ГОСТ 34380-2017 Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию

Обозначение:

ГОСТ 34380-2017

Наименование:

Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию

Статус:

Действует

Дата введения:

11.01.2018

Дата отмены:

Заменен на:

Код ОКС:

75.180.10

Скачать ГОСТ 34380-2017.pdf Скачать ГОСТ 34380-2017.doc

Текст ГОСТ 34380-2017 Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию

ГОСТ 34380-2017 (ISO 10405:2000)

Группа В62

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

ТРУБЫ ОБСАДНЫЕ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ДЛЯ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

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

МКС 75.180.10

ОКПД2 24.20.12.110

24.20.32.000

Дата введения 2018-11-01

Предисловие

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0-2015 "Межгосударственная система стандартизации. Основные положения" и ГОСТ 1.2-2015 "Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены"

Сведения о стандарте

1 ПОДГОТОВЛЕН Подкомитетом ПК 7 "Нарезные трубы" Технического комитета по стандартизации ТК 357 "Стальные и чугунные трубы и баллоны" и Открытым акционерным обществом "Российский научно-исследовательский институт трубной промышленности" (ОАО "РосНИТИ") на основе собственного перевода на русский язык англоязычной версии стандарта, указанного в пункте 5

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

3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол N 104-П от 12 декабря 2017 г.)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97	Код страны по МК (ИСО 3166) 004-97	Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
Армения	AM	Минэкономики Республики Армения
Беларусь	BY	Госстандарт Республики Беларусь
Казахстан	KZ	Госстандарт Республики Казахстан
Киргизия	KG	Кыргызстандарт
Россия	RU	Росстандарт

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 1 марта 2018 г. N 112-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 34380-2017 (ISO 10405:2000) введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 ноября 2018 г.

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

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

- внесения дополнительных структурных элементов (приложений, пунктов, подпунктов, абзацев, таблиц и рисунков), выделенных 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 структуры. Сравнение структуры настоящего стандарта со структурой указанного международного стандарта приведено в дополнительном приложении ДГ;

- замены части ссылочных международных стандартов межгосударственными стандартами, выделенными в тексте настоящего стандарта курсивом, содержащими аналогичные требования. Сведения о соответствии ссылочных межгосударственных стандартов международным стандартам, использованным в качестве ссылочных в примененном международном стандарте, приведены в дополнительном приложении ДВ.

Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования международного стандарта в связи с особенностями построения межгосударственной системы стандартизации

6 Настоящий стандарт подготовлен на основе применения ГОСТ Р 56175-2014 (ИСО 10405:2000)*

_____________

* Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 1 марта 2018 г. N 112-ст ГОСТ Р 56175-2014 (ИСО 10405:2000) отменен с 1 ноября 2018 г.

7 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске 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 ()

ВНЕСЕНО Изменение N 1, утвержденное и введенное в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15.11.2022 N 1288-ст c 01.01.2023

Введение

Настоящий стандарт модифицирован по отношению к международному стандарту ISO 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 нефтяной и газовой промышленности.

Настоящий стандарт разработан в целях перехода к международной 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 31446, по спуску и подъему колонн, анализу причин неисправностей и повреждений, контролю и классификации труб бывших в эксплуатации, 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 резьбовой уплотнительной смазки для труб различных диаметров;

- дополнены правила очистки резьбы от смазки;

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

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

- дополнены правила перевозки труб авиатранспортом;

- исключены рекомендации по операциям присоединения технологической оснастки к обсадным трубам в промысловых условиях способом сварки, проведение которых регламентируется соответствующими сводами правил;

- перенесены в приложение А структурно неоформленные в международном стандарте таблицы с расчетными моментами свинчивания обсадных труб и насосно-компрессорных труб (таблицы 1 и 3), классификацией бывших в эксплуатации труб (таблица 4) и цветовой идентификацией поврежденных или несоответствующих труб и муфт (таблица 5);

- дополнено приложение А расчетными моментами свинчивания для 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;

- исключены из приложения А американские единицы измерений, а также соотношения между единицами СИ и единицами американской системы;

- дополнено приложение ДА с рекомендациями по проверке соответствия заказчиком резьбовых соединений закупленных обсадных и насосно-компрессорных труб;

- дополнено приложение ДБ, содержащее сведения о соответствии резьбовых соединений, упомянутых в настоящем стандарте, резьбовым соединениям, применяемым в других стандартах;

- сведения о соответствии ссылочных межгосударственных стандартов международным стандартам, использованным в качестве ссылочных в примененном международном стандарте, приведены в приложении ДВ;

- сопоставление структуры настоящего стандарта со структурой международного стандарта приведено в приложении ДГ;

- дополнено приложение ДД, содержащее сведения о соответствии групп прочности, упомянутых в настоящем стандарте, группам прочности, применяемым в других стандартах.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

1 Область применения

Настоящий стандарт содержит рекомендации по обслуживанию и эксплуатации обсадных и насосно-компрессорных труб по ГОСТ 31446 с резьбовыми соединениями по ГОСТ 33758 и по ГОСТ 34057, в том числе рекомендации по порядку спуска и подъема, посадке труб в муфты и свинчиванию в промысловых условиях. В настоящем стандарте также приведены рекомендации по нанесению резьбовой уплотнительной смазки, транспортированию, погрузочно-разгрузочным операциям, хранению, ремонту и проверке соответствия труб у заказчика.

