allgosts.ru75.180 Оборудование для нефтяной и газовой промышленности75 ДОБЫЧА И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ, ГАЗА И СМЕЖНЫЕ ПРОИЗВОДСТВА

ГОСТ Р 56175-2014 Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию

Обозначение:
ГОСТ Р 56175-2014
Наименование:
Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию
Статус:
Отменен
Дата введения:
01.01.2015
Дата отмены:
-
Заменен на:
-
Код ОКС:
75.180.10

Текст ГОСТ Р 56175-2014 Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию


ГОСТ Р 56175-2014
(ИСО 10405:2000)

Группа В62



НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ТРУБЫ ОБСАДНЫЕ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ДЛЯ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию

Casing and tubing for petroleum and natural gas industries. Recommendations for use and care

ОКС 75.180.10

ОКП 13 2100,

13 2700

Дата введения 2015-01-01



Предисловие

1 ПОДГОТОВЛЕН подкомитетом ПК 7 "Трубы нарезные нефтяного сортамента" Технического комитета по стандартизации ТК 357 "Стальные и чугунные трубы и баллоны"

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 357 "Стальные и чугунные трубы и баллоны"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 16 октября 2014 г. N 1347-ст

4 Настоящий стандарт является модифицированным по отношению к международному стандарту ИСО 10405:2000* "Нефтяная и газовая промышленность. Эксплуатация и обслуживание обсадных и насосно-компрессорных труб" (ISO 10405:2000 "Petroleum and natural gas industries - Care and use of casing and tubing") путем:

________________

* Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым в тексте, можно получить, обратившись в Службу поддержки пользователей. - .

- изменения отдельных фраз (слов, значений показателей), выделенных в тексте настоящего стандарта курсивом*;

________________

* В оригинале обозначения и номера стандартов и нормативных документов в разделах "Предисловие", "Введение", "Нормативные ссылки" и по тексту документа отмеченные знаком "**", приводятся обычным шрифтом; отмеченные в разделе "Предисловие" знаком "" и остальные по тексту документа выделены курсивом. - .

- дополнения структурными элементами (пунктами, подпунктами, абзацами, таблицами и рисунками), выделенными в тексте настоящего стандарта вертикальной линией, расположенной на полях этого текста;

- изменения содержания отдельных структурных элементов (удаления предложений, абзацев), выделенных в тексте настоящего стандарта курсивом и вертикальной линией, расположенной на полях этого текста;

- изменения его структуры для приведения в соответствие с правилами, установленными в ГОСТ Р 1.5 (подразделы 4.2 и 4.3). Сравнение структуры настоящего стандарта со структурой указанного международного стандарта приведено в дополнительном приложении ДА. Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного международного стандарта для приведения в соответствие с ГОСТ Р 1.5 (пункт 3.5)

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТ Р 1.0-2012 (раздел 8). Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а официальный текст изменений и поправок - в ежемесячном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (gost.ru)

ВНЕСЕНО Изменение N 1, утвержденное и введенное в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 23.05.2017 N 414-ст c 01.09.2017

Изменение N 1 внесено изготовителем базы данных по тексту ИУС N 9, 2017 год

Введение

Настоящий стандарт модифицирован по отношению к международному стандарту ИСО 10405:2000 "Нефтяная и газовая промышленность. Эксплуатация и обслуживание обсадных и насосно-компрессорных труб" в связи с необходимостью дополнения размеров, типов резьбовых соединений и групп прочности обсадных и насосно-компрессорных труб, широко применяемых в российской нефтяной и газовой промышленности.

Настоящий стандарт разработан в целях перехода российской промышленности к мировой практике эксплуатации и обслуживания обсадных и насосно-компрессорных труб, к повышению уровня взаимодействия изготовителей и потребителей труб, уровня проведения процессов эксплуатации и обслуживания, надежности и долговечности обсадных и насосно-компрессорных колонн в целом.

В настоящем стандарте содержатся рекомендации по подготовке к свинчиванию обсадных и насосно-компрессорных труб, изготовляемых по ГОСТ Р 53366, по спуску и подъему колонн, приварке приспособлений, анализу причин неисправностей и повреждений, контролю и классификации труб, бывших в употреблении, рекомендации по транспортированию, погрузочно-разгрузочным операциям и хранению, а также расчетные значения моментов свинчивания для труб различных размеров, групп прочности и резьбовых соединений.

Модификация настоящего стандарта по отношению к международному стандарту заключается в следующем:

- исключены силиконовые смазки;

- дополнена формула для расчета с рекомендуемым расходом смазки для труб различных диаметров;

- дополнены правила очистки резьбы от смазки;

- уточнены рекомендации по свинчиванию резьбовых соединений SC, LC, ВС, NU, EU и дополнены рекомендации по свинчиванию резьбовых соединений ОТТМ, ОТТГ, НКТН, НКТВ и НКМ;

- дополнены расчетные моменты свинчивания обсадных труб с резьбовыми соединениями SC и LC для группы прочности Q135 и наружных диаметров 146,05 и 324,85 мм, насосно-компрессорных труб - для резьбовых соединений НКТН и НКТВ, группы прочности К72 и толщин стенок, широко применяемых в национальной промышленности;

- дополнены правила перевозки труб авиатранспортом;

- дополнено приложение В, содержащее сведения о соответствии резьбовых соединений, упомянутых в настоящем стандарте, и резьбовых соединений, применяемых ранее в национальной промышленности;

- исключены все данные, относящиеся к резьбовым соединениям Экстрим-лайн и Интеграл-джойнт, не применяемым в национальной промышленности;

- исключены значения показателей, выраженные в американской системе единиц, а также исходное содержание приложения А с соотношениями между единицами СИ и единицами американской системы.

Рекомендации стандарта могут быть применены для эксплуатации и обслуживания обсадных и насосно-компрессорных труб, в том числе с другими резьбовыми соединениями, подобными резьбовым соединениям по ГОСТ Р 51906 и ГОСТ 33758, изготавливаемых по техническим условиям и стандартам организаций.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

1 Область применения

Настоящий стандарт содержит рекомендации по обслуживанию и эксплуатации обсадных и насосно-компрессорных труб, в том числе по порядку спуска и подъема, посадке труб в муфты и свинчиванию в промысловых условиях. Приводит рекомендуемые расход смазки, моменты свинчивания труб размеров, групп прочности и типов резьбовых соединений по ГОСТ Р 53366, а также рекомендации по транспортированию, погрузочно-разгрузочным операциям, хранению, инспекции.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 10692-2015 Трубы стальные, чугунные и соединительные детали к ним. Приемка, маркировка, упаковка, транспортирование и хранение

ГОСТ 23258-78 Смазки пластичные. Наименование и обозначение

ГОСТ 24297-2013 Верификация закупленной продукции. Организация проведения и методы контроля

ГОСТ 33758-2016 Трубы обсадные и насосно-компрессорные и муфты к ним. Основные параметры и контроль резьбовых соединений. Общие технические требования

ГОСТ Р 51365-2009 (ИСО 10423:2003) Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования

ГОСТ Р 51906-2015 Соединения резьбовые обсадных, насосно-компрессорных труб, труб для трубопроводов и резьбовые калибры для них. Общие технические требования

ГОСТ Р 53366-2009 (ИСО 11960:2004) Трубы стальные, применяемые в качестве обсадных и насосно-компрессорных труб для скважин в нефтяной и газовой промышленности. Общие технические условия

ГОСТ Р 53521-2009 Переработка природного газа. Термины и определения

ГОСТ Р 53678-2009 (ИСО 15156-2:2003) Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при добыче нефти и газа. Часть 2. Углеродистые и низколегированные стали, стойкие к растрескиванию и применение чугунов

ГОСТ Р 54918-2012 (ISO/TR 10400:2007) Трубы обсадные, насосно-компрессорные, бурильные и трубы для трубопроводов нефтяной и газовой промышленности. Формулы и расчет свойств

ГОСТ Р ИСО 13678-2015 Трубы обсадные, насосно-компрессорные, трубопроводные и элементы бурильных колонн для нефтяной и газовой промышленности. Оценка и испытание резьбовых смазок

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты", за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

3 Термины и сокращения

3.1 В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 23258, ГОСТ Р 53366, ГОСТ Р 51365, ГОСТ Р 51906, ГОСТ 33758 и ГОСТ Р 53521.

3.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

ВС - тип упорного соединения обсадных труб с трапецеидальной резьбой;

EU - тип соединения насосно-компрессорных труб с высаженными наружу концами с закругленной треугольной резьбой;

LC - тип соединения обсадных труб с удлиненной закругленной треугольной резьбой;

NU - тип соединения насосно-компрессорных труб с треугольной резьбой;

SC - тип соединения обсадных труб с короткой закругленной треугольной резьбой;

НКТН - тип соединения насосно-компрессорных труб с закругленной треугольной резьбой;

НКТВ - тип соединения насосно-компрессорных труб с высаженными наружу концами с закругленной треугольной резьбой;

НКМ - тип соединения насосно-компрессорных труб с трапецеидальной резьбой и узлом уплотнения металл-металл;

ОТТМ - тип соединения обсадных труб с трапецеидальной резьбой;

ОТТГ - тип соединения обсадных труб с трапецеидальной резьбой и узлом уплотнения металл-металл.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

4 Порядок спуска и подъема обсадных труб

4.1 Документирование процесса подготовки и спуска колонны*

_________________

* Наименование пункта 4.1 в оригинале выделено курсивом. - .

4.1.1 Для спуска колонны обсадных труб должны быть разработаны инструкции, регламентирующие растяжение колонны и порядок спуска колонны до забоя.

Цель таких инструкций - не допустить критических напряжений или чрезмерных и небезопасных растягивающих напряжений в любой момент срока службы скважины. Для обеспечения надлежащего уровня растяжения колонны и правильной процедуры спуска необходимо учесть все факторы, такие как температура и давление в скважине, температура бурового раствора и изменение температуры при эксплуатации. Должен быть учтен исходный запас прочности колонны на растяжение, влияющий на порядок спуска колонны до забоя.

4.1.2 Все работы по креплению скважины обсадной колонной должны проводиться по утвержденному плану работ, составленному в соответствии с инструкциями и требованиям регламентирующих документов.

План должен включать указания по порядку сборки в колонну труб различных групп прочности, размеров и типов резьбовых соединений. Спуск труб необходимо проводить в строгом соответствии с установленным порядком.


4.2 Контроль и подготовка труб*

_________________

* Наименование пункта 4.2 в оригинале выделено курсивом. - .

4.2.1 Осмотр труб и муфт

Перед началом работ необходимо провести осмотр каждой трубы и муфты. Обсадные трубы не должны иметь дефектов, которые по ГОСТ Р 53366 относятся к недопустимым дефектам, и должны соответствовать требованиям, установленным в настоящем стандарте.

Для применения труб в скважинах со специальными условиями эксплуатации, методы контроля дефектов, указанные в ГОСТ Р 53366, могут не обеспечить выявление дефектов в той степени, которая была бы достаточной для применения труб в таких условиях. В таких случаях рекомендуется использовать другие методы неразрушающего контроля, которые позволяют подтвердить необходимое качество труб и их пригодность для спуска в скважину.

Следует выполнить оценку методов неразрушающего контроля, предусмотренных в ГОСТ Р 53366, для определения возможности применения этих методов для выявления дефектов и разделения сигналов от недопустимых дефектов от источников ложных сигналов, которые могут возникнуть при применении этих методов.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

4.2.2 Подготовка обсадных труб к свинчиванию в колонну

При подготовке обсадных труб для свинчивания в колонну рекомендуется выполнить следующие основные действия:

a) скомплектовать трубы по видам, группам прочности, размерам и типам соединений и уложить их на стеллажи с учетом очередности спуска труб по плану работ.

Если какая-либо труба не поддается идентификации, то она должна быть отложена до выяснения ее вида, группы прочности, размера и типа резьбового соединения;

b) снять резьбовые предохранители с концов труб и муфт.

Резьбовые предохранители следует снимать специальным ключом усилием одного человека. В случае затруднения при снятии резьбового предохранителя допускаются легкие удары деревянным предметом по торцу предохранителя для устранения возможного перекоса;

c) очистить резьбовые соединения труб и муфт от смазки.

Очистку от смазки следует проводить ветошью при помощи горячей мыльной воды, подаваемой под напором, или пароочистителя. Допускается удалять смазку с помощью растворителя, не содержащего хлор.

Для удаления смазки не допускается использовать дизельное топливо, керосин, соленую воду, барит и металлические щетки!

Также не следует использовать для удаления смазки моющие средства, оставляющие пленку на поверхности соединения и приводящие к ухудшению последующего нанесения уплотнительной смазки и ее адгезии к металлу.

После удаления смазки резьбовые соединения следует тщательно протереть сухой и чистой ветошью или просушить продувкой сжатым воздухом;

d) осмотреть резьбовые соединения труб и муфт.

Резьбовые соединения могут получить повреждения в результате соударения труб между собой или каких-либо других ударных воздействий, появления ржавчины, коррозии или других химических повреждений под воздействием окружающей среды или агрессивных компонентов смазки, а также при снятии резьбовых предохранителей.

Трубы с повреждениями резьбы, которые по ГОСТ Р 51906 и ГОСТ 33758 относятся к недопустимым и которые нельзя исправить, к спуску не допускаются;

e) измерить длину каждой трубы.

Измерения следует проводить от свободного торца муфты до участка ниппельного конца трубы, соответствующего номинальному положению торца муфты при механическом свинчивании (приблизительно до конца сбега резьбы на трубе или до основания треугольного клейма).

Сумма измеренных длин отдельных труб представляет собой длину ненагруженной собственным весом колонны обсадных труб.

Для измерения длины труб следует использовать стальную измерительную ленту, с ценой деления не более 1,0 мм;

f) провести шаблонирование каждой трубы.

Шаблонирование должно быть проведено стальным шаблоном (оправкой) по всей длине труб. Для шаблонирования труб из хромистых и коррозионно-стойких сталей следует использовать полимерные или алюминиевые оправки. Размеры рабочей части оправки должны соответствовать размерам, указанным в ГОСТ Р 53366. Через каждые 50 труб рекомендуется проверять диаметр рабочей части оправки в трех плоскостях по длине оправки. Не допускается использовать оправки при уменьшении диаметра рабочей части оправки более чем на 0,5 мм в какой-либо из трех плоскостей.

Положение трубы при шаблонировании должно исключать ее провисание. Используемые для шаблонирования веревки или стержни должны быть чистыми. При минусовой температуре воздуха трубы непосредственно перед шаблонированием следует прогреть паром.

Оправка должна свободно проходить через всю трубу. Если оправка не проходит через трубу, эта труба должна быть отложена для принятия решения о возможности ее дальнейшего использования и заменена другой трубой с проведением перенумерации труб.

Допускается проводить шаблонирование в процессе подъема труб на буровую;

g) установить резьбовые предохранители.

Чтобы не повредить резьбовые соединения труб и муфт при перекатывании их по стеллажу или подъеме на буровую, на них следует установить чистые резьбовые предохранители или специальные защитные колпаки.

Допускается неоднократное использование снятых резьбовых предохранителей при условии, что после каждого использования они должны быть тщательно очищены от ранее нанесенной смазки и внимательно осмотрены для выявления повреждений. Очистку от смазки следует проводить в соответствии с требованиями по очистке резьбовых соединений труб и муфт [перечисление с)]. Не допускается повторное использование резьбовых предохранителей со значительными повреждениями резьбы и формы.

При повторной установке резьбовых предохранителей необходимо убедиться, что они предназначены для труб и муфт данного размера и типа резьбового соединения
.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

4.3 Подъем труб на буровую установку*

_________________

* Наименование пункта 4.3 в оригинале выделено курсивом. - .

Подъем труб на буровую установку следует проводить по отдельности, при необходимости используя устройство для подачи труб. Необходимо соблюдать осторожность, не допуская изгиба труб и ударов муфт или резьбовых предохранителей с любой частью буровой вышки или другим оборудованием. На воротах буровой вышки следует иметь удерживающий канат.

Подъем труб на буровую установку должен проводиться только с установленными резьбовыми предохранителями или защитными колпаками!


4.4 Нанесение смазки*

_________________

* Наименование пункта 4.4 в оригинале выделено курсивом. - .

4.4.1 Резьбовые предохранители или защитные колпаки с трубы и муфту следует снимать только непосредственно перед посадкой трубы в муфты и нанесением резьбовой уплотнительной смазки.

4.4.2 После снятия резьбовых предохранителей или защитных колпаков необходимо проверить отсутствие механических повреждений на резьбовом соединении на свободном конце трубы.

4.4.3 Резьбовую уплотнительную смазку следует равномерно нанести на всю поверхность резьбы ниппельного конца трубы и муфты предыдущей трубы, включая резьбу с неполным профилем, упорные и уплотнительные поверхности соединения.

