ВСЁ ПРО НЕФТЬ И ГАЗ

Комплексный интернет- портал посвещённый нефти и газу

Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д.
Ремонт газовых скважин.

Глава № 11

Навигация

Аннотация-Оглавление-Предисловие-Приложение-Список литературы

Глава 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления.
Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях.
В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки.
Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск.

анекдоты

программы

истории

11

ЭКСПЛУАТАЦИЯ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

Насосно-компрессорные трубы используют при выполнении различных работ, связанных с освоением, эксплуатацией скважин и их ремонтом.

Колонна НКТ:

обеспечивает подачу на поверхность извлекаемых из продуктивных пластов углеводородной продукции и воды;

обеспечивает закачку в пласт различных жидкостей при физико-химических обработках и гидравлическом разрыве;

позволяет производить гидропескоструйную перфорацию обсадной колонны;

предохраняет эксплуатационную колонну от разрушения или истирания ее абразивными частицами и агрессивными компонентами пластовых флюидов;

предохраняет от внутреннего давления пластовых флюидов эксплуатационную колонну путем установки пакерующих устройств;

предотвращает образование песчаных пробок в скважинах, так как большая скорость движения пластового флюида по НКТ обеспечивает вынос песка на поверхность.

Насосно-компрессорные трубы используются для выполнения различных работ по капитальному и текущему ремонту скважин.

Конструкции колонн НКТ предусматриваются в комплексных проектах на разработку месторождений с учетом конкретных условий. Диаметр НКТ определяется исходя из дебита скважин, обеспечения наименьших энергетических затрат на транспортировку флюида на поверхность, создания условий для выноса воды, песка; тип резьбовых соединений -из требований обеспечения герметичности колонн, глубины их спуска, величины пластового давления и т.д. Конструкции колонн НКТ в мелких скважинах одноразмерные, т.е. состоят из труб одного диаметра, что облегчает работы по спуску-подъему, позволяет пользоваться минимумом инструмента и

225

сократить число переводников. В глубоких скважинах применяются более сложные колонны, состоящие из труб нескольких диаметров, толщин стенок и групп прочности стали. На-сосно-компрессорные трубы выпускаются по ГОСТ 633 — 80, предусматривающему изготовление их исполнения А и Б (А - повышенной точности) четырех конструкций [32]: гладкие и муфты к ним; с высаженными наружу концами и муфты к ним (тип В); гладкие высокогерметичные и муфты к ним (тип НКМ); безмуфтовые высокогерметичные с высаженными наружу концами (тип НКБ).

Трубы всех типов исполнения А изготавливаются длиной Юме предельным отклонением ± 5 %. Трубы всех типов исполнения Б изготавливаются двух групп длин: первая — от 5,5 до 8,5 м; вторая — от 8,5 до 10 м. Это позволяет иметь свечи необходимой длины при спускоподъемных операциях передвижными агрегатами.

Сортамент выпускаемых по ГОСТ 633-80 насосно-ком-прессорных труб, их основные геометрические размеры и прочностная характеристика представлены в табл. 11.1, 11.2, 11.3, 11.4, 11.5.

Трубы гладкие и с высаженными наружу концами (тип В) имеют симметричную треугольную резьбу по 10 или 8 ниток на длине 25,4 мм, шаг резьбы соответственно 2,54 и 3,175 мм. Угол профиля резьбы 60°, углы наклона сторон профиля 30°, конусность 1 : 16. Применять эти трубы рекомендуется при давлении газа до 20н-30 МПа.

Трубы НКМ гладкие, с навинченной муфтой. Резьба отличается несимметричным профилем, близким к профилю упорных резьб, что повышает прочность соединения на 25+30 % по сравнению с прочностью гладких труб по ГОСТ 639-63.

