружу. С течением времени по мере полимеризации вязкость покрытия возрастает. Со временем интенсивность выделения газовых пузырей начинает плавно затухать. При этом скорость миграции выделяющихся газовых пузырей снижается. В определенный момент образование газовых пузырей в покрытии практически прекращается. Через некоторый промежуток времени, который зависит от температуры материала, изделия и окружающей среды, свободное перемещение газовых пузырей, особенно в местах утолщения покрытия (толстый слой, потек и т.д.), прекращается. Подвижность жидкой фазы покрытия в процессе полимеризации постепенно снижается вплоть до полной ее потери. Газовые пузыри в покрытии создают поры и кратеры, что крайне отрицательно сказывается на механических свойствах покрытия и коррозионной стойкости НКТ.

С целью устранения дефектов покрытия предложена финишная обработка как минимум одного слоя покрытия. Наиболее эффективной является финишная обработка первого слоя покрытия, непосредственно контактирующего со стенками НКТ. В момент времени, когда зарождение новых, зрительно-видимых газовых пузырей практически прекращается и миграция находящихся в покрытии пузырей останавливается, производится финишная обработка - принудительное механическое удаление дефектов покрытия. Финишную обработку необходимо произвести до момента полной потери подвижности жидкой фазы полимеризующегося покрытия. Через проходное сечение трубы НКТ протаскивается специальное приспособление, обеспечивающее снятия потеков, уплотнение и герметизацию покрытия за счет вывода наружу покрытия газовых пузырей, заделки кратеров и случайных непрокрасов. При этом механически выравнивается толщина полужидкого покрытия по всей внутренней поверхности трубы, и удаляются излишки жидкой фазы. Этим самым ликвидируются потенциальные очаги возможного образования газовых пор внутри трубы. В качестве рабочего инструмента для финишной обработки могут быть использованы: либо щетка-ершик; либо манжета; либо эластичный шар; либо их комбинация и т.д.

Проведение финишной обработки после затухания процесса интенсивного газообразовыделения позволяет, во-первых, обеспечить наиболее полное удаление газовых пузырей без образования новых пор, во-вторых, исключить сквозное продавливание полимеризующегося покрытия в ходе его обработки. После потери подвижности жидкой фазы покрытия финишная обработка становится невозможной.

Массовая доля мочевинных групп в покрытии определяется массовой долей NCO групп в жидком составе покрытия. Для формирования одной массовой доли мочевинных групп требуются две массовые доли NCO групп. Практически формирование покрытия с заданной массовой долей мочевинных групп производится путем использования соответствующей жидкой полиуретановой композиции с вдвое большей массовой долей NCO групп.

Известные полиуретановые композиции для нанесения защитных покрытий, как правило, имеют диапазон рабочих температур от минус 70 до плюс 80…100°С. С целью увеличения диапазона рабочих температур в предлагаемом техническом решении в составе покрытия формируются мочевинные группы. Массовая доля мочевинных групп непосредственно влияет на термостойкость и эластичность покрытия. При содержании мочевинных групп 6 мас.%, покрытие обладает максимальной эластичностью при минимальном требуемом диапазоне рабочих температур от минус 70 до плюс 150°С. При этом газовыделение минимально, а время полимеризации максимально. С увеличением массовой доли мочевинных групп термостойкость повышается, а эластичность покрытия ухудшается. При содержании мочевинных групп 14 мас.%, покрытие имеет диапазон рабочих температур от минус 70 до плюс 180…200°С. Однако при этом покрытие теряет требуемую эластичность. Кроме того, при повышенном массовом содержании мочевинных групп существенно ухудшаются технологические свойства по нанесению покрытия. С повышением массовой доли мочевинных групп свыше 14% существенно ухудшается растекаемость покрытия в процессе его нанесения, возрастает газовыделение, а длительность периода полимеризации уменьшается до критических значений, при которых крайне затрудняется финишная обработка. Все это приводит к формированию негерметичного покрытия с большим содержанием остаточных пор, раковин, непрокрасов и т.д.

Толщина покрытия выбирается исходя из его назначения и заданных условий эксплуатации. Минимальные толщины покрытия наносятся на рабочие участки резьбы с тем, чтобы обеспечить оптимальные зазоры между внутренней и внешней резьбой. При этом достигается герметичность резьбы, также жесткое, прочное, надежное соединение. Максимальная толщина покрытия наносится внутри НКТ при эксплуатации в экстремальных условиях в течение длительного периода без промежуточного ремонта скважины.