4.4.4 Смазку следует наносить на тщательно высушенную поверхность резьбового соединения кистью, щеткой или другими приспособлениями, на конец муфты рекомендуется наносить смазку приспособлением с рельефным профилем.

Запрещается использовать для нанесения смазки металлические щетки!

4.4.5 Рекомендуется применение резьбовых уплотнительных смазок, соответствующих требованиям ГОСТ Р ИСО 13678.

4.4.6 Минимальное количество смазки, необходимое для свинчивания одного резьбового соединения, должно рассчитываться по следующей формуле

, (1)


где - минимальная масса смазки, г, на одно резьбовое соединение, округленная до целого значения;

- плотность смазки, г/см;

- наружный диаметр труб, мм.

Необходимое количество резьбовой смазки должно распределяться между муфтой и концом трубы, следующим образом: 2/3 количества смазки - на конец муфты, 1/3 - на конец трубы.

4.4.7 При использовании резьбовой смазки следует выполнять следующие рекомендации:

- использовать смазку только из тары изготовителя, на которой указаны название смазки, номер партии, дата изготовления и срок годности смазки;

- для сборки одной колонны использовать смазку одного наименования;

- тщательно перемешивать смазку перед использованием;

- при низкой минусовой температуре подогреть смазку перед нанесением;

- не допускать загрязнения смазки и приспособления для ее нанесения посторонними веществами;

- хранить смазку в тщательно закрытой и перевернутой таре;

- хранить смазку при температуре, указанной изготовителем смазки;

- при хранении тары с неиспользованной полностью смазкой необходимо указать на ней дату первичного использования.

Запрещается использовать смазку с истекшим сроком годности, из тары, не имеющей идентификационных признаков, перекладывать смазку в другие емкости или разбавлять смазку!


4.5 Посадка трубы в муфту*

_________________

* Наименование пункта 4.5 в оригинале выделено курсивом. - .

4.5.1 Перемещение первой трубы колонны к забою скважины должно выполняться крайне осторожно.

Категорически запрещается быстрый спуск и посадка труб на забой!

4.5.2 Перед спуском колонны необходимо обеспечить центрирование талевой системы относительно устья скважины. Перед посадкой трубы в муфту должна быть проверена соосность соединяемых труб во избежание их перекоса при свинчивании.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

4.5.3 При посадке трубы в муфту необходимо опускать ее плавно, не допуская ударов торца трубы о торец муфты, соскальзывания конца трубы в муфту и повреждений резьбы. При этом рекомендуется применять специальную посадочную направляющую или направляющую воронку. Если после посадки наблюдается перекос трубы, необходимо поднять ее, осмотреть на предмет отсутствия повреждений и принять решение о возможности ее дальнейшего использования.

4.5.4 При свинчивании труб с переводниками и соединительными деталями необходимо убедиться, что свинчиваемые резьбовые концы изделий имеют одинаковый размер и тип резьбового соединения.

Примечание - При посадке трубы в муфту, спуско-подъемных операциях и свинчивании-развинчивании возможно образование задиров на резьбе труб и муфт из склонных к задирам материалов (мартенситных хромистых сталей L80 тип 9Cr и L80 тип 13Cr, двухфазных нержавеющих сталей и сплавов на основе никеля). Стойкость резьбы к задирам в основном зависит от двух факторов - подготовки и обработки поверхности резьбы при изготовлении и осторожности при проведении спуско-подъемных операций.


4.6 Свинчивание и спуск колонны*

_________________

* Наименование пункта 4.6 в оригинале выделено курсивом. - .

4.6.1 Применение элеваторов обычного типа

При применении для спуска и подъема труб элеватора обычного типа несущая поверхность элеватора должна быть тщательно проверена на неравномерный износ, который может привести к установке трубы с перекосом и опасности вырывания трубы из муфты, а также к неравномерному распределению нагрузки по опорной поверхности муфты. Элеваторы должны быть снабжены стропами равной длины.

4.6.2 Применение элеваторов клинового типа

Для тяжелых обсадных колонн рекомендуется применение элеваторов клинового типа (спайдер-элеваторов). Клиновой захват и клинья элеватора должны быть чистыми, без видимых механических повреждений и деформации кромок, соответствовать наружному диаметру спускаемой в скважину трубы и равномерно охватывать трубу в месте захвата. Для тяжелых обсадных колонн рекомендуется использовать удлиненные плашки.

4.6.3 Требования к работе элеватора

Необходимо следить за тем, чтобы захват и клинья элеватора опускались одновременно. Их неравномерное опускание может привести к образованию на трубах вмятин или сильных надрезов. Должна быть проверена исправность защелки элеватора.

4.6.4 Подбор трубного ключа

Свинчивание колонны следует выполнять специально подобранным трубным ключом, обеспечивающим необходимый момент свинчивания резьбового соединения.

Трубный ключ должен быть выбран по размеру труб так, чтобы создавать усилие, равное 1,5% прочности резьбового соединения, рассчитанной по ГОСТ Р 54918, или на 50% превышать момент свинчивания, указанный в таблице А.1 (приложение А).

Плашки ключа необходимо подбирать в соответствии с наружным диаметром труб. Плашки не должны сминать трубы, но должны плотно прилегать к ним во избежание нанесения глубоких рисок на поверхность труб. Не рекомендуется применение цепных ключей.

Примечание - Следы от клиньев и плашек трубных ключей оказывают отрицательное воздействие на трубы. Необходимо принять все возможные меры для сведения таких повреждений к минимуму.

Необходимо проверить износ поверхностей оси шарнира и самого шарнира трубного ключа. При необходимости следует подправить крепление удерживающего каната к стойке так, чтобы обеспечить горизонтальность трубного ключа и не допустить неравномерного распределения нагрузки по поверхностям зажима трубы.

Средства измерений, применяемые при регистрации момента свинчивания, должны быть поверены в установленном порядке.

Примечание - Рекомендации по свинчиванию обсадных труб, приведенные в 4.6.5-4.6.9, распространяются на применение трубных ключей с силовым приводом.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

4.6.5 Правила проведения свинчивания

После посадки трубы в муфту следует свинчивание на первые 2-3 оборота выполнять вручную или с помощью ключа с ремнем и убедиться, что зацепление резьбы происходит правильно, без свинчивания резьбы с перекосом.

На первых стадиях свинчивания труб необходимо следить за любыми нарушениями в процессе свинчивания или отклонениями от заданной скорости свинчивания, т.к. они могут указывать на свинчивание с перекосом, загрязнение или повреждение резьбы или на другие нарушения.

При выполнении дальнейшего свинчивания соединения скорость свинчивания должна быть не более 15 об/мин для предотвращения образования задиров. При возрастании момента скорость свинчивания должна быть снижена до скорости не более 5 об/мин, при этом происходит докрепление соединения для достижения необходимого положения муфты на трубе.

Докрепление резьбового соединения вращением ротора не допускается!

При выполнении дальнейшего свинчивания соединения труб из мартенситных хромистых сталей L80 тип 9Cr и L80 тип 13Cr, двухфазных нержавеющих сталей и сплавов на основе никеля его следует проводить до предела ручного свинчивания, а затем со скоростью свинчивания не более 5 об/мин для предотвращения образования задиров.

Для правильного свинчивания должно быть определено оптимальное значение момента свинчивания для труб всех размеров и типов резьбовых соединений.

Значение момента свинчивания зависит от ряда факторов:

- геометрических параметров резьбы;

- материала покрытия поверхности резьбы;

- типа резьбовой смазки;

- группы прочности и размера труб;

- уплотнительных колец в муфте;

- условий окружающей среды и т.д.

4.6.6 Свинчивание обсадных труб с резьбовыми соединениями SC и LC

Свинчивание рекомендуется проводить в следующем порядке:

1) Для каждой секции колонны выполнить свинчивание не менее 10 резьбовых соединений (идущих первыми последовательно по плану работ) с целью определения оптимального момента свинчивания. Полученное значение может отличаться от расчетного значения, указанного в таблице А.1 (приложение А).

Расчетные значения момента свинчивания, указанные в таблице А.1 (приложение А), применимы для соединений труб с муфтами, имеющими цинковое или фосфатное покрытие резьбы.

2) Проводить свинчивание труб с определением момента свинчивания до совпадения торца муфты с концом сбега резьбы или до основания треугольного клейма (равностороннего треугольника со стороной 9,5 мм), если на трубы нанесено треугольное клеймо.

3) Свинчивание считается правильным, если после свинчивания:

- торец муфты совпадает с концом сбега резьбы при допускаемом отклонении плюс-минус два витка резьбы (два шага резьбы) - для труб без треугольного клейма;

- торец муфты находится между вершиной и основанием треугольного клейма, при допускаемом отклонении минус один виток резьбы (шаг резьбы) от основания треугольного клейма - для труб с треугольным клеймом.

4) Среднеарифметическое значение момента свинчивания после свинчивания не менее 10 резьбовых соединений является оптимальным для данных условий свинчивания.

5) При свинчивании остальных труб минимальный момент свинчивания должен быть не менее 75% оптимального значения, а максимальный момент свинчивания - не более 125% оптимального значения.

6) Если после свинчивания конец сбега резьбы трубы перекрывается торцом муфты на два витка резьбы или находится у вершины треугольного клейма и при этом момент свинчивания составляет менее 75% определенного оптимального значения, то свинчивание данного соединения должно быть отложено до принятия решения о дальнейшем его использовании.

7) Если по достижении рекомендуемого момента свинчивания торец муфты не доходит до сбега резьбы трубы на несколько витков или не доходит до основания треугольного клейма, то следует приложить дополнительный момент, но не превышающий 125% от определенного оптимального значения. Если после приложения дополнительного момента торец муфты не доходит до сбега резьбы трубы более чем на три витка резьбы или не доходит до основания треугольного клейма, то свинчивание данного соединения должно быть отложено до принятия решения о дальнейшем его использовании.

При применении для свинчивания SC и LC трубных ключей без указателя момента свинчивания сначала выполняют свинчивание вручную (цепным ключом или ключом с ремнем) до предела ручного свинчивания, после чего проводят механическое свинчивание на следующее число оборотов:

- не менее трех оборотов - для труб наружным диаметром от 114,30 до 177,80 мм включительно;

- не менее трех с половиной оборотов - для труб наружным диаметром 193,68 мм и более;

- не менее четырех оборотов - для труб наружным диаметром 244,48 и 273,05 мм группы прочности Р110 и наружным диаметром 508,00 мм групп прочности J55 и К55.

4.6.7 Свинчивание обсадных труб с резьбовым соединением ВС

Свинчивание рекомендуется проводить в следующем порядке:

1) Для каждой партии труб выполнить свинчивание не менее 10 резьбовых соединений (идущих последовательно по плану работ) с целью определения оптимального момента свинчивания. Полученное значение момента свинчивания применимо для данных условий свинчивания (применяемой смазки, температуры окружающей среды, группы прочности и размера труб и т.д.).

2) Проводить свинчивание труб до совпадения торца муфты с основанием треугольного клейма с определением момента свинчивания.

3) Свинчивание считается правильным, если после свинчивания торец муфты находится между вершиной и основанием треугольного клейма с допускаемым отклонением минус один виток резьбы (шаг резьбы) от основания треугольного клейма.

4) Среднеарифметическое значение момента свинчивания после свинчивания не менее 10 резьбовых соединений является оптимальным для данных условий свинчивания.

5) При свинчивании остальных труб минимальный момент свинчивания, при котором торец муфты совпадает с вершиной треугольного клейма на трубе, должен быть не менее 75% определенного оптимального значения, а максимальный момент свинчивания, при котором торец муфты совпадает с основанием треугольного клейма, - не более 125% определенного оптимального значения. В противном случае свинчивание данного резьбового соединения должно быть отложено до принятия решения о дальнейшем его использовании.

4.6.8 Свинчивание обсадных труб с резьбовым соединением ОТТГ

Свинчивание рекомендуется проводить в следующем порядке:

1) Определить расстояние от торца муфты до упорного уступа муфты не менее чем на 10 трубах, идущих последовательно по плану работ, и отметить риской измеренные значения на поверхности ниппельного конца каждой последующей трубы.

2) Провести свинчивание этих труб, определяя значение момента свинчивания, при совпадении отметки на ниппельном конце с торцом соответствующей муфты. Определенное среднеарифметическое значение момента свинчивания после свинчивания этих труб является оптимальным для данных условий свинчивания (применяемой смазки, температуры окружающей среды, группы прочности и размера труб и т.д.).

3) При свинчивании остальных труб минимальный момент свинчивания должен быть не менее 75% определенного оптимального значения, а максимальный момент свинчивания - не более 125% определенного оптимального значения. В противном случае свинчивание данного резьбового соединения должно быть отложено до принятия решения о дальнейшем его использовании.

4.6.9 Свинчивание обсадных труб с резьбовым соединением ОТТМ

Свинчивание рекомендуется проводить в следующем порядке;

1) Для каждой партии труб выполнить свинчивание не менее 10 резьбовых соединений (идущих последовательно по плану работ) с целью определения оптимального момента свинчивания. Полученное значение момента свинчивания применимо для данных условий свинчивания (применяемой смазки, температуры окружающей среды, группы прочности и размера труб и т.д.).

2) Проводить свинчивание труб до совпадения торца муфты со сбегом резьбы трубы с определением момента свинчивания.

3) Свинчивание считается правильным, если после свинчивания торец муфты совпадает с концом сбега резьбы или не доходит до него не более чем на 5 мм.

4) Определенное среднеарифметическое значение момента свинчивания после свинчивания этих труб является оптимальным для данных условий свинчивания.

5) При свинчивании остальных труб минимальный момент свинчивания, при котором торец муфты совпадает с концом сбега резьбы на трубе, должен быть не менее 75% определенного оптимального значения, максимальный момент свинчивания, при котором торец муфты может не доходить до конца сбега резьбы на трубе не более чем на 5 мм, - не более 125% от определенного оптимального значения. В противном случае свинчивание данного резьбового соединения должно быть отложено до принятия решения о дальнейшем его использовании.

4.6.10 Отложенные резьбовые соединения

Резьбовые соединения, свинчивание которых отложено для принятия решения о возможности дальнейшего использования, должны быть развинчены для определения причин неправильного свинчивания. Проверке должна быть подвергнута резьба трубы и свинчиваемой с ней муфты. Развинченные резьбовые соединения не допускается свинчивать повторно без дополнительного контроля или ремонта, даже если они имеют незначительные видимые повреждения.

Если причиной неправильного свинчивания не являются повреждения или недопустимые отклонения геометрических параметров резьбы, то для обеспечения правильного свинчивания необходимо скорректировать момент свинчивания.

4.6.11 Биение верхнего конца трубы

Если при свинчивании отмечается биение верхнего конца трубы, указывающее на возможное смещение оси резьбы муфты относительно оси трубы, следует снизить скорость вращения для предотвращения образования заедания резьбы. Если биение продолжается и при уменьшенной скорости свинчивания, то труба должна быть отложена для принятия решения о возможности ее дальнейшего использования.

4.6.12 Докрепление муфты, установленной изготовителем

При свинчивании соединения может произойти докрепление муфты, установленной изготовителем. Это не означает, что такая муфта слабо затянута, но указывает на то, что к ниппельному концу трубы приложен момент свинчивания, превышающий момент, с которым муфта была навинчена изготовителем.

4.6.13 Общие требования к спуску колонны труб

Спуск колонны труб следует проводить аккуратно, а при посадке на клинья соблюдать меры предосторожности для предотвращения ударного воздействия. Недопустимо, чтобы башмак колонны опирался на забой или подвергался какому-либо сжимающему воздействию, поскольку это может привести к изгибу, особенно в той части, где возможно кавернообразование по стволу скважины.

4.7 Защита труб протекторами

При ведении работ внутри обсадных колонн на бурильные трубы, находящиеся внутри обсадной колонны, могут быть надеты соответствующие протекторы.

4.8 Подъем колонны из скважины

4.8.1 Для развинчивания труб при подъеме обсадной колонны трубный ключ следует размещать близко к муфте, но не вплотную, так как необходимо исключить даже небольшое сдавливающее воздействие плашек трубного ключа на поверхность трубы, в частности, в случае плотного резьбового соединения и/или тонкостенных обсадных труб. Расположение трубного ключа от муфты на расстоянии 1/3 или 1/4 наружного диаметра трубы предотвращает, как правило, излишнее трение в резьбовом соединении. В случае необходимости допускается легкое обстукивание средней части муфты по окружности плоским бойком молотка.

4.8.2 В случае прихвата труб необходимо использовать индикатор веса. При этом необходимо учитывать натяжение колонны труб и не принимать его за освобождение от прихвата. Если нагрузка снижается до веса колонны, то можно считать, что произошло освобождение от прихвата.