Настоящий стандарт может быть применен в части общих рекомендаций при эксплуатации и обслуживании обсадных и насосно-компрессорных труб по другим стандартам и техническим условиям.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:

ГОСТ 632-80 Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия

ГОСТ 633-80 Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия

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

ГОСТ 23258 Смазки пластичные. Наименование и обозначение

ГОСТ 24297 Верификация закупленной продукции. Организация проведения и методы контроля

ГОСТ 31446 (ISO 11960:2014) Трубы стальные обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Общие технические условия

ГОСТ 33758-2021 Трубы обсадные и насосно-компрессорные и муфты к ним. Основные параметры и контроль резьбовых соединений. Общие технические требования

ГОСТ 34004 Трубы стальные обсадные, насосно-компрессорные, бурильные и трубы для трубопроводов. Дефекты поверхности резьбовых соединений. Термины и определения

ГОСТ 34057-2017 Соединения резьбовые обсадных, насосно-компрессорных труб, труб для трубопроводов и резьбовые калибры для них. Общие технические требования

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации (www.easc.by) или по указателям национальных стандартов, издаваемым в государствах, указанных в предисловии, или на официальных сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации. Если на документ дана недатированная ссылка, то следует использовать документ, действующий на текущий момент, с учетом всех внесенных в него изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то следует использовать указанную версию этого документа. Если после принятия настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение применяется без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

3 Термины, определения и сокращения*

________________

* Измененная редакция, Изм. N 1.

3.1 В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 23258, ГОСТ 31446, ГОСТ 33758, ГОСТ 34057, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 заедание (galling): Резкое повышение сопротивления при свинчивании резьбового соединения, сопровождаемое повреждением или свариванием сопрягаемых поверхностей и отрывом (задиром) металла при дальнейшем свинчивании или развинчивании соединения.

3.1.2

резьбовое соединение (thread connection): Конструктивный элемент изделия, участвующий в соединении этого изделия с другим изделием, включает в себя кроме резьбы другие элементы - торец, фаску, уступ, расточку, проточку, в зависимости от конструкции резьбового соединения.

[ГОСТ 34004-2016, статья 3.1]

3.1 (Измененная редакция, Изм. N 1).

3.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

BC - 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.

4 Порядок спуска и подъема обсадной колонны

4.1 Документирование процесса подготовки и спуска колонны

4.1.1 Для спуска колонны 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 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 обсадных труб перед спуском*

4.2.1 Контроль обсадных труб

Перед началом работ необходимо провести визуальный контроль поверхности каждой трубы и муфты. Трубы не должны иметь дефектов, которые по ГОСТ 31446 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 31446, 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 31446, 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.

4.2.2 Подготовка обсадных труб к сборке в колонну

При подготовке труб к сборке 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 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, 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 34057 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.

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 31446. 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.

4.3 Подъем обсадных труб на буровую установку

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 резьбовой уплотнительной смазки

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 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 [1].

4.4.6 Минимальное количество смазки, необходимое для свинчивания одного резьбового соединения, рекомендуется рассчитывать 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 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 смазки следует выполнять следующие рекомендации:

- использовать резьбовую уплотнительную 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 обсадной трубы в муфту

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.

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 обсадных труб и спуск колонны*

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 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 [2], 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.

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, так как 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 мин

для предотвращения образования задиров. При возрастании крутящего момента скорость свинчивания должна быть снижена до скорости не более 5 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 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 уплотнительной 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 резьбовой уплотнительной 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.

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 резьбовой уплотнительной 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:

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 резьба свинчиваемой с ней муфты. Развинченные резьбовые соединения не допускается свинчивать повторно без дополнительного контроля или ремонта, даже если они имеют незначительные видимые повреждения.

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 заедания в соединении. Если биение продолжается и при уменьшенной скорости свинчивания, то труба должна быть отложена для принятия решения о возможности ее дальнейшего использования.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

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

Спуск колонны 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 обсадных труб протекторами

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 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 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 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 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 c) 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 обсадных труб

В настоящем подразделе приведены наиболее часто встречающиеся причины неисправностей при сборке и эксплуатации 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 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 в соединении 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, превышающих предел текучести металла;

16) коррозионное повреждение труб.

4.9 (Измененная редакция, Изм. N 1).

5 Порядок спуска и подъема насосно-компрессорной колонны

5.1 Документирование процесса подготовки и спуска колонны

5.1.1 Для спуска колонны 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 следует проводить по утвержденному плану работ, составленному в соответствии с инструкциями и требованиями регламентирующих документов.

5.2 Контроль и подготовка насосно-компрессорных труб перед спуском

5.2.1 Контроль насосно-компрессорных труб

Перед подъемом труб на буровую установку необходимо провести визуальный контроль каждой трубы и муфты.