Характеристики резьб труб НКТ диаметром от 60 до 102 мм и труб диаметром 114 мм различные. У первых шаг резьбы 4,232 мм, угол профиля 33°, угол наклона сторон профиля 30 и 3°, конусность 1 : 12. У вторых, которые могут использоваться и в качестве обсадных труб, шаг резьбы 5,080 мм, угол профиля 13°, угол наклона сторон профиля 10 и 3°, конусность 1 : 16. Герметичность соединений при давлении газа до 50 МПа обеспечивается сопрягаемыми коническими уп-лотнительными поверхностями, расположенными на конце ниппеля и в муфте перед упором. При докреплении соединения регламентированным крутящим моментом достигается контакт по внутренним упорным торцам, что обеспечивает беззазорную поверхность внутреннего проходного канала.

226

Таблица 11.1

Сортамент насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633-80

Толщина

Условный

диаметр
стенки,
Гладкая

трубы,
мм

мм

60
5
ДКЕ

5,5
ДКЕЛМР

73
7
ДКЕЛМР

6,5
ДКЕЛМР

89
8

102
6,5
ДКЕЛМР

114
7
ДКЕЛМР

Тип трубы

С выса-
Гладкая
Безмуфто-

женными
высоко-
вая с выса-

наружу
герметич-
женными

концами В
ная НКМ
наружу концами НКБ

ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР

ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР

ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР

ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР

ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР

ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР

ДКЕЛМР
ДКЕЛМР
ДКЕЛМР

Таблица 11.2

Механические свойства трубных сталей

Показатели

Группа прочности

Таблица 11.3

Геометрические характеристики насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633-80

Условный диаметр, мм

60 73 73 89 89 102 114

Толщина

Площадь, см2

попе-стен- речного ки, мм сечения

5 5,5

7 6,5

8 6,5

7

8,68 11,66 14,51 16,70 20,21 19,41 23,58

19,76 30,18 27,33 45,34 41,83 61,62 78,97

Масса 1 м колонны, кг

НКМ

кана-
по на-
Тру-
С выса-
НКБ

ла
ружному диа-
бы
женны-

глад-
ми кон-

метру
кие
цами

28,54 41,83 41,83 62,04 62,04 81,03 102,56

7,01 9,47 11,70 13,68

15,80 19,13

7,12 9,64 11,87 13,93 16,69 16,05 19,49

7,07 9,44 11,73 13,63 16,46 15,74 19,09

7,07 9,48 11,71 13,75

15,88 19,42

227

Таблица 11.4

Растягивающие осевые нагрузки насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633-80

Условный диаметр,
мм
Толщина стенки,
мм
Страгивающая нагрузка для
резьбовых соединений
гладких труб с треугольной
резьбой, кН
Растягивающая нагрузка, при
которой натяжения в теле
трубы достигают предела
текучести, кН

Группа прочности
Группа прочности

Д
К
Е
Л
М
Д
К Е Л
М

60
5
197
259
291
345
383
323
425
478
568
628

73
5,5
278
366
411
487
541
434
571
642
763
844

73
7
370
487
547
646
719
540
711
799
950
1050

89
6,5
415
546
613
725
807
622
818
920
1093
1209

89
8
-

-


753
990
1113
1323
1463

102
6,5
441
581
652
771
858
723
951
1069
1271
1405

114
7
545
718
806
952
1060
878
1156
1299
1544
1707

Таблица 11.5

Внутреннее и наружное давления, при которых напряжения в теле труб по ГОСТ 633-80 достигают предела текучести