4.8.3 При развинчивании соединения скорость не должна быть более 10 об/мин.

Раскрепление резьбового соединения вращением ротора не допускается!

4.8.4 После окончания развинчивания следует плавно выводить трубу из муфты. Не допускается извлекать трубу из муфты рывком.

4.8.5 При подъеме колонны из-за повреждения труб необходимо для предотвращения аналогичных случаев определить причину повреждения.

4.8.6 При размещении поднятых труб на буровой они должны быть уложены или вертикально установлены на прочной деревянной площадке.

4.8.7 Все резьбовые соединения поднятой колонны должны быть развинчены, очищены от смазки в соответствии с 4.2.2 [перечисления с) и d)] и осмотрены. Трубы, имеющие повреждения, следует замаркировать и отложить для последующего ремонта и контроля.

На концы труб, не имеющие повреждений, должны быть установлены чистые резьбовые предохранители.

4.8.8 Перед повторным спуском резьбовые соединения труб должны быть подготовлены в соответствии с 4.4.

4.8.9 Перед укладкой труб на хранение на очищенные резьбовые соединения должна быть нанесена консервационная смазка, предохраняющая их от коррозии и установлены резьбовые предохранители.

4.9 Причины неисправностей при сборке и эксплуатации

В настоящем подразделе приведены наиболее часто встречающиеся причины неисправностей при сборке и эксплуатации обсадных труб:

1) несоответствие выбранных труб условиям эксплуатации;

2) несоответствие труб, муфт и/или резьбовых соединений установленным требованиям;

3) несоблюдение правил при погрузочно-разгрузочных операциях, транспортировании и хранении;

4) несоблюдение установленных требований к спуску и подъему колонны, в том числе повреждения при посадке трубы в муфту, свинчивание с перекосом, несоосность оси трубы и оси скважины;

5) повреждение резьбового соединения;

6) отсутствие предварительного ручного свинчивания;

7) бурение внутри обсадной колонны без протекторов;

8) отсутствие предварительного подбора момента свинчивания и приложение чрезмерного момента свинчивания;

9) чрезмерное натяжение колонны при освобождении от прихватов;

10) развинчивание колонны с высокой скоростью;

11) износ внутренней поверхности обсадной колонны, особенно в искривленных участках ствола скважины;

12) применение несоответствующего оборудования, клиновых захватов, плашек и трубных ключей;

13) изгиб труб в размытой незацементированной части ствола;

14) чрезмерное обстукивание резьбовых соединений при развинчивании колонны;

15) негерметичность резьбовых соединений, которая может быть вызвана следующими причинами:

a) неправильным выбором резьбовой уплотнительной смазки, не соответствующей условиям эксплуатации, неправильным нанесением смазки, применением некачественной или разбавленной смазки;

b) неправильным свинчиванием резьбовых соединений;

c) свинчиванием загрязненных резьбовых соединений;

d) заеданием резьбы при свинчивании, в том числе вследствие загрязнения, неправильной посадки, повреждения, отсутствие предварительного ручного свинчивания, приложения чрезмерного момента свинчивания;

e) несоответствием резьбовых соединений установленным требованиям;

f) чрезмерным натяжением колонны при подъеме;

g) падением колонны;

h) неоднократными операциями свинчивания и развинчивания;

i) изгибом колонны;

j) вмятинами на муфтах, вызванными чрезмерным обстукиванием при развинчивании;

k) овальностью или отклонением формы профиля труб и муфт, в том числе при работе трубным ключом с приложением чрезмерных усилий, приводящих к деформации, особенно при развинчивании;

I) нарушением порядка спуска труб по группе прочности и толщине стенки, создающим напряжения в резьбовых соединениях, превышающие предел текучести металла;

16) коррозионное повреждение труб.

5 Порядок спуска и подъема насосно-компрессорных труб

5.1 Документирование процесса подготовки и спуска колонны

5.1.1 Для спуска колонны насосно-компрессорных труб должны быть разработаны инструкции, регламентирующие растяжение колонны и порядок спуска колонны.

Цель таких инструкций - не допустить критических напряжений или чрезмерных и небезопасных растягивающих напряжений в любой момент срока службы колонны. Для обеспечения надлежащего уровня растяжения колонны и правильной процедуры спуска необходимо учесть все факторы, такие как температура и давление в скважине, температура бурового раствора и изменение температуры при эксплуатации. Должен быть учтен исходный запас прочности колонны на растяжение, влияющий на порядок спуска колонны.

5.1.2 Все работы по сборке колонны насосно-компрессорных труб следует проводить по утвержденному плану работ, составленному в соответствии с инструкциями и требованиям регламентирующих документов.

План должен включать указания по порядку сборки в колонну труб различных групп прочности, размеров и типов резьбовых соединений. Спуск труб необходимо проводить в строгом соответствии с установленным порядком.


5.2 Контроль и подготовка труб

5.2.1 Осмотр труб и муфт

Перед подъемом насосно-компрессорных труб на буровую установку необходимо провести осмотр каждой трубы и муфты.

Насосно-компрессорные трубы не должны иметь дефектов, которые по ГОСТ Р 53366 относятся к недопустимым дефектам, и должны соответствовать требованиям, установленным в настоящем стандарте.

Для применения труб в скважинах со специальными условиями эксплуатации, указанные в настоящем стандарте методы контроля могут не обеспечить выявление дефектов в степени, достаточной для применения в таких условиях. В таких случаях рекомендуется использовать другие методы неразрушающего контроля, позволяющие подтвердить необходимое качество насосно-компрессорных труб и их пригодность для спуска в скважину. Рекомендуется выполнить оценку методов неразрушающего контроля, предусмотренных в ГОСТ Р 53366, для определения возможности применения этих методов для выявления дефектов и разделения сигналов от недопустимых дефектов от источников ложных сигналов, которые могут возникнуть при применении этих методов.

ВНИМАНИЕ! Необходимо иметь в виду, что из-за больших допускаемых отклонений наружного диаметра на участке, находящемся непосредственно за высадкой насосно-компрессорной трубы, могут возникнуть затруднения при установке на насосно-компрессорной трубе герметизирующей подвески охватывающего типа, если труба изготовлена с верхним предельным отклонением наружного диаметра. По этой причине рекомендуется тщательно выбирать резьбовое соединение для насосно-компрессорных труб, устанавливаемых вверху колонны.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.2.2 Подготовка насосно-компрессорных труб к свинчиванию в колонну

При подготовке насосно-компрессорных труб для свинчивания в колонну рекомендуется выполнить следующие основные действия:

а) скомплектовать трубы по группам прочности, размерам и типам соединений и уложить трубы на стеллажи с учетом очередности их спуска по плану работ.

Если какая-либо труба не поддается идентификации, то она должна быть отложена до выяснения ее группы прочности, размера и типа резьбового соединения;

b) снять резьбовые предохранители с концов труб и муфт.

Резьбовые предохранители следует снимать специальным ключом усилием одного человека. В случае затруднений при снятии резьбового предохранителя допускаются легкие удары деревянным предметом по торцу предохранителя для устранения возможного перекоса;

c) очистить резьбовые соединения труб и муфт от смазки.

Очистку от смазки следует проводить ветошью при помощи горячей мыльной воды, подаваемой под напором, пароочистителя или растворителя, не содержащего хлор.

При минусовой температуре допускается удаление смазки с помощью растворителя, не содержащего хлор, с последующей продувкой резьбового соединения сжатым воздухом.

Для удаления смазки не допускается использовать дизельное топливо, керосин, соленую воду, барит и металлические щетки!

Также не следует использовать для удаления смазки моющие средства, оставляющие пленку на поверхности соединения и приводящие к ухудшению последующего нанесения уплотнительной смазки и ее адгезии к металлу.

После удаления смазки резьбовые соединения следует тщательно протереть сухой и чистой ветошью или просушить продувкой сжатым воздухом;

d) осмотреть резьбовые соединения труб и муфт.

Резьбовые соединения могут получить повреждения в результате соударения труб между собой или каких-либо других ударных воздействий, появления ржавчины, коррозии или других химических повреждений под воздействием окружающей среды или агрессивных компонентов смазки, а также при снятии резьбовых предохранителей.

При обнаружении повреждений резьбы, которые по ГОСТ Р 51906 и ГОСТ 33758 относятся к недопустимым и которые нельзя исправить, трубы к спуску не допускаются;

e) измерить длину каждой трубы.

Измерения следует проводить от свободного торца муфты до того участка ниппельного конца трубы, который соответствует номинальному положению торца муфты при механическом свинчивании (приблизительно у конца сбега резьбы на трубе или у основания треугольного клейма).

Общая сумма измеренных длин отдельных труб представляет собой длину ненагруженной собственным весом колонны насосно-компрессорных труб.

Для измерения следует использовать стальную измерительную ленту с ценой деления не более 1,0 мм;

f) провести шаблонирование каждой трубы.

Шаблонирование должно быть проведено стальным шаблоном (оправкой) по всей длине трубы. Для шаблонирования труб из хромистых и коррозионно-стойких сталей следует использовать полимерные или алюминиевые оправки. Размеры рабочей части оправки должны соответствовать размерам, указанным в ГОСТ Р 53366. Через каждые 50 труб рекомендуется проверять диаметр рабочей части оправки в трех плоскостях по длине оправки. Не допускается использовать оправки при уменьшении диаметра рабочей части оправки более чем на 0,5 мм в какой-либо из трех плоскостей.

Положение трубы при шаблонировании должно исключать ее провисание. Используемые для шаблонирования веревки или стержни должны быть чистыми. При минусовой температуре воздуха трубы непосредственно перед шаблонированием следует прогреть паром.

Оправка должна свободно проходить через всю трубу. Если оправка не проходит через трубу, то труба должна быть отложена до принятия решения о возможности ее дальнейшего использования, и заменена другой трубой, с проведением перенумерации труб;

g) установить резьбовые предохранители.

Чтобы не повредить резьбу труб и муфт при перекатывании их по стеллажу или подъеме на буровую, на нее следует установить чистые резьбовые предохранители или специальные защитные колпаки.

Допускается неоднократное использование снятых резьбовых предохранителей при условии, что после каждого использования они должны быть тщательно очищены от ранее нанесенной смазки и внимательно осмотрены для выявления повреждений. Очистку от смазки следует проводить в соответствии с требованиями по очистке резьбовых соединений труб и муфт [перечисление с)]. Не допускается повторное использование резьбовых предохранителей со значительными повреждениями резьбы и формы.

При установке резьбовых предохранителей необходимо убедиться, что они предназначены для труб и муфт данного размера и типа резьбового соединения.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.3 Подъем труб на буровую установку

Подъем труб на буровую установку следует проводить по отдельности, при необходимости используя устройство для подачи труб. При подъеме труб на буровую установку необходимо соблюдать осторожность, не допуская изгиба труб и ударов муфт и резьбовых предохранителей с конструкциями буровой вышки или другим оборудованием. На воротах буровой вышки следует иметь удерживающий канат.

Подъем труб на буровую установку должен проводиться только с установленными резьбовыми предохранителями или защитными колпаками!


5.4 Нанесение смазки*

_________________

* Наименование пункта 5.4 в оригинале выделено курсивом. - .

5.4.1 Резьбовые предохранители или защитные колпаки с трубы и муфты следует снимать только непосредственно перед посадкой трубы в муфты и нанесением резьбовой уплотнительной смазки.

5.4.2 Перед нанесением смазки необходимо проверить отсутствие механических повреждений на резьбовом соединении на свободном конце трубы.

5.4.3 Резьбовую уплотнительную смазку следует равномерно нанести на всю поверхность резьбы ниппельного конца трубы и муфты предыдущей трубы, включая резьбу с неполным профилем, упорные и уплотнительные поверхности соединения.

Смазку следует наносить на тщательно высушенную поверхность резьбового соединения кистью, щеткой или другими приспособлениями, на конец муфты рекомендуется наносить смазку приспособлением с рельефным профилем.

Запрещается использовать для нанесения смазки металлические щетки!

Рекомендуется применение резьбовых уплотнительных смазок, соответствующих требованиям ГОСТ Р ИСО 13678**.

Минимальное количество смазки, необходимое для свинчивания одного резьбового соединения, должно рассчитываться по следующей формуле

, (2)

где - минимальная масса смазки, г, на одно резьбовое соединение, округленная до целого значения;

- плотность смазки, г/см;

- наружный диаметр труб, мм.

Необходимое количество резьбовой смазки должно распределяться между муфтой и концом трубы, следующим образом: 2/3 количества смазки - на конец муфты, 1/3 - на конец трубы.

При использовании резьбовой смазки следует выполнять следующие рекомендации:

- использовать смазку только из тары изготовителя, на которой указаны название смазки, номер партии, дата изготовления и срок годности смазки;

- для сборки одной колонны использовать смазку одного наименования;

- тщательно перемешивать смазку перед использованием;

- при низкой минусовой температуре подогреть смазку перед нанесением;

- не допускать загрязнения смазки и приспособления для ее нанесения посторонними веществами;

- хранить смазку в тщательно закрытой и перевернутой таре;

- хранить смазку при температуре, указанной изготовителем смазки;

- при хранении тары с неиспользованной полностью смазкой указать на ней дату первичного использования.

Запрещается использовать смазку с истекшим сроком годности, из тары, не имеющей идентификационных признаков, перекладывать смазку в другие емкости или разбавлять смазку!


5.5 Посадка трубы в муфту*

_________________

* Наименование пункта 5.5 в оригинале выделено курсивом. - .

5.5.1 Перемещение первой трубы колонны к забою скважины должно выполняться крайне осторожно.

Категорически запрещается быстрый спуск и посадка труб на забой!

5.5.2 Перед спуском колонны необходимо обеспечить центрирование талевой системы относительно устья скважины. Перед посадкой трубы в муфту должна быть проверена соосность соединяемых труб во избежание их перекоса при свинчивании.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.5.3 При посадке трубы в муфту необходимо опускать ее плавно, не допуская ударов торца трубы о торец муфты, соскальзывания конца трубы в муфту и повреждений резьбы. При этом рекомендуется применять специальную посадочную направляющую или направляющую воронку. Если после посадки наблюдается перекос трубы, необходимо поднять ее, осмотреть на предмет отсутствия повреждений и принять решение о возможности ее дальнейшего использования.

Необходимо соблюдать осторожность, особенно при спуске свечей из двух или трех труб, не допуская прогиба, и, как следствие этого, отклонения от соосности, когда труба большим весом опирается на резьбу муфты. Для ограничения прогиба насосно-компрессорных труб на буровой могут быть установлены промежуточные опоры.

Примечание - При посадке трубы в муфту, спуско-подъемных операциях и свинчивании-развинчивании возможно образование задиров на резьбе труб и муфт из склонных к задирам материалов (мартенситных хромистых сталей L80 тип 9Cr и L80 тип 13Cr, двухфазных нержавеющих сталей и сплавов на основе никеля). Стойкость резьбы к задирам в основном зависит от двух факторов - подготовки и обработки поверхности резьбы при изготовлении и осторожности при проведении спуско-подъемных операций.

5.5.4 При свинчивании труб с переводниками и соединительными деталями необходимо убедиться, что свинчиваемые резьбовые концы изделий имеют одинаковый размер и тип резьбового соединения.


5.6 Свинчивание и спуск колонны

5.6.1 Применение элеваторов обычного типа

При применении для спуска и подъема труб элеватора обычного типа несущая поверхность элеватора должна быть тщательно проверена на неравномерный износ, который может привести к установке трубы с перекосом и опасности вырывания трубы из муфты, а также на равномерное распределение нагрузки по опорной поверхности муфты. Элеваторы должны быть снабжены штропами равной длины.

5.6.2 Применение элеваторов клинового типа

При спуске насосно-компрессорных труб со специальными муфтами с уменьшенным наружным диаметром и особенно с муфтами со специальной фаской рекомендуется использовать элеваторы клинового типа (спайдер-элеваторы).

Клиновой захват и клинья элеватора должны быть чистыми, без видимых механических повреждений и деформации кромок, соответствовать наружному диаметру спускаемой в скважину трубы и равномерно охватывать трубу в месте захвата.

Необходимо следить за тем, чтобы захват и клинья элеватора опускались одновременно. Их неравномерное опускание может привести к образованию на трубах вмятин или сильных надрезов. Должна быть проверена исправность защелки элеватора.

Примечание - Следы от клиньев и плашек трубных ключей оказывают отрицательное воздействие на трубы. Необходимо принять все возможные меры для сведения таких повреждений к минимуму.

5.6.3 Подбор трубного ключа

Свинчивание колонны насосно-компрессорных труб следует выполнять специально подобранным трубным ключом, обеспечивающим необходимый момент свинчивания резьбового соединения.