Заявителем было произведено формирование защитного покрытия на внутреннюю поверхность НКТ и резьбу муфты НКТ. При этом муфта НКТ была предварительно навинчена на трубу НКТ с нормативным моментом затяжки на заводе-изготовителе. Второй конец НКТ был без муфты. НКТ имело наружный диаметр 73 мм, и диаметр проходного сечения 62 мм. Длина НКТ составила 10,5 метров. Все трубы были промаркированы. Все операции и режимы фиксировались в рабочем журнале с указанием номера трубы и времени проведения операции. Покрытие наносилось в один прием на партию из 105 труб НКТ в цеховых условиях. Для покрытия использовался материал с одной тары. Предварительно НКТ подвергли тщательному обезжириванию растворителем. НКТ фиксировалось в неподвижном состоянии. Вращение трубе не придавалось. В качестве покрытия использовали полиуретановую композицию с массовым содержанием NCO групп 14%. Удельный вес жидкой композиции составил 1,2. На внутреннюю поверхность НКТ с помощью специализированного устройства центробежного распыления нанесли однослойное полимерное покрытие. Заданная толщина покрытия 100 мкм и равнотолщинность наносимого жидкого слоя обеспечивались жестко заданными параметрами режима. При нанесении покрытия контролировались: давление нагнетания полимерного состава, скоростью вращения распылительной головки, скоростью продольного перемещения распылительной головки. Удельный расход жидкого состава покрытия составил 120 г/кв. метр. Температура окружающей среды, материала и НКТ равнялась 22°С. После нанесения жидкого слоя на НКТ покрытие находилось под постоянным визуальным контролем. Через 1 час 45 мин после нанесения покрытия на первую трубу визуально было зафиксировано, что на ней зарождение газовых пузырей практически прекратилось. Местами были обнаружены небольшие потеки. Непосредственно в потеках наблюдалось наибольшее количество остаточных пузырей. Через 1 час 50 мин с момента нанесения жидкого состава на 100 трубах НКТ была произведена финишная обработка покрытия - протяжка. В качестве инструмента для протяжки использовали щетку-ерш из синтетических волокон и последовательно закрепленную полиуретановую упругую конусообразную манжету с максимальным диаметром 65 мм. Протяжку осуществляли со скоростью 6 метров в минуту. Резьбу муфты НКТ дополнительно обработали щеткой-ершиком путем ее многократного вращения без продольного перемещения. В процессе протяжки были полностью ликвидированы практически все дефекты покрытия внутри трубы, в том числе обнаруженные ранее потеки. Через 24 часа после нанесения покрытия все 105 труб НКТ были подвергнуты контролю на сплошность покрытия. Контроль осуществлялся с помощью детектора микроотверстий. Контролировалась вся внутренняя поверхность НКТ путем протяжки влажной губки вдоль всей длины трубы. В результате проведенного контроля было установлено, что на всех 100 трубах НКТ, подвергнутых финишной обработке покрытия, не выявлено ни одного дефекта сплошности. На каждой из 5 труб НКТ, которые не подвергались финишной обработке, обнаружены несплошности покрытия.

Предлагаемое покрытие позволяет существенно повысить пропускную способность колонны НКТ и значительно увеличить срок ее безаварийной эксплуатации. Защитное покрытие является ремонтопригодным.

Пояснения к фигурам.

Фиг.1. Насосно-компрессорная труба (НКТ) с внутренним полимерным покрытием.

Фиг.2. НКТ с внутренним покрытием без покрытия резьбы.

Фиг.3. НКТ с внутренним покрытием и покрытием резьбы.

Фиг.4. Соединение НКТ-муфта-НКТ с внутренним полимерным покрытием без защиты резьбы (на средний нерабочий участок резьбы муфты нанесено полимерное покрытие, а рабочая часть резьбы без покрытия).

Фиг.5. Соединение НКТ-муфта-НКТ с внутренним полимерным покрытием с защитой резьбы (на всю внутреннюю поверхность муфты нанесено полимерное покрытие):

1 - внутренняя стальная поверхность НКТ;

2 - внутреннее полимерное покрытие;

3 - стенка НКТ;

4 - толщина внутреннего полимерного покрытия;

5 - наружная поверхность НКТ;

6 - резьба НКТ без покрытия;

7 - полимерное покрытие резьбы НКТ;

8 - муфта НКТ;

9 - внутренняя резьба НКТ без полимерного покрытия;

10 - полимерное покрытие среднего участка резьбы муфты НКТ;

11 - полимерное покрытие резьбы НКТ;

12 - полимерное покрытие рабочей части резьбы муфты НКТ.

1. Насосно-компрессорная труба, на внутренней поверхности которой сформировано защитное покрытие, отличающаяся тем, что на внутренней поверхности сформирован, по меньшей мере, один слой полиуретанового покрытия, содержащего мочевинные группы, массовая доля которых в покрытии составляет от 6 до 14%.

2. Насосно-компрессорная труба по п.1, отличающаяся тем, что на внутренней поверхности трубы формируют несколько слоев указанного покрытия.

3. Насосно-компрессорная труба по п.2, отличающаяся тем, что суммарная толщина покрытия ограничена диапазоном от 10 до 500 мкм.

4. Насосно-компрессорная труба по любому из пп.1-3, отличающаяся тем она выполнена с наружной резьбой под муфту.

5. Насосно-компрессорная труба по п.4, отличающаяся тем, что на упомянутую резьбу нанесено покрытие, аналогичное упомянутому покрытию трубы.

6. Насосно-компрессорная труба по п.4, отличающаяся тем, что она снабжена муфтой, на резьбу которой нанесено покрытие, аналогичное упомянутому покрытию трубы.

7. Способ изготовления насосно-компрессорной трубы, включающий формирование на ее внутренней поверхности защитного покрытия, отличающийся тем, что на внутренней поверхности формируют, по меньшей мере, один слой полиуретанового покрытия, содержащего мочевинные группы, массовая доля которых в покрытии составляет от 6 до 14%, при этом для удаления газовых пузырей, кратеров, непрокрасов и местных утолщений полимеризующегося покрытия, производят его финишную обработку механическим способом в процессе полимеризации покрытия в промежуток времени ограниченный, с одной стороны, затуханием процесса зарождения новых пор, а с другой стороны, полной потерей подвижности жидкой фазы покрытия.

8. Способ по п.7, отличающийся тем, что на внутренней поверхности трубы формируют несколько слоев указанного покрытия, при этом каждый слой покрытия поочередно сушат.

9. Способ по п.8, отличающийся тем, что суммарную толщину упомянутого покрытия формируют в диапазоне от 10 до 500 мкм.