Услов-
Тол-



ный
щина
Внутреннее давление, МПа
Наружное давление, МПа

диаметр, мм
стенки,
мм



Группа прочности
Группа прочности

Д
К
Е
Л
М
Д
К
Е
Л
М

60
5
54,0
71
79,8
95,2
105
39
50,1
54,6
63,1
71,2

73
5,5
49,1
64,6
72,5
86,6
95,4
36,4
46,5
50,5
58
65,2

73
7
62,5
82,2
92,3
110,2
121,5
51,0
66,1
72,2
84,2
95,7

89
6,5
47,6
62,7
70,4
84
92,6
36,5
46,6
50,6
58,0
65

89
8
58,6
77,1
86,6
112,6
114
48,7
63,1
68,9
80,2
91

102
6,5
41,7
54,9
61,6
73,5
81,1
29,8
37,5
40,5
45,9
50,8

114
7
39,9
52,5
58,9
70,4
77,6
28,9
36,2
38,9
43,9
48,3

Трубы безмуфтовые НКБ. На высаженных наружу концах нарезаны резьбы — одна внутренняя, другая наружная. Резьба труб диаметром от 60 до 114 мм трапецеидальная. Конструкция конических уплотнительных поверхностей и профиль резьбы аналогичны применяемым в соединениях НКМ, т.е. шаг резьбы 4,232 мм, угол профиля 13°, углы наклона сторон профиля 10 и 3°, конусность 1 : 12. При докреплении соединений происходит контакт по внутренним упорным торцам, что обеспечивает гладкую беззазорную поверхность внутреннего проходного канала. Соединение обладает большей прочностью, чем тело гладкой части трубы.

228

Трубы НКБ рекомендуются в газовых и газоконденсатных скважинах с давлением до 50+60 МПа.

Для сравнения некоторые сведения о резьбах НКТ по ГОСТ 633-80 приведены в табл. 11.6.

В отечественной газодобывающей промышленности находят применение муфтовые насосно-компрессорные трубы с соединением VAM, в котором использована резьба Батресс трапецеидального профиля с углами наклона сторон 10 и 3°. Шаг резьбы - 5,08 мм. Высокая газогерметичность достигается специальной формой торца (ниппельного конца) трубы и внутреннего уступа в муфте, образующих две конические уплотнительные поверхности: гладкий скошенный под углом 30° конический поясок и скошенный под углом 15° упорный торец. Форма этих поверхностей обеспечивает также высокую прочность соединения при больших изгибающих нагрузках. Соединения VAM требуют бережного обращения, так как небольшое повреждение торца трубы может привести к потере герметичности. Для обеспечения надлежащей герметичности соединения VAM следует свинчивать строго регламентированными крутящими моментами (табл. 11.7).

В скважинах, продукция которых содержит сероводород, применение труб с высокими пределами текучести по ГОСТ 633 — 80 не рекомендуется из-за опасности сульфидного растрескивания материала труб. В этих условиях целесообразно применять отечественные трубы группы прочности Д (см. табл. 11.2) и зарубежные трубы (табл. 11.8). В таблице 11.9 дана характеристика насосно-компрессорных труб по стандартам АНИ.

Таблица 11.6

Основные сведения о резьбах НКТ

Показатели
Для труб гладких и типа В
Для труб НКМ диаметром 60-112 мм и труб НКБ всех диаметров
Для труб
НКМ
диаметром
114 мм

Число ниток на длину 25,4 мм

10
8

Шаг резьбы, мм
Угол профиля,
градус
Угол наклона сторон
профиля (градус):
1
2 Конусность Профиль резьбы
2,54 60
30
30 1 : 16 Треугольный
3,175 60
3 30 1 : 16 Симметричный
4,232 33
3 30 1 : 12 Трапециевидный
5,08 13
3 10 1 : 16 Несимметричный

229

Таблица 11.7

Рекомендуемый крутящий момент свинчивания соединений VAM

Наружный диаметр труб, мм
Толщина стенки, мм
Крутящий J-55,
«эмент свинчивания, Н • м