Трубный ключ должен быть выбран по размеру труб так, чтобы создавать усилие, равное 1,5% прочности резьбового соединения, рассчитанной по ГОСТ Р 54918, или на 50% превышать момент свинчивания, указанный в таблице А.2 (приложение А).

Плашки ключа необходимо подбирать в соответствии с наружным диаметром труб. Плашки не должны сминать трубы, но должны плотно прилегать к ним, во избежание нанесения глубоких рисок на поверхность труб. Не рекомендуется применение цепных ключей.

Необходимо проверить износ поверхностей оси шарнира и самого шарнира трубного ключа. При необходимости следует подправить крепление удерживающего каната к стойке так, чтобы обеспечить горизонтальность трубного ключа и не допустить неравномерного распределения нагрузки по поверхностям зажима трубы.

Трубный ключ с указателем момента свинчивания должен быть поверен в установленном порядке.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.6.4 Правила выполнения свинчивания

После посадки трубы в муфту предыдущей трубы следует свинчивание на первые 2-3 оборота выполнять вручную или с помощью ключа с ремнем и убедиться, что зацепление резьбы происходит правильно, без свинчивания резьбы с перекосом.

На первых стадиях свинчивания труб необходимо следить за любыми нарушениями в процессе свинчивания или отклонениями от заданной скорости свинчивания, т.к. они могут указывать на свинчивание с перекосом, загрязнение или повреждение резьбы или на другие нарушения.

При выполнении дальнейшего свинчивания соединения скорость свинчивания должна быть не более 15 об/мин для предотвращения образования задиров. При возрастании момента скорость свинчивания должна быть снижена до скорости не более 5 об/мин, при этом происходит докрепление соединения для достижения необходимого положения муфты на трубе.

Докрепление резьбового соединения вращением ротора не допускается!

Для правильного свинчивания должно быть определено оптимальное значение момента свинчивания для труб всех размеров и типов резьбовых соединений. Невыполнение предварительного подбора оптимального крутящего момента приводит к повреждению резьбы при свинчивании и значительному снижению количества свинчиваний резьбовых соединений.

Значение момента свинчивания зависит от ряда факторов:

- геометрических параметров резьбы;

- материала покрытия поверхности резьбы;

- типа резьбовой смазки;

- группы прочности и размера труб:

- уплотнительных колец в муфте;

- условий окружающей среды и т.д.

Срок службы насосно-компрессорных труб, неоднократно свинчиваемых в полевых условиях, обратно пропорционален моменту, прилагаемому для свинчивания. Для продления срока службы резьбового соединения свинчивание следует проводить с оптимальным моментом свинчивания, для скважин, герметичность которых не имеет большого значения, - с минимальным моментом свинчивания.

Геометрические параметры резьбовых соединений насосно-компрессорных труб могут изменяться после каждого свинчивания и незначительно отличаться от установленных требований. Поэтому при неоднократном свинчивании резьбовое соединение с каждым разом свинчивается все дальше, что приводит к достижению натяга резьбы соединения.

Примечание - Рекомендации по свинчиванию насосно-компрессорных труб, приведенные в 5.6.6-5.6.7, распространяются на применение трубных ключей с силовым приводом.

5.6.5 Свинчивание насосно-компрессорных труб с резьбовыми соединениями NU, EU, НКТН, НКТВ

Свинчивание рекомендуется проводить в следующем порядке:

1) Для каждой секции колонны выполнить свинчивание не менее 10 резьбовых соединений (идущих первыми последовательно по плану работ) с целью определения оптимального момента свинчивания. Полученное значение может отличаться от расчетного значения, указанного в таблице А.2 (приложение А).

Расчетные значения момента свинчивания, указанные в таблице А.2 (приложение А), применяются для соединений труб с муфтами, имеющими цинковое или фосфатное покрытие резьбы.

2) Для определения оптимального момента свинчивания сначала проводят свинчивание соединения вручную до предела ручного свинчивания или трубным ключом с моментом 70-100 Нм. После такого свинчивания от торца муфты до конца сбега резьбы ниппельного конца трубы должно остаться не более четырех витков резьбы.

После этого проводят механическое свинчивание соединения еще на два оборота с регистрацией момента свинчивания, не допуская при этом повреждения резьбы.

Оптимальный момент свинчивания труб соответствует достижению натяга в резьбовом соединении, установленному в нормативной документации на резьбовое соединение: 5,0 мм - для резьбы с шагом 2,540 мм и 6,4 мм - для резьбы с шагом 3,175 мм. Критерием установления оптимального момента свинчивания является длина механического свинчивания от положения ручного свинчивания (предела ручного свинчивания), оптимальная величина которой составляет два оборота (5,0 мм - для резьбы с шагом 2,540 мм и 6,4 мм - для резьбы с шагом 3,175 мм).

3) Среднеарифметическое значение момента свинчивания является оптимальным для данных условий свинчивания.

4) При свинчивании остальных труб минимальный момент свинчивания должен быть не менее 75% определенного оптимального значения, а максимальный момент свинчивания - не более 125% определенного оптимального значения. В противном случае свинчивание данного резьбового соединения должно быть отложено до принятия решения о дальнейшем его использовании.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.6.6 Свинчивание труб с резьбовым соединением НКМ

Свинчивание рекомендуется проводить в следующем порядке;

1) Определить расстояние от торца муфты до упорного уступа муфты не менее чем на 10 трубах, идущих последовательно по плану работ, и отметить риской измеренные значения на поверхности ниппельного конца каждой последующей трубы.

2) Провести свинчивание этих труб, определяя значение момента свинчивания, при совпадении отметки на ниппельном конце с торцом соответствующей муфты. Определенное среднеарифметическое значение момента свинчивания для этих труб является оптимальным для данных условий свинчивания (применяемой смазки, температуры окружающей среды, группы прочности и размера труб и т.д.).

3) При свинчивании остальных труб минимальный момент свинчивания должен быть не менее 75% оптимального значения, а максимальный момент свинчивания - не более 125% оптимального значения. В противном случае свинчивание данного резьбового соединения должно быть отложено до принятия решения о дальнейшем его использовании.

5.6.7 Отложенные резьбовые соединения

Соединения, при свинчивании которых положение торца муфты не соответствует требованиям или свинчивание которых отложено до принятия решения, должны быть развинчены для определения причин неправильного свинчивания. Проверке должна быть подвергнута и резьба трубы и свинчиваемой с ней муфты. Развинченные резьбовые соединения не допускается свинчивать повторно без дополнительного контроля или ремонта, даже если они имеют незначительные видимые повреждения.

Если причиной неправильного свинчивания не являются повреждения или недопустимые отклонения геометрических параметров резьбы, то для обеспечения правильного свинчивания необходимо скорректировать момент свинчивания. Причиной неправильного свинчивания также может являться неправильный подбор резьбовой уплотнительной смазки для конкретных условий эксплуатации.

5.6.8 Биение верхнего конца трубы

Если при свинчивании отмечается биение верхнего конца трубы, указывающее на возможное смещение оси резьбы муфты относительно оси трубы, следует снизить скорость вращения для предотвращения образования заедания резьбы. Если биение продолжается и при уменьшенной скорости свинчивания, то труба должна быть отложена для принятия решения о возможности ее дальнейшего использования.

5.6.9 Докрепление муфты, установленной изготовителем

При свинчивании соединения может произойти докрепление муфты, установленной изготовителем. Это не означает, что такая муфта слабо затянута, но указывает на то, что к ниппельному концу трубы приложен момент свинчивания, превышающий момент, с которым муфта была навинчена изготовителем.

5.6.10 Общие требования к спуску колонны труб

Спуск колонны труб следует проводить аккуратно, а при посадке на клинья соблюдать меры предосторожности для предотвращения ударного воздействия. Недопустимо, чтобы башмак колонны опирался на забой или подвергался иному сжимающему воздействию, поскольку это может привести к изгибу, особенно в той части, где возможно кавернообразование по стволу скважины.

5.7 Подъем колонны* из скважины

_______________

* Слово "колонны" в наименовании пункта 5.7 в оригинале выделено курсивом. - .

5.7.1 При подъеме колонны насосно-компрессорных труб следует определить имеющиеся повреждения и степень износа труб. Рекомендуется провести дефектоскопию, позволяющую быстро выявить трубы, подлежащие замене.

5.7.2 Для развинчивания труб при подъеме колонны насосно-компрессорных труб трубный ключ следует размещать близко к муфте, но не вплотную, так как необходимо исключить даже небольшое сдавливающее действие плашек трубного ключа на поверхность трубы. Расположение трубного ключа от муфты на расстоянии 1/3 или 1/4 наружного диаметра трубы предотвращает, как правило, излишнее трение в резьбовом соединении. В случае необходимости допускается легкое обстукивание средней части муфты по окружности плоским бойком молотка.

5.7.3 В случае прихвата труб необходимо использовать индикатор веса. При этом необходимо учитывать натяжение колонны труб и не принимать его за освобождение от прихвата. Если нагрузка снижается до веса колонны, то можно считать, что произошло освобождение от прихвата.

5.7.4 При развинчивании соединения скорость не должна быть более 10 об/мин.

Раскрепление резьбового соединения вращением ротора не допускается!

5.7.5 После окончания развинчивания следует плавно вывести трубу из муфты. Не допускается извлекать трубу из муфты рывком.

5.7.6 При размещении поднятых труб на буровой, они должны быть уложены или вертикально установлены на прочной деревянной площадке.

При вертикальном размещении поднятые трубы должны быть поставлены на буровой так, чтобы предотвратить их изгиб. Насосно-компрессорные трубы с наружным диаметром 60,32 мм и более предпочтительно устанавливают на подсвечник свечой из двух труб. Свечи труб наружным диаметром 48,26 мм и менее и свечи длиной более 18,3 м должны иметь промежуточную опору.

Трубы, установленные на подсвечник, должны быть закреплены.

5.7.7 Все резьбовые соединения труб поднятой колонны должны быть развинчены, очищены от смазки в соответствии с 5.2.2 [перечисления с) и d)] и осмотрены. Трубы, имеющие повреждения, следует замаркировать и отложить для последующего ремонта и контроля.

На концы труб, не имеющие повреждений, должны быть установлены чистые резьбовые предохранители. Свободный конец трубы следует установить на скользящую прокладку (тележку, лоток и др.).

5.7.8 При подъеме колонны из-за повреждения труб необходимо для предотвращения аналогичных случаев определить причину повреждения.

5.7.9 Перед повторным спуском резьбовые соединения труб должны быть подготовлены в соответствии с 5.4.

5.7.10 При повторном спуске трубы с наибольшим износом следует устанавливать в нижнюю часть колонны, с целью равномерного распределения износа соединений и труб.

5.7.11 Перед укладкой труб на хранение на очищенные резьбовые соединения для предохранения их от коррозии должна быть нанесена консервационная смазка и установлены резьбовые предохранители.


5.8 Причины неисправностей при сборке и эксплуатации

В настоящем подразделе приведены наиболее часто встречающиеся причины неисправностей при сборке и эксплуатации насосно-компрессорных труб:

1) несоответствие выбранных труб условиям эксплуатации;

2) несоответствие труб, муфт и/или резьбовых соединений установленным требованиям;

3) несоблюдение правил при погрузочно-разгрузочных операциях, транспортировании и хранении;

4) повреждение резьбового соединения;

5) отсутствие предварительного подбора момента свинчивания и приложение чрезмерного момента свинчивания;

6) чрезмерное обстукивание резьбовых соединений при развинчивании колонны;

7) применение несоответствующего оборудования, клиновых захватов, плашек и трубных ключей;

8) несоблюдение установленных требований к спуску и подъему колонны, в том числе повреждения при посадке трубы в муфту, свинчивание с перекосом, несоосность оси трубы и оси скважины, отсутствие предварительного ручного свинчивания;

9) износ муфт или истирание внутренней поверхности труб штангами;

10) повреждения насосной штанги;

11) усталостное разрушение металла;

12) чрезмерное натяжение колонны при ее освобождении от прихватов;

13) развинчивание колонны с высокой скоростью;

14) негерметичность соединений, которая может быть вызвана следующими факторами:

a) неправильным выбором резьбовой уплотнительной смазки, не соответствующей условиям эксплуатации, неправильным нанесением смазки, применением некачественной или разбавленной смазки;

b) свинчиванием загрязненных резьбовых соединений;

c) неправильным свинчиванием резьбового соединения;

d) заеданием резьбы при свинчивании, в том числе вследствие загрязнения, неправильной посадки, повреждения, отсутствия предварительного ручного свинчивания или приложения чрезмерного момента свинчивания;

e) несоответствием резьбовых соединений установленным требованиям;

f) вмятинами на муфтах, вызванными чрезмерным обстукиванием при развинчивании;

g) чрезмерным натяжением колонны при подъеме;

h) многократным спуском и подъемом колонны;

i) овальностью или отклонением формы профиля труб и муфт, в том числе при работе трубным ключом с приложением чрезмерных усилий, приводящих к деформации, особенно при развинчивании;

j) нарушением порядка спуска труб по группе прочности и толщине стенки, создающим напряжения в резьбовых соединениях, превышающих предел текучести металла;

15) коррозионное повреждение труб.

6 Транспортирование, погрузочно-разгрузочные операции и хранение труб

6.1 Общие положения

Трубы в целом, но особенно резьбовые соединения труб, имеют высокую точность изготовления и требуют бережного обращения независимо от того, являются ли они новыми, бывшими в употреблении или отремонтированными. При транспортировании, выполнении погрузочно-разгрузочных операций и хранении резьба труб всегда должна быть закрыта специальными резьбовыми предохранителями.

6.2 Транспортирование

6.2.1 Перевозка водным транспортом

В соответствии с правилами перевозки водным транспортом [1] должно быть обеспечено надлежащее проведение погрузки и разгрузки судов. Не допускается применение несоответствующих или неэффективных средств крепления труб, предохраняющих их от перемещения во время крена судна, соприкосновения труб с трюмной водой и расположения рядом с вредными химическими и другими веществами, вызывающими коррозию металла, протаскивания труб волоком по штабелю, зацепления муфт или резьбовых предохранителей, а также ударов о края люков или поручней судна.

6.2.2 Перевозка железнодорожным транспортом

В дополнение к требованиям правил перевозки железнодорожным транспортом [2] при погрузке труб на платформы рекомендуется:

a) применять деревянные прокладки, уложенные поперек платформы, для обеспечения надлежащей опоры для труб и возможности их захвата при разгрузке;

b) не допускать загрязнения труб;

c) если пол платформы неровный, положить под прокладки клинья и выровнять поверхность прокладок;

d) не располагать прокладки под муфтами или высаженными концами труб;

e) для предотвращения перемещения надежно закрепить трубы и правильно переложить их прокладками.

6.2.3 Перевозка грузовым автотранспортом

В соответствии с правилами перевозки [3] при транспортировании труб автотранспортом рекомендуется:

a) в непакетированном виде трубы укладывать на прокладки и привязывать их к прокладкам цепью. Длинные трубы при перевозке необходимо дополнительно перевязать цепью приблизительно посередине длины;

b) укладывать трубы муфтами с одной стороны;

c) не перегружать машину для исключения опасности разгрузки труб в пути;

d) после перевозки груза на незначительное расстояние снова подтянуть скрепляющие цепи, которые могут ослабнуть в результате осадки груза.

6.2.4 Перевозка воздушным транспортом

В соответствии с правилами перевозки [4] при транспортировании труб авиатранспортом рекомендуется:

- подготовку труб к перевозке вертолетом производить на площадке, оборудованной грузоподъемным механизмом с динамометром;

- перевозить трубы только упакованными во взвешенных пакетах, соблюдая порядок подвешивания пакета труб к вертолету и его отцепки.


6.3 Погрузочно-разгрузочные операции

При погрузке и разгрузке обсадных и насосно-компрессорных труб рекомендуется:

a) перед погрузкой или разгрузкой убедиться, что все предохранители резьбы находятся на месте. Не сбрасывать трубы при разгрузке с высоты. Не перетаскивать трубы волоком и другим способом, приводящим к повреждению резьбы или образованию вмятин на трубах.

Использовать специальные способы погрузки-разгрузки для коррозионно-стойких труб. Соударение с трубами или другими предметами может привести к значительному локальному повышению твердости труб и повлиять на их стойкость к сульфидному растрескиванию под напряжением;

b) при разгрузке труб вручную использовать канатные петли. Скатывать трубы по направляющим параллельно штабелю, не допуская слишком быстрого перемещения и соударения концов труб, которые могут привести к повреждению резьбы даже при наличии резьбовых предохранителей;

c) при использовании подъемных кранов для погрузки-разгрузки длинных труб применять широкозахватные траверсы со стропами в соответствии с утвержденными схемами строповки;

d) не допускать разгрузки труб на грунт, рельсы, стальной или бетонный пол.