Трубы не должны иметь дефектов, которые по ГОСТ 31446 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 труб и их пригодность для спуска в скважину. Рекомендуется выполнить оценку методов неразрушающего контроля, предусмотренных ГОСТ 31446, 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 трубу герметизирующей подвески охватывающего типа, если труба изготовлена с верхним предельным отклонением наружного диаметра. По этой причине рекомендуется тщательно выбирать резьбовое соединение насосно-компрессорных труб, устанавливаемых вверху колонны.

5.2.2 Подготовка труб к сборке в колонну

При подготовке труб к сборке в колонну рекомендуется выполнить следующие основные действия:

a) 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.

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.

d) осмотреть резьбовые соединения труб и муфт.

При обнаружении повреждений резьбы, которые по ГОСТ 34057 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.

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 31446. 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.

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.

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

5.3 Подъем насосно-компрессорных 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.

5.4 Нанесение резьбовой уплотнительной смазки

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 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 [1].

Минимальное количество смазки, необходимое для свинчивания одного резьбового соединения, рекомендуется рассчитывать 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.

При использовании смазки следует выполнять следующие рекомендации:

- 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.

5.5 Посадка насосно-компрессорной трубы в муфту

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.

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 труб на буровой могут быть установлены промежуточные опоры.

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 насосно-компрессорных труб 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 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.

5.6.3 Подбор трубного ключа

Свинчивание труб в колонну следует выполнять специально подобранным трубным ключом, обеспечивающим необходимый момент свинчивания резьбового соединения.

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.

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.

При выполнении дальнейшего свинчивания соединения скорость свинчивания должна быть не более 15 мин

для предотвращения образования задиров. При возрастании момента скорость свинчивания должна быть снижена до скорости не более 5 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 уплотнительной смазки;

- группы прочности и размера труб;

- уплотнительных колец в муфте;

- условий окружающей среды и т.д.

Срок службы 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 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:

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 от 70 до 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.

5.6.6 Свинчивание насосно-компрессорных труб с резьбовым соединением НКМ

Свинчивание рекомендуется проводить в следующем порядке:

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 резьбовой уплотнительной 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

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.6.9 Докрепление муфты, установленной изготовителем

5.6.10 Общие требования к спуску колонны

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 той части, где возможно кавернообразование по стволу скважины.

5.7 Подъем колонны из скважины

5.7.1 При подъеме колонны 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 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 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. 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 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:

b) свинчиванием загрязненных резьбовых соединений;

c) неправильным свинчиванием резьбового соединения;

d) заеданием в соединении 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.

5.8 (Измененная редакция, Изм. N 1).

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 эксплуатации 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 установленными правилами перевозки водным транспортом 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 установленным правилам перевозки железнодорожным транспортом 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 установленными правилами перевозки автотранспортом при транспортировании труб рекомендуется:

а) 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) не допускать загрязнения труб;

c) трубы укладывать муфтами в одну сторону;

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

e) 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 установленными правилами воздушных перевозок при транспортировании труб 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 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 корозионно-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:

а) 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 шести 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 эксплуатации

7.1 Общие положения

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

7.2 Порядок контроля и классификации

7.2.1Виды поврежденийи 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, повреждения резьбовых соединений, в том числе вызываемые заеданием.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

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.

7.2.3Классификация труб по уменьшению толщины стенки и повреждениям

Бывшие в эксплуатации трубы должны быть классифицированы в зависимости от уменьшения толщины стенки, указанного в таблице А.3 (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.3 (приложение А) не должно классифицироваться уменьшение толщины стенки концов труб с резьбой и 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 и типа резьбового соединения.

Помимо цветовой идентификации уменьшения толщины стенки труб, указанной в таблице А.3 (приложение А), должна быть выполнена цветовая идентификация повреждений труб и муфт, указанная в таблице А.4 (приложение А). Цветовая идентификация уменьшения толщины стенки труб предусматривает нанесение кольцевой полосы шириной приблизительно 50 мм краской соответствующего цвета на расстоянии примерно 300 мм от торца трубы.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

7.2.4Классификация обсадных и насосно-компрессорных труб поэксплуатационным характеристикам

Эксплуатационные характеристики новых труб определяют в соответствии с [2].

Износ 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.

7.3 Контроль состояния поверхности тела труб и резьбовых соединений

7.3.1 Общие положения

Настоящий подраздел содержит пояснения по потерям металла, приводящим к уменьшению толщины стенки тела труб, деформации и повреждениям резьбовых соединений.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

7.3.2Поверхность тела труб

Потери металла труб, бывших в эксплуатации, 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 эксплуатации 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 эксплуатации труб следует проверить наличие деформации резьбовых соединений, следов заеданий и усталостных трещин на последних сопрягаемых витках резьбы. Быстрое свинчивание последних сопрягаемых витков 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 в соединении, 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 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.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

7.3.4Особенности резьбовых соединений 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 поверхности и остаточной толщины стенки тела труб для определения стойкости труб к смятию, разрыву и растяжению, состояния поверхности и геометрических параметров резьбовых соединений для оценки герметичности и возможности свинчивания.

Проверку состояния поверхности и остаточной толщины стенки тела труб необходимо проводить в соответствии с ГОСТ 31446, состояния поверхности резьбовых соединений - в соответствии с ГОСТ 34057, ГОСТ 33758 и ГОСТ 34004.