С-75, L-80,
Р-105


К-55
D-80, С-95

60,3
4,83
1900
2710
2980

(23/8")
5,54
2170
2710
2980

6,45
2440
2980
3120

73
5,51
3250
3660
3660

(27/8")
7,01
3930
4200
4200

7,82
4200
4470
4470

88,9
6,45
3930
4880
6370

(372")
7,34
5830
6640
6640

9,52
6920
7860
7860

10,50
7320
8270
8270

11,43
7320
8270
8270

101,6
3,74
3390
-
-

(4")
6,65
4470
5420
5420

8,38
5830
6920
6920

9,65
7860
8810
8810

10,92
9760
10850
10850

114,3
5,69
5830
5830
6370

(4V2")
6,35
6370
6370
6920

6,88
6370
6370
7320

7,37
6370
7320
7320

8,56
7320
7860
7860

9,65
-
8810
8810

10,92

10850
10850

Таблица 11.8

Механические свойства сталей импортных труб

Показатели
Группа прочности

Н-40
J-55
N-80
С-75
L-80
Р-105

Наименьший предел прочности при растяжении ав, МПа Предел текучести от, МПа:
наименьший
наибольший
415
275 550
520
380 550
690
550 760
655
515 620
655
556 655
830
725 930

При наличии в пластовой продукции коррозионно-актив-ных компонентов рекомендуется применять трубы с покрытиями или использовать для их защиты ингибиторы коррозии, тип которых и методы применения обосновываются для конкретных месторождений.

230

Таблица 11.9

Характеристика насосно-компрессорных труб по стандартам АНИ

Наружный диаметр трубы,
мм
(дюйм)
Толщина стенки, мм
Внутренний диаметр трубы,
мм
Масса 1 м гладкой трубы, кг
Наименьшее сминающее давление, МПа
Внутреннее давление, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, МПа
Растягивающее усилие, при котором напряжения в теле трубы достигают предела текучести, кН

С-75
L-80 N-80
Р-105
С-75
L-80 N-80
Р-105
С-75
L-80 N-80
Р-105

60,3 (23/8„)
73
(278..)
88,9
(372„)
101,6 (4") 114,3
(472„)
4,24 4,83 6,45 5,51 7,82 5,49 6,45 7,34 9,52 5,74 6,65 6,88
51,8 50,6 47,4 62,0 57,4 77,9 76,0 74,2 69,9 90,1 88,3 100,5
5,87 6,60 8,56 9,18 12,57 11,29 13,12 14,76 18,65 13,57 15,58 18,23
65,6 76,1 98,8 72,2 98,9 52,0 69,2 78,3 98,9 43,8 58,0 49,6
68,8 81,2 105,4 76,9 105,5 54,3 72,6 83,6 105,6 45,4 60,7 51,7
106,6 138,3 96,6 138,5
90,0
138,5
63,6 72,4 96,8 68,3 96,9 55,8 65,7 74,7 96,9 51,2 59,3 54,5
67,8 77,2 103,2 72,9 103,4 59,6 70,1 79,7 103,4 54,5 63,2 58,1
101,4 135,5 95,6 135,8
92,0
135,8
386 435
605 829 743 864 973 1228 895 1026 1201
412 464
645 884 793 922 1037 1310 954 1095 1281
609
846 1160
1210
1720

 

Для обеспечения герметичности резьбовых соединений, предотвращения задиров и заеданий резьб необходимо применять следующие специальные смазки:

А. Р-402 (ТУ 38-101-708-78) предназначена для труб, работающих в скважинах с температурой до 200 "С. Смазка свободно наносится на поверхность резьбовых соединений при температуре до — 30 °С. Ее состав (%): жировая основа — 36, графитовый порошок - 20, свинцовый порошок - 28, цинковая пыль — 12, медная пудра — 4.

Б. Р-2 (ТУ 38-101-332-76) предназначена для труб, работающих в скважинах с температурой до 100 "С. Свободно наносится при температуре окружающего воздуха до — 5 °С. Состав смазки (%): жировая основа - 37, графитовый порошок — 18, свинцовый порошок — 29, цинковая пыль — 12, медная пудра — 4. При температуре ниже — 5 °С смазку и резьбовые детали следует подогревать.