6.4 Хранение

В соответствии с правилами, приведенными в ГОСТ 10692, трубы следует хранить в складских помещениях или на специально подготовленных складских площадках.

На буровой площадке должен быть организован специальный участок для складирования труб.

При хранении труб должны соблюдаться следующие рекомендации:

a) хранить трубы уложенными на стеллажах, на которых не должно быть камней, песка или грязи. На одном стеллаже укладывать трубы одного вида, диаметра, толщины стенки, группы прочности и типа резьбового соединения. Установить на стеллаже табличку с указанием идентификационных данных;

b) не укладывать трубы на грунт, рельсы, стальной или бетонный пол. Первый ряд труб размещать на высоте от уровня грунта или пола не менее 350 мм;

c) укладывать трубы на опоры таким образом, чтобы избежать прогиба труб или повреждения резьбы. Располагать опоры на одном уровне и поддерживать их стойками, способными выдерживать полную нагрузку штабеля без оседания;

d) для предотвращения прогиба труб в штабеле укладывать между рядами не менее трех прокладок, размещая их под прямым углом к трубам, непосредственно над прокладками и опорами предыдущих рядов труб. Трубы из коррозионно-стойких сталей укладывать только на деревянные прокладки;

e) трубы в соседних рядах располагать в шахматном порядке со смещением на величину, равную приблизительно длине муфты;

f) ограничить высоту штабеля труб на стеллаже не более 3 м. Не укладывать на стеллажи более 6 рядов труб;

g) проводить периодический осмотр складированных труб. При необходимости, нанести на трубы консервационное покрытие для защиты поверхности труб от коррозии;

h) при складировании на буровой площадке располагать трубы муфтами в сторону устья скважины и учитывать очередность спуска труб в скважину, чтобы первая по плану работ труба не находилась под трубами, которые должны спускаться позже. Нумерация труб должна начинаться с верхнего ряда.


7 Контроль и классификация труб, бывших в употреблении

7.1 Общие положения

В настоящем разделе приведены методы контроля и классификация труб, бывших в употреблении.

7.2 Порядок контроля и классификации

7.2.1 Виды повреждений труб и методы контроля

Общепринятыми в настоящее время методами контроля тела трубы являются визуальный, измерительный, электромагнитный, ультразвуковой, рентгеновский методы, метод вихревых токов и другие, применение которых определяется характером повреждений. К характерным повреждениям при эксплуатации труб относятся: коррозия наружной и внутренней поверхности, повреждения поверхности труб тросами, плашками и трубными ключами, износ внутренней поверхности обсадных труб бурильными и насосно-компрессорными трубами, поперечное растрескивание и износ внутренней поверхности насосно-компрессорных труб насосными штангами.

7.2.2 Контроль толщины стенки труб

Контроль толщины стенки труб допускается проводить микрометрами, стенкомерами, ультразвуковыми и рентгеновскими приборами и другими методами неразрушающего контроля, имеющими точность измерений не менее 2%, при настройке по стандартным образцам с толщиной стенки, близкой к толщине стенки труб.

7.2.3 Классификация труб по уменьшению толщины стенки и повреждениям

Бывшие в употреблении трубы должны быть классифицированы в зависимости от уменьшения толщины стенки, указанного в таблице А.4 (приложение А).

Значения, указанные в процентах, представляют собой уменьшение толщины стенки тела трубы по сравнению с номинальной толщиной стенки. Уменьшение толщины стенки может происходить как с наружной, так и с внутренней поверхности тела трубы. В соответствии с таблицей А.4 (приложение А) не должны классифицироваться участки труб с меньшей толщиной стенки: концы труб с резьбой и/или с высадкой. Уменьшение толщины стенки концов трубы с высадкой, имеющих большую толщину стенки, чем тело трубы, допускается до значений, превышающих указанные, без ухудшения качества и в зависимости от условий эксплуатации. Повреждение и/или уменьшение толщины стенки на концах труб с резьбой требует отдельной оценки в зависимости от условий эксплуатации.

Помимо классификации по уменьшению толщины стенки труб, указанной в таблице А.3 (приложение А), в таблице А.4 (приложение А) приведена система цветовой идентификации повреждений. Цветовая идентификация предусматривает нанесение полосы, шириной приблизительно 50 мм, краской соответствующего цвета по периметру тела трубы на расстоянии примерно 300 мм от торца.

7.2.4 Классификация труб по эксплуатационным характеристикам

Эксплуатационные характеристики новых обсадных и насосно-компрессорных труб определяют в соответствии с ГОСТ Р 54918.

Износ обсадных и насосно-компрессорных труб (потеря металла), а также коррозионное разрушение обычно происходят на внутренней поверхности труб. Эксплуатационные характеристики таких труб основаны на неизменном наружном диаметре. Однако должно приниматься во внимание возможное коррозионное разрушение наружной поверхности. Небольшие раковины или другие локальные потери металла могут не считаться повреждением поверхности трубы при каких-то условиях эксплуатации, но такой вид потери металла требует отдельного рассмотрения и оценки.

Если на поверхности труб имеются трещины, обнаруживаемые при визуальном, оптическом или магнитопорошковом контроле, такие трубы должны быть забракованы и признаны непригодными для дальнейшей эксплуатации.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

7.3 Контроль состояния поверхности тела труб и резьбовых соединений

7.3.1 Общие положения

Настоящий подраздел содержит пояснения по потерям металла, связанным с уменьшением толщины стенки тела труб и деформацией резьбовых соединений.

7.3.2 Поверхность тела труб

Потери металла обсадных и насосно-компрессорных труб, бывших в употреблении, обычно происходят с внутренней поверхности труб и проявляются в виде отдельных раковин, царапин, рисок или сплошного уменьшения толщины стенки, вызванного механическим износом или абразивным воздействием песка. Износ обсадных труб и хвостовиков также происходит при вращении и движении внутри них колонны бурильных труб. Внутренний износ обсадных труб происходит даже при применении резиновых протекторов, установленных на бурильной колонне. При увеличении времени бурения износ обсадных труб увеличивается. Эксплуатационные характеристики труб могут быть рассчитаны по остаточной толщине стенки.

Применение бывших в употреблении обсадных и насосно-компрессорных труб зависит от вида потери металла. Трубы с раковинами не могут применяться в некоторых коррозионных средах, но могут вполне удовлетворительно эксплуатироваться при отсутствии агрессивных компонентов в среде. Трубы, имеющие значительные равномерные потери металла, вызванные механическим износом, менее чувствительны к коррозионному воздействию, но для них необходим перерасчет характеристик по минимальной остаточной толщине стенки.

7.3.3 Резьбовое соединение

При проведении контроля резьбового соединения бывших в употреблении обсадных и насосно-компрессорных труб следует проверить наличие деформации профиля резьбы, следов заеданий и усталостных трещин на последних сопрягаемых витках резьбы. Быстрое свинчивание на последних сопрягаемых витках резьбы с треугольным профилем указывает на то, что при подъеме колонны резьба труб подвергалась воздействию растягивающих напряжений, превышающих предел текучести металла. Такое соединение может быть повторно свинчено, но не будет иметь необходимой прочности и может оказаться негерметичным. При развинчивании может произойти заедание резьбы, особенно при установке ключа на муфту. На насосно-компрессорных трубах в результате приложения знакопеременных напряжений часто возникают усталостные трещины во впадине профиля последних сопрягаемых витков резьбы, которые могут привести к снижению прочности или к разрушению соединения при последующей эксплуатации. Геометрические параметры резьбовых соединений могут изменяться после каждого свинчивания вследствие возникновения деформации при свинчивании и отличаться от установленных требований. Поэтому при неоднократном свинчивании резьбовое соединение с каждым разом свинчивается все дальше, за счет чего достигается натяг в резьбовом соединении.

7.3.4 Особенности насосно-компрессорных труб

Неоднократное свинчивание, сопровождаемое деформацией металла, может привести к уменьшению диаметра резьбы насосно-компрессорных труб, многократно подвергаемых спуску-подъему из скважины. Уменьшение диаметра резьбы может снизить прочность и герметичность соединения, а в худшем случае привести к схождению торцов труб в середине муфты или вырыванию концов труб из свинченного соединения.

7.4 Оценка пригодности к эксплуатации

Оценка пригодности труб для дальнейшей эксплуатации требует проверки состояния внутренней поверхности труб и остаточной толщины стенки для определения стойкости тела трубы к смятию, разрыву и растяжению, а также проверке состояния поверхности резьбы для оценки герметичности и наружного диаметра ниппельного конца труб для определения возможности свинчивания.

Оценку пригодности труб необходимо проводить в соответствии с ГОСТ Р 53366.

Наряду с проверкой толщины стенки для определения эксплуатационной пригодности труб рекомендуется провести проверку геометрических параметров резьбовых соединений при помощи калибров в соответствии с ГОСТ Р 51906 и ГОСТ 33758, учитывая при этом возможные изменения геометрических параметров, возникающие вследствие деформации при свинчивании.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

8 Защита от коррозии

8.1 Коррозионное разрушение

Внутренняя и наружная поверхности обсадных и насосно-компрессорных труб могут подвергаться коррозионному разрушению, вызванному воздействием коррозионно-агрессивных пластовых вод и добываемых сред. Наиболее характерными разрушениями поверхности являются питтинговая коррозия, коррозионное растрескивание под напряжением и сульфидное растрескивание под напряжением, а также другие виды локального коррозионного разрушения - эрозионный износ, коррозия пятнами, коррозия в виде отдельных язв (каверн). Коррозионное воздействие на поверхность труб усугубляется абразивным воздействием насосного оборудования, а также высокой скоростью течения добываемых сред, особенно при газлифтном способе добычи. На развитие процессов коррозии также оказывает влияние различие в микроструктуре металла, в состоянии поверхности, морфологии и адгезии образовавшихся осадков (продукты коррозии могут как плотно прилегать к поверхности металла, так и отслаиваться от нее, приводя к образованию гальванических пар). Трубы могут подвергаться коррозии, вызываемой блуждающими токами, сульфатвосстанавливающими бактериями, а также подвергаться биметаллической коррозии, возникающей в результате соединения разнородных металлов.

Универсальный способ защиты от коррозионного разрушения не может быть предложен вследствие того, что коррозионные разрушения возникают в результате комплексного воздействия целого ряда факторов и принимают различные формы. Комплекс мер по предотвращению коррозии в каждом отдельном случае должен разрабатываться отдельно, на основе известных факторов и конкретных условий эксплуатации.

Состояние поверхности труб контролируется визуально и/или посредством оптических приборов. В случаях, когда последние неприменимы, состояние внутренней поверхности труб определяется с помощью скважинных профилометров. Глубина питтингов и язв (каверн) может быть измерена с помощью измерительных приборов (глубиномеров или профилометров). Для выявления растрескивания могут применяться методы неразрушающего контроля, например магнитопорошковая дефектоскопия.

8.2 Защита от коррозии обсадных труб

Для защиты от коррозии обсадных труб применяют следующие меры:

a) для защиты наружной поверхности обсадных труб:

1) проводят цементирование, включающее применение центрирующих фонарей, скребков и соответствующего количества цемента, достаточного для защиты наружной поверхности труб от коррозии, вызванной агрессивными средами;

2) применяют электрическую изоляцию выкидных линий от скважин посредством применения изолирующих фланцевых соединений для уменьшения или предотвращения коррозии, вызванной блуждающими токами;

3) применяют щелочные буровые растворы или буровые растворы, обработанные бактерицидными препаратами для снижения коррозии, вызванной сульфатвосстанавливающими бактериями;

4) применяют системы катодной защиты соответствующей конструкции, аналогичной применяемой для защиты трубопроводов, но учитывающей особенности эксплуатации обсадных труб;

b) для защиты внутренней поверхности обсадных труб:

1) при фонтанном способе добычи заполняют межтрубное пространство буровым раствором на основе пресной воды или щелочным буровым раствором с низкой минерализацией;

2) устанавливают пакеры для герметизации межтрубного пространства между колонной насосно-компрессорных труб и колонной обсадных труб;

3) применяют ингибиторы коррозии.

Целесообразность применения средств защиты от коррозии определяют, сравнивая себестоимость эксплуатации оборудования до и после применения этих средств в конкретных условиях эксплуатации. Эффективность применения ингибиторов проверяют по контрольным образцам, замеру глубины коррозионных повреждений, внешнему виду доступных частей оборудования, анализу воды на содержание ионов железа.

На месторождениях, вводимых в эксплуатацию, на ранних стадиях разработки проводят исследования по определению наиболее коррозионно-опасных участков, которые могут рассматриваться как потенциально опасные в коррозионном отношении.

Эти исследования должны включать следующее:

1) определение содержания агрессивных газов (углекислого газа и сероводорода) в добываемой среде. Рекомендуется проводить определение рН и химического состава пластовых вод (содержание ионов железа, органических кислот, общее количество хлоридов и других коррозионно-активных компонентов);

2) проведение испытаний по определению скорости коррозии с помощью контрольных образцов, изготовленных из тех же материалов, что и эксплуатируемые трубы;

3) проведение контроля поверхности с помощью измерительных или оптических приборов.

Предусматривают меры (см. ГОСТ Р 53678) по предотвращению сульфидного коррозионного растрескивания труб под напряжением при парциальном давлении сероводорода () в газовой фазе более 300 Па или при наличии его в обводненной нефти и воде в концентрации, соответствующей растворимости сероводорода при парциальном давлении 300 Па.

8.3 Защита от коррозии насосно-компрессорных труб

Для защиты от коррозии насосно-компрессорных труб применяют следующие меры:

a) в фонтанирующих скважинах перекрывают межтрубное пространство для запирания коррозионной среды внутри насосно-компрессорных труб. Внутреннюю поверхность насосно-компрессорных труб защищают специальными футеровками, покрытиями или ингибиторами. В скважинах с особо агрессивными условиями используют трубы из специальных легированных сталей или стеклопластика. В скважинах, содержащих в добываемой среде сероводород (), при использовании труб с высоким пределом текучести предусматривают специальные меры (см. ГОСТ Р 53678) для предотвращения сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением;

b) в насосных и газлифтных скважинах через межтрубное пространство вводят ингибиторы, обеспечивающие необходимую защиту от коррозии. В скважинах такого типа, особенно в насосных скважинах, применяют модернизированную технологию работ, например используют предохранители штанг вращения труб, удлинение и замедление рабочего хода насосов.

Целесообразность применения средств защиты от коррозии определяют, сравнивая себестоимость эксплуатации оборудования до и после применения этих средств в конкретных условиях эксплуатации. Эффективность применения ингибиторов проверяют по контрольным образцам, замеру глубины коррозионных повреждений, внешнему виду доступных частей оборудования, анализу воды на содержание железа до и после обработки труб ингибитором.

На месторождениях, вводимых в эксплуатацию, на ранних стадиях разработки проводят исследования по определению наиболее коррозионно-опасных участков, которые могут рассматриваться как потенциально опасные в коррозионном отношении.

Эти исследования должны включать следующее:

a) определение содержания агрессивных газов (углекислого и сероводорода) в добываемой среде. Рекомендуется проводить определение рН и химического состава пластовых вод (содержание ионов железа, органических кислот, общее количество хлоридов и других коррозионно-активных компонентов);

b) проведение испытаний по определению скорости коррозии с помощью контрольных образцов, изготовленных из тех же материалов, что и эксплуатируемые трубы;

c) проведение контроля поверхности труб с помощью измерительных или оптических приборов.

Особое внимание необходимо уделять мерам по защите от коррозии в скважинах с подземным оборудованием, расчетный срок эксплуатации которого короче, чем ожидаемый период эксплуатации скважин.

9 Ремонт поврежденных труб и резьбовых соединений*

_______________

* Слова "поврежденных труб" и "резьбовых соединений" в наименовании раздела 9 в оригинале выделено курсивом. - .

Допускается ремонт труб и резьбовых соединений, поврежденных при эксплуатации или погрузочно-разгрузочных операциях. Оценку пригодности труб после ремонта для дальнейшей эксплуатации необходимо проводить в соответствии с ГОСТ Р 53366, пригодности резьбовых соединений - в соответствии с ГОСТ Р 51906 и ГОСТ 33758.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

Раздел 10 (Исключен, Изм. N 1).

Приложение А
(справочное)*


Расчетные значения моментов свинчивания резьбовых соединений

________________

* Измененная редакция, Изм. N 1.