Проверку геометрических параметров резьбовых соединений необходимо проводить при помощи калибров в соответствии с ГОСТ 34057 и ГОСТ 33758. При этом следует учитывать возможные изменения геометрических параметров, возникающие вследствие деформации резьбовых соединений при свинчивании, приводящие к уменьшению натяга резьбового соединения. Для дальнейшей эксплуатации без ограничения области применения могут быть использованы трубы с резьбовыми соединениями, допустимое минусовое отклонение натяга которых превышает не более чем на 30% минусовое предельное отклонение натяга по ГОСТ 34057 и ГОСТ 33758.

По результатам проверки состояния поверхности резьбовых соединений следует определить возможность ремонта поврежденных резьбовых соединений, как указано в разделе 9, и их пригодность для дальнейшей эксплуатации после ремонта.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

8 Защита от коррозии

8.1 Коррозионное разрушение

Внутренняя и наружная поверхности 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, 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 не применимы, 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 насосно-компрессорной и обсадной колоннами;

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.

[3]

) 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 труб. Внутреннюю поверхность 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.

[3]

) 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.

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 резьбовых соединений

Ремонт поврежденных резьбовых соединений следует осуществлять в соответствии с таблицей А.5 (приложение А), за исключением уплотнительных и упорных элементов узла уплотнения металл-металл резьбовых соединений ОТТГ и НКМ, ремонт которых не допускается.

Оценку пригодности труб и муфт после ремонта резьбовых соединений для дальнейшей эксплуатации необходимо проводить в соответствии с ГОСТ 34057 и ГОСТ 33758.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

Приложение А

(справочное)

Расчетные значения моментов свинчивания резьбовых соединений

Таблица А.1 - Расчетные значения момента свинчивания обсадных труб с резьбовыми соединениями SC и LC по ГОСТ 31446

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	H40	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	M65	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	C90	-	-	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	T95	-	-	LC	3500
	7,37			-		4250
	8,56			-		5100
	10,20			-		6230
114,30	6,35	P110	-	-	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	M65	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	C90	-	-	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	T95	-	-	LC	3950
	7,52			-		4830
	9,19			-		6160
	11,10			-		7630
	12,14			-		8400
	12,70			-		8810
127,00	6,43	P110	-	-	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	H40	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	M65	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	C90	-	-	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	T95	-	-	LC	4720
	7,72			-		5360
	9,17			-		6600
	10,54			-		7750
139,70	6,98	P110	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	H40	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	M65	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
	7,00	C90	-	-	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	T95	-	-	LC	4920
	7,70			-		5560
	8,50			-		6270
	9,50			-		7160
	10,70			-		8200
146,05	7,00	P110	-	-	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	H40	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	M65	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	C90	-	-	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	T95	-	-	LC	7440
	10,59			-		9070
	12,06			-		10490
168,28	8,00	P110	-		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	H40	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	M65	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	C90	-	-	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	T95	-	-	LC	6850
	9,19			-		8050
	10,36			-		9250
	11,51			-		10420
	12,65			-		11560
	13,72			-		12620
177,80	9,19	P110	-	-	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	H40	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	M65	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
	8,33	C90		-	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	T95		-	LC	7600
	9,52			-		8930
	10,92			-		10470
	12,70			-		12390
	14,27			-		14050
	15,11			-		14920
	15,88			-		15720
193,68	8,33	P110		-	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	H40	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	M65	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	C90	-	-	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	T95	-	-	LC	9190
	10,16			-		10700
	11,43			-		12260
	12,70			-		13790
	14,15			-		15510
219,08	8,94	P110		-	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	H40	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	M65	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	C90		-	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	T95		-	LC	10000
	10,03			-		11490
	11,05			-		12850
	11,99			-		14100
	13,84			-		16540
	15,11			-		18160
244,48	8,94	P110		-	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	H40	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	M65	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	C90	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	T95	SC	9330	-	-
	10,16			10950		-
	11,43			12560		-
	12,57			13990		-
	13,84			15550		-
	15,11			17110		-
273,05	8,89	P110	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	H40	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	M65	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	C90	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	T95	SC	12640	-	-
	12,42			14460		-
	14,78			17520		-
298,45	11,05	P110	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	M65	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	C90	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	T95	SC	11020	-	-
	11,10			13240		-
	12,40			15030		-
323,85	11,10	P110	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	H40	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	M65	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	C90	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	T95	SC	11490	-	-
	10,92			13300		-
	12,19			15100		-
	13,06			16310		-
339,72	12,19	P110	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	H40	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	M65	SC	11270	-	-
	12,57			12970		-
473,08	11,05	H40	SC	7580	-	-
473,08	11,05	J55	SC	10220	-	-
473,08	11,05	K55	SC	10770	-	-
473,08	11,05	M65	SC	11970	-	-
508,00	11,13	H40	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	M65	SC	12450	LC	14400
	12,70			14510		16780
Примечание - Рекомендации по определению момента при свинчивании см. в 4.6.6.