В менее ответственных резьбовых соединениях при низких давлениях и невысокой температуре флюида можно применять также смазки с упрощенной технологией изготовления следующего состава (%):

а) графитовый порошок - 50, технический жир - 5, каустическая сода — 1,5, машинное масло — 43,5;

б) солидол — 24, известковое молоко — 8, машинное масло - 36, канифоль - 2.

Для муфтовых труб типа НКБ, где герметичность обеспечивается гладкими уплотнительными поверхностями, рекомендуется применение смазки Р-113 или Р-416 (ТУ 38-101-708-78), предназначенной для замковых соединений и обладающей лучшими антизадирными свойствами. Эти смазки могут также использоваться при свинчивании высокогерметичных соединений типа НКМ.

Смазку следует наносить с помощью шпателя (лопатки) на участке шириной 20+25 мм на поверхность ниппеля и муфты.

Ориентировочный расход смазки на одно соединение следующий:

Условный диаметр труб, мм.... 60 73 89 102 114

Расход смазки, г........................... 15 20 30 35 40

На герметичность резьбовых соединений значительное влияние оказывает момент свинчивания, оптимальное значение которого для гладких труб следующее:

Диаметр труб, мм....................... 60 73 89 102 114

Момент свинчивания, Н-м....... 780 1200 1680 2300 2580

232

Для труб с высадкой момент свинчивания 1150 Н-м - минимальный, 1900 Н-м - максимальный.

Весьма перспективным является применение для смазки резьб насосно-компрессорных труб нового, разработанного в предприятии Кубаньгазпром и в Краснодарском политехническом институте, универсального отверждающегося антикоррозийного герметика - смазки ИНКОР-2.

ИНКОР-2 - компонентный состав на основе полиурета-новых компаундов с наполнителями, обладающих высокими адгезионными свойствами по отношению к металлическим или неметаллическим материалам. В отвержденном состоянии ИНКОР-2 - пластичный резиноподобный материал с высокими антикоррозионными свойствами, устойчивостью к агрессивным средам — кислотам, щелочам, сероводороду, соленым водам, нередко содержащимся в пластовых флюидах и добываемой углеводородной продукции. Материал химически нейтрален и нетоксичен. Компоненты ИНКОР-2 (основной состав и отвердитель) смешиваются непосредственно перед его использованием. Рабочий состав представляет собой однородную пасту, легко наносимую на поверхность ручным или механическим способом. Работоспособен при температурах от -50 °С до 160 "С. Удерживаемый перепад давления при уплотнении резьб бурильных, обсадных, насосно-компрессорных труб от 35 до 75 МПа.

Представляют также значительный интерес прочное, водонепроницаемое, антикоррозионное, устойчивое ко всем агрессивным средам покрытие — однокомпонентный состав ИНКОР-1, отверждающийся под действием влаги (например, атмосферной). Покрытие может наноситься на поверхность металлических, бетонных емкостей, бассейнов. Глубина пропитки в бетон — 18 мм, долговечность — не менее 5 лет. Расход материала для покрытия 1 м2 бетонной поверхности - до 500 г, металлической - до 300 г.

Аварии с насосно-компрессорными трубами могут происходить из-за наличия заводских дефектов в трубах и неправильной их эксплуатации. Тщательная подготовка труб к спуску в скважину, соблюдение правил эксплуатации и своевременное проведение профилактических мероприятий значительно увеличат срок их службы и обеспечат безаварийную работу.

НКТ, как новые, так и бывшие в эксплуатации, при подготовке к спуску в скважину подвергают тщательной проверке. Этот процесс включает в себя следующие операции: визуальный контроль, инструментальный контроль линейных раз-

233

меров труб, контроль качества резьбы труб и муфт, дефектоскопию и толщинометрию, шаблонирование, гидравлические испытания труб, покрытие поверхности труб, маркировку и комплектование. Подготовка новых труб к эксплуатации должна производиться на трубных базах.

Доставленный на скважину комплект труб следует проверить на соответствие его паспорту и плану проведения работ.