Таблица А.1 - Расчетные значения момента свинчивания обсадных труб с резьбовыми соединениями SC и LC по ГОСТ Р 53366

Наружный диаметр труб, мм

Толщина стенки труб, мм

Группа прочности

Тип резьбового соединения

Расчетный момент свинчивания, Н·м

Тип резьбового соединения

Расчетный момент свинчивания, Н·м

114,30

5,21

Н40

SC

1040

-

-

114,30

5,21

J55

SC

1380

LC

-

5,69

1790

-

6,35

2090

2200

7,37

2530

2660

8,56

3040

3200

114,30

5,21

K55

SC

1520

LC

-

5,69

1980

-

6,35

2310

2430

7,37

-

2950

8,56

-

3540

114,30

5,21

М65

SC

1930

LC

-

5,69

2192

-

6,35

-

2550

7,37

-

3100

8,56

-

3720

114,30

6,35

L80

-

-

LC

3030

7,37

-

3670

8,56

-

4180

10,20

-

5390

114,30

6,35

N80

-

-

LC

3090

7,37

-

3740

8,56

-

4490

10,20

-

5500

114,30

6,35

С90

-

-

LC

3320

7,37

-

4030

8,56

-

4840

10,20

-

5920

114,30

6,35

R95

-

-

LC

3560

7,37

-

4320

8,56

-

5180

10,20

-

6340

114,30

6,35

Т95

-

-

LC

3500

7,37

-

4250

8,56

-

5100

10,20

-

6230

114,30

6,35

Р110

-

-

LC

4100

7,37

-

4960

8,56

-

5960

10,20

-

7290

114,30

6,35

Q125

-

-

LC

4570

7,37

-

5540

8,56

-

6650

10,20

-

8130

114,30

6,35

Q135

-

-

LC

4920

7,37

-

5970

8,56

-

7160

10,20

-

8760

127,00

5,59

J55

SC

1810

LC

-

6,43

2290

2470

7,52

2800

3020

9,19

-

3850

10,70

-

4580

127,00

5,59

K55

SC

1990

LC

-

6,43

2520

2730

7,52

3090

3340

9,19

-

4250

10,70

-

5050

127,00

5,59

М65

SC

2100

LC

-

6,43

2660

2870

7,52

-

3110

9,19

-

4480

11,10

-

5540

127,00

6,43

L80

-

-

LC

3410

7,52

-

4170

9,19

-

5320

10,70

-

6320

11,10

-

6590

12,14

-

7260

12,70

-

7610

127,00

6,43

N80

-

-

LC

3470

7,52

-

4250

9,19

-

5420

10,70

-

6440

11,10

-

6710

12,14

-

7390

12,70

-

7760

127,00

6,43

С90

-

-

LC

3750

7,52

-

4590

9,19

-

5850

11,10

-

7240

12,14

-

7980

12,70

-

8370

127,00

6,43

R95

-

-

LC

4010

7,52

-

4910

9,19

-

6260

10,70

-

7320

11,10

-

7740

12,14

-

8530

12,70

-

8950

127,00

6,43

Т95

-

-

LC

3950

7,52

-

4830

9,19

-

6160

11,10

-

7630

12,14

-

8400

12,70

-

8810

127,00

6,43

Р110

-

-

LC

4610

7,52

-

5650

9,19

-

7190

10,70

-

8550

11,10

-

8910

12,14

-

9810

12,70

-

10290

127,00

9,19

Q125

-

-

LC

8040

10,70

-

9560

11,10

-

9950

12,14

-

10960

12,70

-

11500

127,00

7,52

Q135

-

-

LC

6800

9,19

-

8660

10,70

-

10290

11,10

-

10720

139,70

6,20

Н40

SC

1760

LC

-

6,98

2060

2220

7,72

2340

2530

9,17

-

3110

10,54

-

3650

139,70

6,20

J55

SC

2330

LC

-

6,98

2730

2940

7,72

3110

3340

9,17

-

4120

10,54

-

4830

139,70

6,20

K55

SC

2560

LC

-

6,98

3000

3240

7,72

2560

3680

9,17

3000

4530

10,54

3410

5310

139,70

6,20

М65

SC

2720

LC

2920

6,98

3180

3420

7,72

-

3890

9,17

-

4790

10,54

-

5620

139,70

6,98

L80

SC

-

LC

4070

7,72

-

4630

9,17

-

5700

10,54

-

6690

139,70

6,20

N80

SC

3290

LC

-

6,98

3850

4140

7,72

4380

4710

9,17

-

5800

10,54

-

6810

139,70

6,98

С90

-

-

LC

4480

7,72

-

5090

9,17

-

6270

10,54

-

7360

139,70

6,98

R95

-

-

LC

4790

7,72

-

5440

9,17

-

6700

10,54

-

7860

139,70

6,98

Т95

-

-

LC

4720

7,72

-

5360

9,17

-

6600

10,54

-

7750

139,70

6,98

Р110

SC

4380

LC

-

7,72

-

6270

9,17

-

7720

10,54

-

9060

139,70

7,72

Q125

-

-

LC

7000

9,17

-

8620

10,54

-

10120

139,70

7,72

Q135

-

-

LC

7550

9,17

-

9290

10,54

-

10910

146,05

6,50

Н40

SC

1960

LC

-

7,00

2160

2320

7,70

2440

2610

8,50

-

2950

9,50

-

3370

146,05

6,50

J55

SC

2590

LC

2780

7,00

2860

3060

7,70

3230

3460

8,50

-

3910

9,50

-

4460

10,70

-

5110

146,05

6,50

K55

SC

2840

LC

3060

7,00

3130

3370

7,70

3540

3800

8,50

-

4290

9,50

-

4900

10,70

-

5610

146,05

6,50

М65

SC

3020

LC

-

7,00

3330

3570

7,70

3760

4030

8,50

-

4550

9,50

-

5190

10,70

-

5940

146,05

7,00

L80

-

-

LC

4250

7,70

-

4790

8,50

-

5410

9,50

-

6180

10,70

-

7080

146,05

6,50

N80

SC

3660

LC

-

7,00

4030

4320

7,70

4550

4880

8,50

-

5510

9,50

-

6280

10,70

-

7200

146,05

7,00

С90

-

-

LC

4670

7,70

-

5270

8,50

-

5960

9,50

-

6790

10,70

-

7780

146,05

7,00

R95

-

-

LC

5000

7,70

-

5640

8,50

-

6370

9,50

-

7270

10,70

-

8320

146,05

7,00

Т95

-

-

LC

4920

7,70

-

5560

8,50

-

6270

9,50

-

7160

10,70

-

8200

146,05

7,00

Р110

-

-

LC

5750

7,70

-

6490

8,50

-

7330

9,50

-

8360

10,70

-

9570

146,05

8,50

Q125

-

-

LC

8190

9,50

-

9350

10,70

-

10710

146,05

8,50

Q135

-

-

LC

8830

9,50

-

10070

10,70

-

11540

168,28

7,32

Н40

SC

2490

LC

2710

8,00

2800

3040

8,94

3200

3480

10,59

3900

4230

168,28

7,32

J55

SC

3320

LC

3600

8,00

3710

4030

8,94

4250

4620

10,59

-

5620

12,06

-

6500

168,28

7,32

K55

SC

3620

LC

3940

8,00

4050

4400

8,94

4640

5050

10,59

-

6140

12,06

-

7100

168,28

7,32

М65

SC

3870

LC

4190

8,00

4330

4690

8,94

-

5370

10,59

-

6540

12,06

-

7570

168,28

7,32

L80

-

-

LC

5000

8,00

-

5600

8,94

-

6410

10,59

-

7810

12,06

-

9030

168,28

7,32

N80

SC

4690

LC

5090

8,00

5250

5690

8,94

6010

6520

10,59

-

7940

12,06

-

9190

168,28

8,94

С90

-

-

LC

7060

10,59

-

8610

12,06

-

9950

168,28

7,32

R95

-

-

LC

5890

8,00

-

6590

8,94

-

7540

10,59

-

9190

12,06

-

10630

168,28

8,94

Т95

-

-

LC

7440

10,59

-

9070

12,06

-

10490

168,28

8,00

Р110

-

LC

7580

8,94

-

8690

10,59

-

10590

12,06

-

12250

168,28

8,94

Q125

-

-

LC

9720

10,59

-

11840

12,06

-

13710

168,28

8,94

Q135

-

-

LC

10470

10,59

-

12760

12,06

-

14750

177,80

5,87

Н40

SC

1650

LC

-

6,91

2380

-

8,05

2900

3190

9,19

3400

3750

10,36

-

4310

177,80

5,87

J55

SC

2540

LC

-

6,91

3170

-

8,05

3850

4240

9,19

4530

4980

10,36

-

5730

11,51

-

6450

12,65

-

7150

177,80

5,87

K55

SC

2760

LC

-

6,91

3450

-

8,05

4190

4630

9,19

4930

5440

10,36

-

6250

11,51

-

6380

12,65

-

7080

177,80

6,91

М65

SC

3690

LC

-

8,05

-

4940

9,19

-

5800

10,36

-

6670

11,51

-

7510

177,80

8,05

L80

-

-

LC

5890

9,19

-

6930

10,36

-

7960

11,51

-

8970

12,65

-

9950

13,72

-

10860

15,00

-

11940

177,80

5,87

N80

SC

3590

LC

-

6,91

4480

-

8,05

5450

5990

9,19

6400

7040

10,36

-

8100

11,51

-

9110

12,65

-

10120

13,72

-

11040

177,80

8,05

С90

-

-

LC

6500

9,19

-

7630

10,36

-

8780

11,51

-

9880

12,65

-

10970

13,72

-

11970

177,80

8,05

R95

-

-

LC

6850

9,19

-

8050

10,36

-

9250

11,51

-

10420

12,65

-

11560

13,72

-

12620

15,00

-

14050

177,80

8,05

Т95

-

-

LC

6850

9,19

-

8050

10,36

-

9250

11,51

-

10420

12,65

-

11560

13,72

-

12620

177,80

9,19

Р110

-

-

LC

9390

10,36

-

10800

11,51

-

12160

12,65

-

13500

13,72

-

14730

15,00

-

16180

177,80

9,19

Q125

-

-

LC

10500

10,36

-

12080

11,51

-

13610

12,65

-

15110

13,72

-

16490

177,80

9,19

Q135

-

-

LC

11320

10,36

-

13020

11,51

-

14670

12,65

-

16280

13,72

-

17760

15,00

-

19520

193,68

7,62

Н40

SC

2870

-

-

193,68

7,62

J55

SC

3820

-

-

193,68

8,33

J55

SC

4270

LC

4690

9,52

-

5510

10,92

-

6460

12,70

-

7640

193,68

7,62

K55

SC

4150

LC

-

8,33

4640

5110

9,52

-

5990

10,92

-

7020

12,70

-

8310

193,68

8,33

М65

SC

4980

LC

5470

9,52

-

6420

10,92

-

7530

193,68

8,33

L80

-

-

LC

6530

9,52

-

7680

10,92

-

9000

12,70

-

10650

14,27

-

12090

15,11

-

12830

15,88

-

13520

193,68

8,33

N80

-

-

LC

6640

9,52

-

7800

10,92

-

9140

12,70

-

10820

14,27

-

12280

15,11

-

13030

15,88

-

13730

193,68

8,33

С90

-

LC

7210

9,52

-

8470

10,92

-

9930

12,70

-

11750

14,27

-

13330

15,11

-

14160

15,88

-

14910

193,68

8,33

R95

-

LC

7600

9,52

-

8930

10,92

-

10470

12,70

-

12390

14,27

-

14050

15,11

-

15110

15,88

-

15720

193,68

8,33

Т95

-

LC

7600

9,52

-

8930

10,92

-

10470

12,70

-

12390

14,27

-

14050

15,11

-

14920

15,88

-

15720

193,68

8,33

Р110

-

LC

8860

9,52

-

10420

10,92

-

12220

12,70

-

14460

14,27

-

16400

15,11

-

16810

15,88

-

18340

193,68

8,33

Q125

-

LC

9930

9,52

-

11660

10,92

-

13670

12,70

-

16190

14,27

-

18370

15,11

-

19520

15,88

-

20540

193,68

8,33

Q135

-

LC

11700

9,52

-

12570

10,92

-

14730

12,70

-

17440

14,27

-

19780

15,11

-

21010

15,88

-

22130

219,08

6,71

Н40

SC

2480

LC

-

7,72

3150

-

8,94

3780

4250

10,16

4410

4940

219,08

6,71

J55

SC

3310

LC

-

7,72

4400

4710

8,94

5050

5660

10,16

5880

6590

11,43

-

7540

12,70

-

8480

219,08

6,71

K55

SC

3570

LC

-

7,72

4760

5110

8,94

5460

6130

10,16

6350

7140

11,43

-

8170

12,70

-

9180

219,08

6,71

М65

SC

3860

LC

-

7,72

4910

-

8,94

5890

6600

10,16

6860

7680

11,43

-

8790

219,08

10,16

L80

-

-

LC

9190

11,43

-

10530

12,70

-

11840

14,15

-

13320

219,08

6,71

N80

SC

4700

LC

-

7,72

5970

-

8,94

7160

8010

10,16

8330

9330

11,43

-

10680

12,70

-

12020

14,15

-

13520

219,08

8,94

С90

-

-

LC

8720

10,16

-

10150

11,43

-

11630

12,70

-

13080

14,15

-

14710

219,08

10,16

R95

-

-

LC

10700

11,43

-

12260

12,70

-

13790

14,15

-

15510

219,08

8,94

Т95

-

-

LC

9190

10,16

-

10700

11,43

-

12260

12,70

-

13790

14,15

-

15510

219,08

8,94

Р110

-

LC

10710

10,16

-

12470

11,43

-

14300

12,70

-

16090

14,15

-

18100

219,08

10,16

Q125

-

LC

13990

11,43

-

16020

12,70

-

18020

14,15

-

20280

219,08

10,16

Q135

-

LC

15070

11,43

-

17260

12,70

-

19420

14,15

-

21850

244,48

7,92

Н40

SC

3440

LC

-

8,94

3990

4600

10,03

4580

5280

244,48

7,92

J55

SC

4590

LC

-

8,94

5340

6140

10,03

6120

7050

11,05

-

7880

11,99

-

8640

13,84

-

10130

244,48

7,92

K55

SC

4940

LC

-

8,94

5740

6630

10,03

6590

7610

11,05

-

8500

11,99

-

9330

13,84

-

10940

244,48

8,94

М65

SC

6230

LC

7160

10,03

7150

8220

11,05

-

9200

11,99

-

10090

244,48

8,94

L80

-

LC

8590

10,03

-

9860

11,05

-

11030

11,99

-

12100

13,84

-

14190

15,11

-

15590

15,90

-

16460

244,48

7,92

N80

SC

6520

LC

7500

8,94

7520

8710

10,03

8690

10000

11,05

-

11190

11,99

-

12270

13,84

-

14390

15,11

-

15810

244,48

8,94

С90

-

LC

9490

10,03

-

10900

11,05

-

12190

11,99

-

13380

13,84

-

15690

15,11

-

17240

244,48

8,94

R95

-

LC

10000

10,03

-

11490

11,05

-

12850

11,99

-

14100

13,84

-

16540

15,11

-

18170

15,90

-

19180

244,48

8,94

Т95

-

LC

10000

10,03

-

11490

11,05

-

12850

11,99

-

14100

13,84

-

16540

15,11

-

18160

244,48

8,94

Р110

-

LC

11660

10,03

-

13380

11,05

-

14980

11,99

-

16440

13,84

-

19280

15,11

-

21170

15,90

-

22350

244,48

10,03

Q125

-

LC

15010

11,05

-

16800

11,99

-

18440

13,84

-

21620

15,11

-

23750

244,48

10,03

Q135

-

LC

16180

11,05

-

18100

11,99

-

19860

13,84

-

23380

15,11

-

25600

15,90

-

27030

273,05

7,09

Н40

SC

2790

-

-

8,89

4250

-

273,05

7,09

J55

SC

4270

-

-

8,89

5700

-

10,16

6680

-

11,43

7660

-

12,57

8530

-

13,84

9480

-

273,05

7,09

K55

SC

4580

-

-

8,89

6100

-

10,16

7160

-

11,43

8210

-

12,57

9140

-

13,84

10160

-

273,05

8,89

М65

SC

6650

-

-

10,16

7810

-

11,43

8950

-

12,57

9970

-

273,05

8,89

L80

SC

8000

-

-

10,16

9380

-

11,43

10760

-

12,57

11990

-

13,84

13330

-

15,11

14660

-

16,50

16110

-

273,05

8,89

N80

SC

8100

-

-

10,16

9500

-

11,43

10900

-

12,57

12140

-

13,84

13500

-

15,11

14850

-

273,05

8,89

С90

SC

8850

-

-

10,16

10390

-

11,43

11920

-

12,57

13270

-

13,84

14760

-

15,11

16240

-

273,05

8,89

R95

SC

9430

-

-

10,16

11070

-

11,43

12560

-

12,57

13990

-

13,84

15720

-

15,11

17290

-

16,50

18990

-

273,05

8,89