Таблица А.2 - Расчетные значения момента свинчивания для насосно-компрессорных труб с резьбовыми соединениями NU, НКТН и EU, НКТВ по ГОСТ 31446


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	Тип резьбового соединения	Расчетный момент свинчивания, Н·м	Тип резьбового соединения	Расчетный момент свинчивания, Н·м
26,67	2,87	H40	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	C90	NU	350	EU	1190	-	-	-	-
	3,91					2260		-		-
26,67	2,87	T95	NU	370	EU	1240	-	-	-	-
	3,91			-		2380		-		-
26,67	3,91	P110	-	-	EU	2790	-	-	-	-
33,40	3,38	H40	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	C90	NU	540	EU	1130	НКТН	540	НКТВ	1130
	4,55			-		1900		-		1910
33,40	3,38	T95	NU	570	EU	1190	НКТН	570	НКТВ	1190
	4,55			-		2000		-		2010
33,40	4,55	P110	-	-	EU	2350	-	-	НКТВ	2360
42,16	3,56	H40	NU	360	EU	720	-	-	-	-
	4,85			-		1390		-		-
42,16	3,56	J55	NU	470	EU	940	НКТН	470	НКТВ	940
	4,85			-		1590		800		1590
42,16	3,56	K72	NU	620	EU	1240	НКТН	620	НКТВ	1250
42,16	3,56	L80	NU	640	EU	1270	НКТН	640	НКТВ	1280
	4,85			-		2150		990		2150
42,16	3,56	N80	NU	660	EU	1300	НКТН	660	НКТВ	1310
	4,85			-		2200		-		2210
42,16	3,56	C90	NU	700	EU	1380	НКТН	700	НКТВ	1390
	4,85			-		2340		-		2340
42,16	3,56	T95	NU	740	EU	1460	НКТН	730	НКТВ	1460
	4,85			-		2460		-		2470
42,16	4,85	P110	-	-	EU	2890	-	-	НКТВ	2900
48,26	3,68	H40	NU	430	EU	910	-	-	-	-
	5,08					1740		-		-
48,26	3,68	J55	NU	560	EU	1190	НКТН	560	НКТВ	1190
	4,00			-		-		630		1380
	5,08			-		2010		-		-
48,26	4,00	K72	-	-	-	-	НКТН	870	НКТВ	1820
48,26	3,68	L80	NU	760	EU	1610	НКТН	760	НКТВ	1620
	4,00			-		-		680		1870
	5,08			-		2730		-		-
48,26	3,68	N80	NU	780	EU	1650	НКТН	780	НКТВ	1650
	4,00			-		-		880		1750
	5,08			-		2800		-		-
48,26	3,68	C90	NU	830	EU	1760	-	-	-	-
	4,85			-		2980		-		-
48,26	3,68	T95	NU	870	EU	1850	-	-	-	-
	5,08			-		3130		-		-
48,26	5,08	P110	EU	3680	-	-	-	-	-	-
60,32	4,24	H40	NU	630	EU	-	-	-	-	-
	4,83			760		1340		-		-
60,32	4,24	J55	NU	830	EU	-	НКТН	830	НКТВ	1590
	4,83			990		1750		990		1750
	5,00			-		-		1040		1800
60,32	5,00	K72	-	-	-	-	НКТН	1360	НКТВ	2360
60,32	4,24	L80	NU	1130	EU	-	НКТН	1130	НКТВ	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	НКТВ	2220
	4,83			1380		2450		1380		2450
	5,00			-		-		1440		2510
	6,45			1980		3040		1970		3040
60,32	4,24	C90	NU	1230	EU	-	НКТН	1230	НКТВ	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	НКТВ	2800
	5,00			-		-		1650		2880
	6,45			-		-		2260		3480
60,32	4,24	T95	NU	1300	EU	-	НКТН	1300	НКТВ	2490
	4,83			1540		2750		1550		2750
	5,00			-		-		1620		2820
	6,45			2220		3420		2210		3410
	8,53			-		3180		-		-
60,32	4,83	P110	NU	1800	EU	3220	НКТН	-	НКТВ	3220
	5,00					-		-		3300
	6,45			2600		4010		2600		4000
60,32	4,24	Q135	-	-		-	НКТН	1820	НКТВ	3500
	4,83			-		-		2170		3860
	5,00			-		-		2270		3960
	6,45			-		-		3110		4790
73,02	5,51	H40	NU	1080	EU	1700	-	-	-	-
73,02	5,51	J55	NU	1420	EU	2230	НКТН	1420	НКТВ	2230
	7,01			-		-		1900		2680
73,02	5,51	K72	NU	1870	EU	2940	НКТН	1860	НКТВ	2920