При компоновке колонн из труб различных диаметров и с различными резьбами соединять их нужно только с использованием переводников заводского изготовления по ГОСТ 23979-80.

При спуске ступенчатой колонны из труб разных групп прочности данные о них следует записывать раздельно.

Спускоподъемные операции составляют один из основных видов работ с насосно-компрессорными трубами. Поэтому необходимо тщательно выполнять все технические требования, направленные на предупреждение аварий с ними.

В газоконденсатные и в газовые с высоким давлением скважины трубы должны спускаться с использованием клиновых захватов, позволяющих свинчивать муфтовое соединение с обоих концов, что обеспечит большую герметичность резьбовых соединений, исключит возможность возникновения нецентричного растяжения колонны при установке ее на элеватор.

Для предупреждения механического повреждения тела трубы плашками клинового захвата необходимо, чтобы они были хорошо подогнаны, коэффициент охвата ими трубы был не менее 0,7. Вес подвешенных на клиньях труб не должен превышать предельных нагрузок (табл. 11.10).

С целью равномерного износа резьбовых соединений и тела насосно-компрессорных труб рекомендуется при каждом спуске-подъеме менять местами трубы одной группы прочности из верхней и нижней частей колонны. Поднимать колонну следует плавно, без рывков и переходов с одной скорости на другую. Отвинченную трубу можно поднимать лишь после полного выхода ее из соединения.

Не допускается нанесение ударов молотком по муфте для облегчения развинчивания. Можно допускать лишь обстукивание муфты молотком посредине. Чтобы муфта не задевала фланец колонны, следует пользоваться специальной направляющей воронкой. После того как трубы подняты над устьем скважины, необходимо удалить с резьбы предохранительные детали, тщательно очистить и смазать резьбы муфт и трубы

234

Таблица 11.10

Предельная нагрузка при спуске труб в клиновом захвате, кН

Длина
Группа

Размеры труб,
мм

клина, мм
прочности стали
60x5


73x5,5 89x6,5
102x6,5 335
114x7

50
Д
195
242
315
382

К
256
318
415
444
503

Е
282
350
456
489
553

Л
333
414
539
578
654

100
Д
244
314
422
464
536

К
327
413
555
611
705

Е
354
454
611
672
775

Л
418
537
722
794
916

150
Д
267
348
476
530
618

К
352
458
627
697
813

Е
372
504
689
767
895

Л
457
596
814
907
1057

200
Д
281
367
507
570
672

К
371
483
667
750
884

Е
407
532
733
825
973

Л
481
629
867
975
1150

соответствующей конкретным условиям смазкой. При спуске следует тщательно осматривать тело и резьбовые части каждой трубы, чтобы избежать включения в колонну некачественных труб.

Посадку трубы в муфту необходимо производить осторожно, чтобы не повредить резьбу. Особенно осторожно нужно спускать двух- или трехтрубки, в этом случае рекомендуется установить на вышке промежуточные опоры.

Трубы нужно свинчивать с приложением крутящих моментов, которые для отечественных и импортных труб приведены в табл. 11.8. Если ниппель свинчивается в муфту до последнего витка с моментом, меньшим минимального, или если после свинчивания с максимальным моментом остается более двух свободных, не вошедших в муфту витков, то следует забраковать обе трубы — спущенную в скважину и следующую за ней.

После сильного натяжения колонны при срыве пакера или освобождении ее от прихвата все резьбовые соединения, свинченные в заводских условиях, необходимо докрепить.

Знакомства

для

настоящих

нефтяников

и

газовиков

Я:

Ищю:

от лет

до лет

В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления.
Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях.
В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки.
Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск.
Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д.
Ремонт газовых скважин.

Глава № 11

Навигация

Аннотация-Оглавление-Предисловие-Приложение-Список литературы

Глава 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

по всем вопросам и предложениям Вы можете обращаться на neft-i-gaz@bk.ru Администрация сайта