Т95

SC

9330

-

-

10,16

10950

-

11,43

12560

-

12,57

13990

-

13,84

15550

-

15,11

17110

-

273,05

8,89

Р110

SC

10860

-

-

10,16

12750

-

11,43

14630

-

12,57

16300

-

13,84

18130

-

15,11

19950

-

16,50

21880

-

273,05

10,16

Q125

SC

14330

-

-

11,43

16420

-

12,57

18290

-

13,84

20360

-

15,11

22400

-

273,05

10,16

Q135

SC

15440

-

-

11,43

17700

-

12,57

19710

-

13,84

21930

-

15,11

24130

-

16,50

26500

-

298,45

8,46

Н40

SC

4170

-

-

298,45

8,46

J55

SC

5590

-

-

9,53

6460

-

11,05

7700

-

12,42

8800

-

298,45

8,46

K55

SC

5970

-

-

9,53

6900

-

11,05

8220

-

12,42

9400

-

298,45

9,53

М65

SC

7560

-

-

11,05

8990

-

12,42

10280

-

298,45

11,05

L80

SC

10830

-

-

12,42

12370

-

14,78

14990

-

298,45

11,05

N80

SC

12000

-

-

12,42

12420

-

14,78

15180

-

298,45

11,05

С90

SC

10960

-

-

12,42

13710

-

14,78

15180

-

298,45

11,05

R95

SC

12770

-

-

12,42

14460

-

14,78

17690

-

298,45

11,05

Т95

SC

12640

-

-

12,42

14460

-

14,78

17520

-

298,45

11,05

Р110

SC

14720

-

-

12,42

16830

-

14,78

20400

-

298,45

12,42

Q125

SC

18920

-

-

14,78

22930

-

298,45

12,42

Q135

SC

20380

-

-

14,78

24710

-

323,85

8,50

J55

SC

5840

-

-

9,50

6690

-

11,10

8040

-

12,40

9120

-

14,00

10440

-

323,85

8,50

K55

SC

6220

-

-

9,50

7120

-

11,10

8560

-

12,40

9720

-

14,00

11120

-

323,85

8,50

М65

SC

6810

-

-

9,50

7800

-

11,10

9370

-

12,40

10640

-

14,00

12180

-

323,85

9,50

L80

SC

9430

-

-

11,10

11330

-

12,40

12860

-

14,00

14730

-

323,85

9,50

N80

SC

9540

-

-

11,10

11460

-

12,40

13010

-

14,00

14900

-

323,85

9,50

С90

SC

10460

-

-

11,10

12560

-

12,40

14260

-

323,85

9,50

R95

SC

11130

-

-

11,10

13370

-

12,40

15180

-

14,00

17380

-

323,85

9,50

Т95

SC

11020

-

-

11,10

13240

-

12,40

15030

-

323,85

11,10

Р110

SC

15420

-

-

12,40

17500

-

14,00

20040

-

323,85

12,40

Q125

SC

19690

-

-

14,00

22540

-

323,85

12,40

Q135

SC

24220

-

-

14,00

24300

-

339,72

8,38

Н40

SC

4370

-

-

339,72

8,38

J55

SC

5860

-

-

9,65

6970

-

10,92

8070

-

12,19

9160

-

14,00

10680

-

339,72

8,38

K55

SC

6230

-

-

9,65

7410

-

10,92

8580

-

12,19

9740

-

14,00

11360

-

339,72

9,65

М65

SC

8150

-

-

10,92

9430

-

12,19

10710

-

339,72

9,65

L80

SC

9830

-

-

10,92

11370

-

12,19

12910

-

13,06

13950

-

14,00

15080

-

15,40

16730

-

339,72

9,65

N80

SC

9940

-

-

10,92

11500

-

12,19

13060

-

13,06

14110

-

14,00

15240

-

339,72

9,65

С90

SC

10900

-

-

10,92

12210

-

12,19

14330

-

13,06

15480

-

339,72

9,65

R95

SC

11600

-

-

10,92

13000

-

12,19

15110

-

13,06

16320

-

14,00

17790

-

15,40

19750

-

339,72

9,65

Т95

SC

11490

-

-

10,92

13300

-

12,19

15100

-

13,06

16310

-

339,72

12,19

Р110

SC

17580

-

-

13,06

18990

-

14,00

20500

-

15,40

22760

-

339,72

13,06

Q125

SC

21370

-

-

339,72

13,06

Q135

SC

23020

-

-

14,00

24870

-

15,40

27610

-

406,40

9,53

Н40

SC

5950

-

-

406,40

11,13

J55

SC

9630

-

-

12,57

11080

-

406,40

11,13

K55

SC

10190

-

-

12,57

11730

-

406,40

11,13

М65

SC

11270

-

-

12,57

12970

-

473,08

11,05

Н40

SC

7580

-

-

473,08

11,05

J55

SC

10220

-

-

473,08

11,05

K55

SC

10770

-

-

473,08

11,05

М65

SC

11970

-

-

508,00

11,13

Н40

SC

7870

LC

9120

508,00

11,13

J55

SC

10620

LC

12290

12,70

12370

14320

16,13

16160

18700

508,00

11,13

K55

SC

11160

LC

12950

12,70

13000

15090

16,13

16980

19700

508,00

11,13

М65

SC

12450

LC

14400

508,00

12,70

М65

SC

14510

LC

16780

Примечание - Рекомендуется определять конечное положение свинчивания по положению муфты на трубе, а не по моменту свинчивания (4.6.6).

(Измененная редакция, Изм. N 1).

Таблица А.2 - Расчетные значения момента свинчивания для насосно-компрессорных труб с резьбовыми соединениями NU, НКТН и EU, НКТВ по ГОСТ Р 53366

Наружный диаметр труб, мм

Толщина стенки труб, мм

Группа прочности

Тип резьбо-
вого соеди-
нения

Расчет-
ный момент свинчи-
вания, Н·м

Тип резьбо-
вого соеди-
нения

Расчет-
ный момент свинчи-
вания, Н·м

Тип резьбо-
вого соеди-
нения

Расчет-
ный момент свинчи-
вания, Н·м

Тип резьбо-
вого соеди-
нения

Расчет-
ный момент свинчи-
вания, Н·м

26,67

2,87

Н40

NU

220

EU

630

-

-

-

3,91

1370

-

-

26,67

2,87

J55

NU

240

EU

810

-

-

НКТВ

810

3,91

-

1550

-

26,67

2,87

K72

-

-

-

-

-

-

НКТВ

1070

26,67

2,87

L80

NU

330

EU

1090

-

-

-

-

3,91

2080

-

-

26,67

2,87

N80

NU

340

EU

1130

-

-

НКТВ

1130

3,91

2140

-

-

26,67

2,87

С90

NU

350

EU

1190

-

-

-

-

3,91

-

2260

-

-

26,67

2,87

Т95

NU

370

EU

1240

-

-

-

-

3,91

-

2380

-

-

26,67

3,91

Р110

-

-

EU

2790

-

-

-

-

33,40

3,38

Н40

NU

280

EU

590

-

-

-

-

4,55

-

1150

-

-

33,40

3,38

J55

NU

370

EU

770

НКТН

370

НКТВ

780

3,50

-

-

390

830

4,55

-

1300

560

1300

33,40

3,50

K72

-

-

-

-

НКТН

510

НКТВ

1100

33,40

3,38

L80

NU

500

EU

1040

НКТН

500

НКТВ

1040

3,50

-

-

520

1120

4,55

-

1750

760

1760

33,40

3,38

N80

NU

510

EU

1070

НКТН

510

НКТВ

1070

3,50

-

-

540

1160

4,55

-

1800

1810

33,40

3,38

С90

NU

540

EU

1130

НКТН

540

НКТВ

1130

4,55

-

1900

-

1910

33,40

3,38

Т95

NU

570

EU

1190

НКТН

570

НКТВ

1190

4,55

-

2000

-

2010

33,40

4,55

Р110

-

-

EU

2350

-

-

HКTB

2360

42,16

3,56

Н40

NU

360

EU

720

-

-

-

-

4,85

-

1390

-

-

42,16

3,56

J55

NU

470

EU

940

HКTН

470

HКTB

940

4,85

-

1590

800

1590

42,16

3,56

K72

NU

620

EU

1240

HКTН

620

HКTB

1250

42,16

3,56

L80

NU

640

EU

1270

HКTН

640

HКTB

1280

4,85

-

2150

990

2150

42,16

3,56

N80

NU

660

EU

1300

HКTН

660

HКTB

1310

4,85

-

2200

-

2210

42,16

3,56

С90

NU

700

EU

1380

НКТН

700

НКТB

1390

4,85

-

2340

-

2340

42,16

3,56

T95

NU

740

EU

1460

НКТН

730

НКТB

1460

4,85

-

2460

-

2470

42,16

4,85

Р110

-

-

EU

2890

-

-

НКТB

2900

48,26

3,68

Н40

NU

430

EU

910

-

-

-

-

5,08

1740

-

-

48,26

3,68

J55

NU

560

EU

1190

НКТН

560

НКТB

1190

4,00

-

-

630

1380

5,08

-

2010

-

-

48,26

4,00

K72

-

-

-

-

НКТН

870

НКТB

1820

48,26

3,68

L80

NU

760

EU

1610

НКТН

760

НКТB

1620

4,00

-

-

680

1870

5,08

-

2730

-

-

48,26

3,68

N80

NU

780

EU

1650

НКТН

780

НКТB

1650

4,00

-

-

880

1750

5,08

-

2800

-

-

48,26

3,68

С90

NU

830

EU

1760

-

-

-

-

5,08

-

2980

-

-

48,26

3,68

T95

NU

870

EU

1850

-

-

-

-

5,08

-

3130

-

-

48,26

5,08

Р110

EU

3680

-

-

-

-

-

-

60,32

4,24

Н40

NU

630

EU

-

-

-

-

-

4,83

760

1340

-

-

60,32

4,24

J55

NU

830

EU

-

НКТН

830

НКТB

1590

4,83

990

1750

990

1750

5,00

-

-

1040

1800

60,32

5,00

K72

-

-

-

-

НКТН

1360

НКТB

2360

60,32

4,24

L80

NU

1130

EU

-

НКТН

1130

НКТB

2170

4,83

1350

2390

1350

2390

5,00

-

-

1410

2450

6,45

1930

2970

1930

2970

8,53

-

2770

-

-

60,32

4,24

N80

NU

1160

EU

-

НКТН

1150

НКТB

2220

4,83

1380

2450

1380

2450

5,00

-

-

1440

2510

6,45

1980

3040

1970

3040

60,32

4,24

С90

NU

1230

EU

-

НКТН

1230

НКТB

2370

4,83

1470

2610

1470

2610

5,00

-

-

1540

2680

6,45

2110

3250

2100

3240

8,53

-

3020

-

-

60,32

4,83

R95

-

-

НКТН

1580

НКТB

2800

5,00

-

-

1650

2880

6,45

-

-

2260

3480

60,32

4,24

Т95

NU

1300

EU

-

НКТН

1300

НКТB

2490

4,83

1540

2750

1550

2750

5,00

-

-

1620

2820

6,45

2220

3420

2210

3410

8,53

-

3180

-

-

60,32

4,83

Р110

NU

1800

EU

3220

НКТН

-

НКТB

3220

5,00

-

-

3300

6,45

2600

4010

2600

4000

60,32

4,24

Q135

-

-

-

НКТН

1820

НКТB

3500

4,83

-

-

2170

3860

5,00

-

-

2270

3960

6,45

-

-

3110

4790

73,02

5,51

Н40

NU

1080

EU

1700

-

-

-

-

73,02

5,51

J55

NU

1420

EU

2230

НКТН

1420

НКТB

2230

7,01

-

-

1900

2680

73,02

5,51

К72

NU

1870

EU

2940

НКТН

1860

НКТB

2920

7,01

2500

3540

2490

3520

73,02

5,51

L80

NU

1940

EU

3050

НКТН

1940

НКТB

3050

7,01

2590

3680

2560

3670

7,82

2930

4000

-

-

8,64

-

3240

-

-

73,02

5,51

N80

NU

1990

EU

3120

НКТН

1990

НКТB

3120

7,01

2650

3760

2650

3760

7,82

3000

4090

-

-

73,02

5,51

С90

NU

2130

EU

3340

НКТН

2120

НКТB

3340

7,01

2840

4020

2830

4020

7,82

3210

4380

-

-

8,64

-

3550

-

-

73,02

5,51

R95

-

-

-

-

НКТН

2280

НКТB

3580

7,01

-

-

3040

4310

73,02

5,51

T95

NU

2230

EU

3520

НКТН

2230

НКТB

3520

7,01

2830

4720

2980

4230

7,82

3370

4590

-

-

8,64

3740

-

-

73,02

5,51

Р110

NU

2610

EU

4120

НКТН

2620

НКТB

4120

7,01

3490

4950

3490

4960

7,82

3940

5660

-

-

73,02

5,51

Q135

-

-

-

НКТН

3140

НКТB

4940

7,01

-

-

4190

5940

88,90

5,49

Н40

NU

1250

EU

-

-

-

-

-

6,45

1520

-

-

-

7,34

1770

-

-

-

6,45

-

2340

-

-

88,90

5,49

J55

NU

1640

EU

-

НКТН

-

НКТB

-

6,45

2010

3090

2000

3080

7,34

2330

-

2330

3400

8,00

-

-

2570

3630

88,90

6,45

K72

NU

2640

EU

3750

НКТН

2620

НКТB

4040

8,00

-

-

-

4750

88,90

5,49

L80

NU

2250

EU

-

НКТН

-

НКТB

-

6,45

2750

4240

2750

4240

7,34

3200

-

3200

4670

8,00

-

-

3520

4990

9,52

4260

5700

4250

5690

88,90

5,49

N80

NU

2300

EU

-

НКТН

-

НКТB

-

6,45

2810

4330

2810

4330

7,34

3270

3270

4770

8,00

3600

5090

9,52

4350

5820

4340

5810

88,90

5,49

С90

NU

2460

EU

-

НКТН

-

НКТB

-

6,45

3010

4650

3010

4650

7,34

3510

-

3500

5120

8,00

-

-

3860

5470

9,52

4670

6250

4660

6240

88,90

6,45

R95

-

-

-

-

НКТН

3230

НКТB

4980

7,34

-

-

3760

5490

8,00

-

-

4140

5860

9,52

-

-

5000

6690

88,90

5,49

Т95

NU

2590

EU

-

НКТН

-

НКТB

-

6,45

3170

4780

3170

4890

7,34

3690

-

3690

5390

8,00

-

-

4060

5760

9,52

5200

6420

4910

6570

88,90

6,45

Р110

NU

3710

EU

5100

НКТН

3710

НКТB

5370

7,34

-

-

4320

6310

8,00

-

-

4760

6740

9,52

5370

6530

5740

7860

88,90

6,45

Q135

-

-

-

-

НКТН

4450

НКТB

6880

7,34

-

-

5180

7580

8,00

-

-

5710

8090

9,52

-

-

6890

9230

101,60

5,74

Н40

NU

1260

EU

-

-

-

-

-

6,65

-

2630

-

-

101,60

5,74

J55

NU

1660

EU

-

НКТН

-

НКТB

-

6,50

-

-

1990

3400

6,65

-

3470

2050

3460

101,60

6,50

K72

-

-

-

-

НКТН

2610

НКТB

4460

101,60

5,74

L80

NU

2280

EU

-

НКТН

-

НКТB

-

6,50

-

-

2740

4690

6,65

-

4780

2820

4780

101,60

5,74

N80

NU

2330

EU

-

НКТН

-

НКТB

-

6,50

-

-

2790

4790

6,65

-

4880

2880

4870

101,60

5,74

С90

NU

2500

EU

-

НКТН

-

НКТB

-

6,50

-

-

3010

5150

6,65

-

5250

3100

5240

101,60

6,50

R95

-

-

НКТН

3220

НКТB

5520

6,65

-

-

3320

5610

101,60

5,74

Т95

NU

2720

EU

-

НКТН

-

НКТB

-

6,50

-

-

3170

5430

6,65

-

5320

3260

5520

101,60

6,50

Р110

-

-

-

-

НКТН

3700

НКТB

6340

6,65

-

-

3810

6460

101,60

6,50

Q135

-

-

-

-

НКТН

4450

НКТB

7630

6,65

-

-

4580

7760

114,30

6,88

Н40

NU

1780

EU

2930

НКТН

1710

НКТB

2960

114,30

6,88

J55

NU

2360

EU

3870

НКТН

2260

НКТB

3860

7,00

-

-

2320

3920

114,30

7,00

K72

-

-

-

-

НКТН

3030

НКТB

5120

114,30

6,88

L80

NU

3250

EU

5340

НКТН

3130

НКТВ

5340

7,00

-

-

3200

5410

114,30

6,88

N80

NU

3310

EU

5450

НКТН

3190

НКТВ

5440

7,00

-

-

3260

5510

114,30

6,88

С90

NU

3570

EU

5870

НКТН

3570

НКТВ

5870

7,00

-

-

3650

5940

114,30

6,88

R95

-

-

-

-

НКТН

3680

НКТВ

6280

7,00

-

-

3760

6360

114,30

6,88

Т95

NU

3650

EU

5950

НКТН

3620

НКТВ

6180

7,00

-

-

3700

6260

114,30

6,88

Р110

-

-

-

-

НКТН

4230

НКТВ

7220

7,00

-

-

4330

7320

114,30

6,88

Q135

-

-

-

-

НКТН

5090

НКТВ

8710

7,00

-

-

5200

8810

Примечание - Рекомендуется определять конечное положение свинчивания по положению муфты на трубе, а не по моменту свинчивания (5.6.5).