	7,01			2500		3540		2490		3520
73,02	5,51	L80	NU	1940	EU	3050	НКТН	1940	НКТВ	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	НКТВ	3120
	7,01			2650		3760		2650		3760
	7,82			3000		4090		-		-
73,02	5,51	C90	NU	2130	EU	3340	НКТН	2120	НКТВ	3340
	7,01			2840		4020		2830		4020
	7,82			3210		4380		-		-
	8,64			-		3550		-		-
73,02	5,51	R95	-	-	-	-	НКТН	2280	НКТВ	3580
	7,01			-		-		3040		4310
73,02	5,51	T95	NU	2230	EU	3520	НКТН	2230	НКТВ	3520
	7,01			2830		4720		2980		4230
	7,82			3370		4590		-		-
	8,64					3740		-		-
73,02	5,51	P110	NU	2610	EU	4120	НКТН	2620	НКТВ	4120
	7,01			3490		4950		3490		4960
	7,82			3940		5660		-		-
73,02	5,51	Q135	-	-		-	НКТН	3140	НКТВ	4940
	7,01			-		-		4190		5940
88,90	5,49	H40	NU	1250	EU	-	-	-	-	-
	6,45			1520		-		-		-
	7,34			1770		-		-		-
	6,45			-		2340		-		-
88,90	5,49	J55	NU	1640	EU	-	НКТН	-	НКТВ	-
	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	НКТВ	4040
	8,00			-		-		-		4750
88,90	5,49	L80	NU	2250	EU	-	НКТН	-	НКТВ	-
	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	-	НКТВ	-
	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	C90	NU	2460	EU	-	НКТН	-	НКТВ	-
	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	НКТВ	4980
	7,34			-		-		3760		5490
	8,00			-		-		4140		5860
	9,52			-		-		5000		6690
88,90	5,49	T95	NU	2590	EU	-	НКТН	-	НКТВ	-
	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	P110	NU	3710	EU	5100	НКТН	3710	НКТВ	5370
	7,34			-		-		4320		6310
	8,00			-		-		4760		6740
	9,52			5370		6530		5740		7860
88,90	6,45	Q135	-	-	-	-	НКТН	4450	НКТВ	6880
	7,34			-		-		5180		7580
	8,00			-		-		5710		8090
	9,52			-		-		6890		9230
101,60	5,74	H40	NU	1260	EU	-	-	-	-	-
	6,65			-		2630		-		-
101,60	5,74	J55	NU	1660	EU	-	НКТН	-	НКТВ	-
	6,50			-		-		1990		3400
	6,65			-		3470		2050		3460
101,60	6,50	K72	-	-	-	-	НКТН	2610	НКТВ	4460
101,60	5,74	L80	NU	2280	EU	-	НКТН	-	НКТВ	-
	6,50			-		-		2740		4690
	6,65			-		4780		2820		4780
101,60	5,74	N80	NU	2330	EU	-	НКТН	-	НКТВ	-
	6,50			-		-		2790		4790
	6,65			-		4880		2880		4870
101,60	5,74	C90	NU	2500	EU	-	НКТН	-	НКТВ	-
	6,50			-		-		3010		5150
	6,65			-		5250		3100		5240
101,60	6,50	R95		-		-	НКТН	3220	НКТВ	5520
	6,65			-		-	НКТН	3320	-	5610
101,60	5,74	T95	NU	2720	EU	-	НКТН	-	НКТВ	-
	6,50			-		-		3170		5430
	6,65			-		5320		3260		5520
101,60	6,50	P110	-	-	-	-	НКТН	3700	НКТВ	6340
	6,65			-		-		3810		6460
101,60	6,50	Q135	-	-	-	-	НКТН	4450	НКТВ	7630
	6,65			-		-		4580		7760
114,30	6,88	H40	NU	1780	EU	2930	НКТН	1710	НКТВ	2960
114,30	6,88	J55	NU	2360	EU	3870	НКТН	2260	НКТВ	3860
	7,00			-		-		2320		3920
114,30	7,00	K72	-	-	-	-	НКТН	3030	НКТВ	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	C90	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	T95	NU	3650	EU	5950	НКТН	3620	НКТВ	6180
	7,00			-		-		3700		6260
114,30	6,88	P110	-	-	-	-	НКТН	4230	НКТВ	7220
	7,00			-		-		4330		7320
114,30	6,88	Q135	-	-	-	-	НКТН	5090	НКТВ	8710
	7,00			-		-		5200		8810
Примечание - Рекомендации по определению момента при свинчивании см. в 5.6.5.

Таблица А.3 - Классификация бывших в эксплуатации 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 повреждений

Повреждение	Количество и цвет кольцевых полос шириной приблизительно 50 мм
Повреждение резьбового соединения трубы	Одна полоса красного цвета на поверхности резьбового соединения рядом с повреждением
Повреждение резьбового соединения муфты	Одна полоса красного цвета на поверхности муфты
Повреждение трубы, приводящее к затруднению шаблонирования	Две полосы зеленого цвета: одна - на поверхности трубы в месте остановки шаблона, другая - рядом с полосой, идентифицирующей классификацию уменьшения толщины стенки трубы (см. таблицу А.3)

Таблица А.4 (Измененная редакция, Изм. N 1).

Таблица А.5 - Ремонт повреждений резьбовых соединений
Вид повреждения		Допустимость и способ ремонта	Пригодность и область дальнейшей эксплуатации
Механические повреждения резьбовых соединений 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 эксплуатация без ограничения области применения, при использовании других средств герметизации резьбовых соединений эксплуатация 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	Ремонт не допускается	К дальнейшей эксплуатации не пригодно
	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	Пригодно к дальнейшей эксплуатации без ограничения области применения
	Локальные повреждения более пяти вершин витков резьбы, расположенных между основной плоскостью резьбы и сбегом резьбы или вершиной треугольного клейма	Ремонт не допускается	К дальнейшей эксплуатации не пригодно
Механические повреждения резьбовых соединений SC, LC, NU, EU, НКТН, НКТВ	Локальные повреждения вершин витков резьбы, выводящие высоту профиля резьбы за минусовые предельные отклонения	Ремонт не допускается	К дальнейшей эксплуатации не пригодно
Коррозионные повреждения	Незначительные повреждения, после удаления которых не остается следов коррозии и геометрические параметры не выходят за допустимые значения	Удаление повреждений ветошью, мягкой щеткой, мелкой шлифовальной шкуркой (не крупнее N 400), для уплотнительных элементов резьбовых соединений - только ветошью	По прямому назначению без ограничения области применения
	Значительные повреждения	Ремонт не допускается	К дальнейшей эксплуатации не пригодно
Следы легкого заедания	Матовые полоски, шероховатость, риски	Зачистка следов мелкой шлифовальной шкуркой (не крупнее N 400) при условии, что зачистка не выводит высоту профиля резьбы за минимальные допустимые значения	По прямому назначению без ограничения области применения
Следы умеренного заедания	Царапины, задиры, налипания и раковины, устранимые с помощью надфиля и мелкой шлифовальной шкурки	Зачистка следов надфилем или мелкой шлифовальной шкуркой (не крупнее N 400) при условии, что зачистка не выводит высоту профиля резьбы за минимальные допустимые значения	По прямому назначению без ограничения области применения
Следы сильного заедания	Царапины, задиры, налипания и раковины, не устранимые с помощью надфиля и мелкой шлифовальной шкурки	Ремонт не допускается	К дальнейшей эксплуатации не пригодно

Таблица А.5 (Введена дополнительно, Изм. N 1).

Приложение ДА

(рекомендуемое)

ДА.1 Общие положения

ДА.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.

ДА.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.

ДА.2 Персонал и оснащение подразделений, осуществляющих проверку соответствия

ДА.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, определить возможность устранения несоответствий.

ДА.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.

ДА.3 Подготовка к проверке соответствия

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

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

ДА.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.

ДА.4 Проведение проверки соответствия

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

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

Рекомендуемые для проверки соответствия геометрических параметров средства измерений приведены в таблице ДА.1.

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

ДА.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 ДА.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.

ДА.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, BC, NU, EU по ГОСТ 34057 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.

ДА.5 Исправимые и неисправимые несоответствия

Выделяют два вида несоответствий резьбовых соединений - исправимые и неисправимые.

К трубам (в том числе 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 ДА.2).

Без ограничения области применения могут быть использованы трубы с резьбовыми соединениями, натяг которых при проверке калибрами превышает установленное минусовое предельное отклонение не более чем на 30% установленного минусового предельного отклонения (см. 7.3.3, 7.4).

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.), как металлические конструкции (для сооружения постаментов, эстакад и т.п.) или в качестве лома.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

Таблица ДА.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, расположенные 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	"
	Резьбовые соединения SC, LC, NU, EU, НКТН, НКТВ	Локальные повреждения вершин витков резьбы, выводящие высоту профиля резьбы за минусовые предельные отклонения	Способы, указанные для несоответствий геометрических параметров	"
	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	"

ДА.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 ДА.4.

Приложение ДБ

(справочное)

Соответствие резьбовых соединений, упомянутых в настоящем стандарте, резьбовым соединениям, применяемым в других стандартах*

________________

* Измененная редакция, Изм. N 1.

Таблица ДБ.1 - Соответствие резьбовых соединений, упомянутых в настоящем стандарте, резьбовым соединениям, применяемым в других стандартах

Вид труб	Тип резьбового соединения по настоящему стандарту и нормативный документ, устанавливающий к нему требования		Тип ранее применявшегося резьбового соединения и нормативный документ, устанавливающий к нему требования
	ГОСТ 34057-2017	ГОСТ 33758-2021	ГОСТ 632-80	ГОСТ 633-80
Обсадные трубы	SC с короткой треугольной резьбой	-	(не имеет обозначения) с короткой треугольной резьбой	-
	LC с удлиненной треугольной резьбой	-	У с удлиненной треугольной резьбой	-
	BC 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	НКТН с треугольной резьбой для соединения труб с невысаженными концами	-	(не имеет обозначения) с треугольной резьбой для соединения труб с невысаженными концами
	EU с треугольной резьбой для соединения труб с высаженными наружу 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

Таблица ДБ.1 (Измененная редакция, Изм. N 1).

Приложение ДВ

(справочное)

Сведения о соответствии ссылочных межгосударственных стандартов международным стандартам, использованным в качестве ссылочных в примененном международном стандарте

Таблица ДВ.1

Обозначение ссылочного межгосударственного стандарта

Степень соответствия

Обозначение и наименование ссылочного международного стандарта

ГОСТ 31446-2017 (ISO 11960:2014)

MOD

ISO 11960:2014 "Нефтяная и газовая промышленность. Трубы стальные для применения в скважинах в качестве обсадных и насосно-компрессорных"

Примечание - В настоящей таблице использовано следующее условное обозначение степени соответствия стандарта:

- MOD - модифицированный стандарт.