(Измененная редакция, Изм. N 1).

Таблица А.3 - Классификация бывших в употреблении труб по уменьшению толщины стенки и их цветовая идентификация

Класс

Цвет полосы

Уменьшение толщины стенки, % от номинальной толщины стенки

Остаточная толщина стенки, % от номинальной толщины стенки

2

Желтый

0-15

85

3

Синий

16-30

70

4

Зеленый

31-50

50

5

Красный

Более 50

Менее 50

Таблица А.4 - Цветовая идентификация поврежденных или несоответствующих труб и муфт

Показатель

Цвет и количество полос

Повреждение муфты

Одна красная полоса шириной приблизительно 50 мм вокруг поврежденной муфты или торца

Повреждение резьбы на конце трубы

Одна красная полоса шириной приблизительно 50 мм вокруг трубы рядом с поврежденной резьбой

Труба не соответствует требованиям при шаблонировании

Одна зеленая полоса шириной приблизительно 50 мм в точке остановки шаблона, вторая полоса рядом с полосой, указывающей на классификацию по уменьшению толщины стенки (см. таблицу А.4)



Приложение В
(справочное)


Соответствие резьбовых соединений, упомянутых в настоящем стандарте, и резьбовых соединений, применявшихся ранее в национальной промышленности

Таблица В.1 - Соответствие резьбовых соединений, упомянутых в настоящем стандарте, и резьбовых соединений, применявшихся ранее в национальной промышленности

Вид труб

Тип резьбового соединения по настоящему стандарту и нормативный документ, устанавливающий к нему требования

Тип резьбового соединения по ранее применявшимся стандартам и нормативный документ, устанавливающий к нему требования

ГОСТ Р 51906

ГОСТ 33758

ГОСТ 632

ГОСТ 633

Обсадные трубы

SC
с короткой треугольной
резьбой

-

(не имеет обозначения) с короткой треугольной резьбой

-

LC
с удлиненной треугольной резьбой

-

У
с удлиненной треугольной резьбой

-

ВС
с трапецеидальной резьбой

-

-

-

-

ОТТМ
с трапецеидальной резьбой

ОТТМ
с трапецеидальной резьбой

-

-

ОТТГ
с трапецеидальной резьбой и узлом уплотнения металл-металл

ОТТГ
с трапецеидальной резьбой и узлом уплотнения металл-металл

-

Насосно-
компрессорные трубы

NU
с треугольной резьбой для соединения труб с невысаженными концами

-

-

-

EU
с треугольной резьбой для соединения труб с высаженными наружу концами

-

-

-

-

НКТН
с треугольной резьбой для соединения труб с невысаженными концами

-

(не имеет обозначения) с треугольной резьбой для соединения труб с невысаженными концами

-

НКТВ
с треугольной резьбой для соединения труб с высаженными наружу концами

-

В
с треугольной резьбой для соединения труб с высаженными наружу концами

-

НКМ с трапецеидальной резьбой и узлом уплотнения металл-металл

-

НКМ с трапецеидальной резьбой и узлом уплотнения металл-металл

(Измененная редакция, Изм. N 1).

Приложение ДА
(справочное)


Сравнение структуры настоящего стандарта со структурой примененного в нем международного стандарта

Таблица ДА.1

Структура настоящего стандарта

Структура международного стандарта ISO 10405:2000

Раздел

Подраздел, пункт

Раздел

Подраздел, пункт

1

1

2

2

3

3.1

3

3.2

4

4.1

4

4.5

4.2

4.1, 4.2

4.3

-

4.4

-

4.5

4.3

4.6

4.4

4.7

4.6

4.8

4.7

4.9

4.8

5

5.1

5

-

5.2

5.1

5.3

-

5.4

-

5.5

5.2

5.6

5.3

5.7

5.4

5.8

5.5

6

6.1

6

6.1

6.2

6.2

6.3

6.3

6.4

6.4

7

7.1

7

7.1

7.2

7.2

7.3

7.3

7.4

7.4

8

8.1

-

4.8.17, 5.5.16

8.2

8.3

9

8

-

-

9

9.1

9.2

9.3

9.4

9.5

9.6

9.7

Приложение А

Таблица А.1

-

Таблица 1

-

Таблица 2

Таблица А.2

Таблица 3

Таблица А.3

Таблица 4

Таблица А.4

Таблица 5

-

Приложение А

-

Приложение В

-

Приложение ДА

-

Приложение ДБ

-

(Измененная редакция, Изм. N 1).

Приложение ДБ
(рекомендуемое)

Рекомендации по проверке соответствия резьбовых соединений закупленных обсадных и насосно-компрессорных труб

ДБ.1 Общие положения

ДБ.1.1 В настоящем приложении приведены рекомендации по проверке соответствия резьбовых соединений закупленных обсадных и насосно-компрессорных труб, устранению обнаруженных несоответствий и применению труб после их устранения.

Настоящее приложение не должно применяться при проверке соответствия бывших в эксплуатации резьбовых соединений обсадных и насосно-компрессорных труб.

Общие требования к проверке соответствия закупленных обсадных и насосно-компрессорных труб установленным требованиям приведены в ГОСТ 24297 и [6].

ДБ.1.2 При проверке соответствия резьбовых соединений достаточно провести визуальный контроль качества их поверхности для определения отсутствия повреждений (механических, коррозионных), полученных при транспортировании, погрузочно-разгрузочных операциях и хранении.

В случае обнаружения повреждений поверхности следует провести контроль геометрических параметров и натягов резьбовых соединений.

Контроль геометрических параметров и натягов резьбовых соединений должен быть проведен в соответствии с требованиями нормативной документации на поставку труб с резьбовыми соединениями, а также требованиями, указанными в заказе.

ДБ.2 Персонал и оснащение подразделений, осуществляющих проверку соответствия

ДБ.2.1 Проверку соответствия резьбовых соединений должны осуществлять подразделения потребителя (трубные базы, цеха, площадки и т.п.):

- оснащенные необходимыми средствами измерений, включая калибры для контроля резьбового соединения соответствующего типа и диаметра, а также средствами для ремонта резьбовых соединений;

- располагающие нормативной и технической документацией, содержащей требования к резьбовым соединениям и методам их контроля, рекомендации по свинчиванию резьбовых соединений, а также документами о приемочном контроле (сертификатами) изготовителя труб;

- имеющие специалистов, способных провести оценку соответствия поверхности, формы профиля и геометрических параметров резьбовых соединений, а также определить возможность устранения несоответствий.

ДБ.2.2 При обнаружении несоответствий должно быть обеспечено хранение труб с несоответствующими резьбовыми соединениями в условиях, предотвращающих ухудшение их качества и смешивание с другими трубами.

ДБ.3 Подготовка к проверке соответствия

ДБ.3.1 Условия проведения измерений должны соответствовать условиям, указанным в документации на соответствующие средства измерений.

Перед применением приборы, калибры, а также изделия, подвергаемые проверке, должны выдерживаться при температуре окружающей среды в течение времени, достаточного для выравнивания температуры.

ДБ.3.2 Перед проведением проверки соответствия поверхность резьбовых соединений должна быть тщательно очищена от резьбовой смазки, которая применялась при установке резьбовых предохранительных деталей на концы труб и муфт.

ДБ.4 Проведение проверки соответствия

ДБ.4.1 При проверке соответствия труб и муфт, свинченных механическим способом, контролю должны подвергаться резьбовые соединения только свободных концов труб и муфт.

ДБ.4.2 Проверка соответствия резьбовых соединений должна быть проведена методами и средствами измерений, указанными в нормативной документации на поставку труб с резьбовыми соединениями.

Средства измерений, рекомендуемые для проверки соответствия геометрических параметров, приведены в таблице ДБ.1.

ДБ.4.3 Проверку соответствия качества поверхности резьбовых соединений проводят визуально без применения увеличительных приспособлений.

ДБ.4.4 Проверку соответствия геометрических параметров резьбовых соединений проводят в соответствующих плоскостях и положениях, указанных в нормативной или технической документации на резьбовые соединения.

Допускаются отклонения геометрических параметров резьбовых соединений, превышающие установленные предельные отклонения, если на поверхность резьбовых соединений нанесено покрытие.

Таблица ДБ.1 - Средства измерений

Показатель

Наименование

Длина резьбы трубы, мм

Штангенциркуль, штангенглубиномер

Диаметр уплотнительного элемента резьбового соединения трубы и муфты, мм

Рабочие гладкие калибры-кольца и калибры-пробки, штангенциркуль, штангенглубиномер

Натяг резьбы трубы и муфты, мм

Рабочие резьбовые и гладкие калибры-кольца и калибры-пробки, штангенциркуль, штангенглубиномер

Углы профиля резьбы, градус

Микроскоп (по слепку с резьбы)

Шаг резьбы, мм

Индикаторный прибор для контроля шага резьбы

Конусность резьбы, мм

Индикаторный прибор для контроля конусности резьбы

Высота профиля резьбы, мм

Индикаторный прибор для контроля высоты профиля резьбы

Должны применяться наконечники и установочные меры, указанные в нормативной и технической документации на резьбовые соединения.

ДБ.4.5 Проверку соответствия натягов резьбовых соединений проводят с применением рабочих калибров для контроля резьбовых соединений соответствующего типа и размера.

Припасовку рабочих калибров проводят по контрольным калибрам соответствующего типа резьбового соединения и соответствующего размера.

При проверке необходимо применять только калиброванные калибры. Допускается для резьбовых соединений LC, SC, ВС, NU, EU по ГОСТ Р 51906 применение сертифицированных калибров АПИ.

Должна быть разработана и задокументирована процедура измерения износа рабочих калибров - изменения натяга рабочих калибров по контрольным калибрам. Записи по процедуре и измерениям должны сохраняться не менее трех лет после последнего применения каждого рабочего калибра.

ДБ.5 Исправимые и неисправимые несоответствия

Выделяют два вида несоответствий резьбовых соединений - исправимые и неисправимые.

К трубам (в т.ч. с муфтами) с исправимыми несоответствиями резьбовых соединений относят трубы, которые после ремонта резьбовых соединений могут быть использованы по прямому назначению с ограничением или без ограничения области применения (таблица ДБ.2).

Без ограничения области применения могут быть использованы трубы, резьбовые соединения которых после ремонта соответствуют требованиям нормативной или технической документации и другим требованиям, указанным в документе о приемочном контроле (сертификате).

К трубам с неисправимыми несоответствиями резьбовых соединений относят трубы, которые после ремонта резьбовых соединений не могут быть использованы по прямому назначению. Такие трубы следует использовать как трубы общего назначения (для сооружения нефтепроводов, газопроводов, теплотрасс, продуктопроводов и т.п.) или как металлические конструкции (для сооружения постаментов, эстакад и т.п.), или в качестве лома.

Таблица ДБ.2 - Способы устранения несоответствий

Вид несоответствия

Способ устранения несоответствий

Область применения труб после устранения несоответствий

Несоответствие геометрических параметров

Резьбового соединения конца трубы

Отрезка конца трубы, нарезание нового резьбового соединения

По прямому назначению без ограничения области применения

Резьбового соединения муфты

Отрезка конца трубы с муфтой, нарезание нового резьбового соединения, свинчивание трубы с новой муфтой

То же

Механические повреждения резьбового соединения трубы и муфты

Резьбовые соединения ВС, ОТТМ, ОТТГ, НКМ

Локальные повреждения не более двух вершин витков резьбы, расположенных между основной плоскостью резьбы и торцом трубы или муфты, протяженностью менее 20 мм

Зачистка повреждений надфилем или мелкой шлифовальной шкуркой (не крупнее N 400) при условии, что зачистка не выводит высоту профиля резьбы за минимальные допустимые значения

При использовании уплотнительного средства УС-1 - без ограничения области применения, при использовании других средств герметизации резьбовых соединений - во всех скважинах, кроме газовых, газонагнетательных и газлифтных

Локальные повреждения более двух вершин витков резьбы, расположенных между основной плоскостью резьбы и торцом трубы или муфты, протяженностью 20 мм и более

Отрезка конца трубы, нарезание нового резьбового соединения

По прямому назначению без ограничения области применения

Локальные повреждения не более пяти вершин витков резьбы, расположенных между основной плоскостью резьбы и сбегом резьбы или вершиной треугольного клейма

Зачистка повреждений надфилем или мелкой шлифовальной шкуркой (не крупнее N 400) при условии, что зачистка не выводит высоту профиля резьбы за минимальные допустимые значения

То же

Локальные повреждения более пяти вершин витков резьбы, расположенных между основной плоскостью резьбы и сбегом резьбы или вершиной треугольного клейма

Отрезка конца трубы, нарезание нового резьбового соединения

По прямому назначению без ограничения области применения

Резьбовые соединения SC, LC, NU, EU, НКТН, НКТВ

Локальные повреждения вершин витков резьбы, выводящие высоту профиля резьбы за минусовые предельные отклонения

Отрезка конца трубы, нарезание нового резьбового соединения

То же

Отрезка конца трубы с муфтой, нарезание нового резьбового соединения, свинчивание трубы с новой муфтой

Повреждения уплотнительных элементов резьбового соединения

Отрезка конца трубы, нарезание нового резьбового соединения

"

Коррозионные повреждения резьбового соединения трубы и муфты

Незначительные повреждения, после удаления которых не остается следов коррозии и геометрические параметры не выходят за допустимые значения

Удаление ветошью, мягкой щеткой, мелкой шлифовальной шкуркой (не крупнее N 400), для уплотнительных элементов резьбовых соединений - только ветошью

"

Значительные повреждения

Отрезка конца трубы, нарезание нового резьбового соединения

"

ДБ.6 Проведение проверки соответствия после устранения несоответствий

Проверку соответствия резьбовых соединений после устранения несоответствий следует проводить на соответствие требованиям нормативной или технической документации на поставку изделий в соответствии с положениями, приведенными в ДБ.4.

Приложение ДБ (Введено дополнительно, Изм. N 1).

Библиография

[1]

Кодекс внутреннего водного транспорта Российской Федерации, Федеральный закон от 7 марта 2001 г. N 24-ФЗ

[2]

Устав железнодорожного транспорта Российской Федерации, Федеральный закон от 10 января 2003 г. N 18-ФЗ

[3]

Общие правила перевозок грузов автомобильным транспортом, утвержденные Минавтотрансом РСФСР 30.07.1971 г., с изменением от 21.05.2007 г.

[4]

Общие правила воздушных перевозок пассажиров, багажа и грузов, утвержденные приказом Министерства транспорта Российской Федерации от 28 июня 2007 г. N 82

[5]

AWS Spec А5.1, Электроды покрытые из углеродистой стали для дуговой сварки

_______________

Американское общество специалистов по сварке, 550 N.W. Leje une Rd, РО Box 351040, Miami, FL 33135, USA.

[6]

Инструкция о порядке приемки продукции производственно-технического назначения и товаров народного потребления по качеству, утвержденная Постановлением Госарбитража СССР от 25.04.66 N П-7, с дополнениями и изменениями от 29.12.73 N 81, от 14.11.74 N 98 и от 23.07.75 N 115. Бюллетень нормативных актов министерств и ведомств СССР, 1975. - N 2. - С.33-44.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

__________________________________________________________________________

УДК 621.774:622.233 ОКС 75.180.10 В62 ОКП 13 2100,

13 2700

Ключевые слова: трубы обсадные и насосно-компрессорные, эксплуатация, обслуживание, порядок спуска и подъема, подготовка и контроль, свинчивание, причины неисправностей, транспортирование, погрузочно-разгрузочные операции, хранение, контроль и классификация бывших в употреблении труб, ремонт, приварка приспособлений

__________________________________________________________________________

Электронный текст документа

и сверен по:

, 2015

Редакция документа с учетом
изменений и дополнений подготовлена