Приложение ДГ

(справочное)

Сопоставление структуры настоящего стандарта со структурой примененного в нем международного стандарта

Таблица ДГ.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
	Таблица А.5	Приложение А	-
Приложение ДА		-
Приложение ДБ		-
Приложение ДВ		-
Приложение ДГ		-
Библиография		-

Таблица ДГ.1 (Измененная редакция, Изм. N 1).

Приложение ДД

(справочное)

Соответствие групп прочности, упомянутых в настоящем стандарте, группам прочности, применяемым в других стандартах

Таблица ДД.1 - Соответствие групп прочности, упомянутых в настоящем стандарте, группам прочности, применяемым в других стандартах


Настоящий стандарт					ГОСТ 632-80				ГОСТ 633-80
Группа прочности	Тип	Предел текучести, МПа		Предел прочности, МПа, не менее	Группа прочности	Предел текучести, МПа		Предел прочности, МПа, не менее	Группа прочности	Предел текучести, МПа		Предел прочности, МПа, не менее
		не менее	не более			не менее	не более			не менее	не более
H40	-	276	552	414	-	-	-	-	-	-	-	-
J55	-	379	552	517	Д Исполнение Б	373	-	637	Д Исполнение Б	373	-	638
K55	-	379	552	655	Д Исполнение А	379	552	655	Д Исполнение А	379	552	655
K72	-	491	-	687	К	490	-	687	К	491	-	687
N80	1, Q	552	758	689	Е	552	758	689	Е	552	758	689
M65	-	448	586	586	-	-	-	-	-	-	-	-
L80	1,9Cr, 13Cr	552	655	655	-	-	-	-	-	-	-	-
C90	1	621	724	689	-	-	-	-	-	-	-	-
R95	-	655	862	758	Л	655	862	758	Л	654	862	758
T95	1	655	758	724	-	-	-	-	-	-	-	-
C110	-	758	828	793	-	-	-	-	-	-	-	-
P110	-	758	965	862	М	758	965	862	М	724	921	823
Q125	1	862	1034	931	-	-	-	-	-	-	-	-
Q135	-	930	1137	1000	Р	930	1137	1000	Р	930	1137	1000
-	-	-	-	-	т	1034	1241	1103	-	-	-	-

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

Библиография

[1]	ISO 13678:2010	Petroleum and natural gas industries - Evaluation and testing of thread compounds for use with casing, tubing, line pipe and drill stem elements (Трубы обсадные, насосно-компрессорные, трубопроводные и элементы бурильных колонн для нефтяной и газовой промышленности. Оценка и испытание резьбовых смазок)
[2]	ISO/TR 10400:2018*	Petroleum and natural gas industries - Formulae and calculations for the properties of casing, tubing, drill pipe and line pipe used as casing or tubing (Нефтяная и газовая промышленность. Формулы и расчеты по определению характеристик обсадных, насосно-компрессорных, бурильных труб и труб для трубопроводов, применяемых в качестве обсадных или насосно-компрессорных труб)
[3]	ISO 15156-2:2020*	Petroleum and natural gas industries - Materials for use in -containing environments in oil and gas production - Part 2: Cracking-resistant carbon and low-alloy steels, and the use of cast irons (Промышленность нефтяная и газовая. Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при нефте- и газодобыче. Часть 2. Трещиностойкие углеродистые и низколегированные стали и применение чугуна)

Библиография (Измененная редакция, Изм. N 1).

УДК 621.774:622.233:006.354

МКС 75.180.10

В62

ОКПД2 24.20.12.110

24.20.32.000

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 эксплуатации труб, ремонт

allgosts.ru

Превью ГОСТ 34380-2017 Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию

ГОСТ 34380-2017 Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию

Текст ГОСТ 34380-2017 Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

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

Предисловие

Сведения о стандарте

Введение

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

4 Порядок спуска и подъема обсадной колонны

4.1 Документирование процесса подготовки и спуска колонны

4.2 Контроль и подготовка обсадных труб перед спуском*

4.5 Посадка обсадной трубы в муфту

4.6 Свинчивание обсадных труб и спуск колонны*

4.7 Защита обсадных труб протекторами

4.8 Подъем колонны из скважины

4.9 Причины неисправностей при сборке и эксплуатации обсадных труб

5 Порядок спуска и подъема насосно-компрессорной колонны

5.2 Контроль и подготовка насосно-компрессорных труб перед спуском

5.5 Посадка насосно-компрессорной трубы в муфту

Категорически запрещается быстрый спуск и посадка труб на забой!

5.7 Подъем колонны из скважины

5.8 Причины неисправностей при сборке и эксплуатации насосно-компрессорных труб

6 Транспортирование, погрузочно-разгрузочные операции и хранение труб

6.1 Общие положения

6.2 Транспортирование

6.2.1 Перевозка водным транспортом

6.2.2 Перевозка железнодорожным транспортом

6.2.3 Перевозка грузовым автотранспортом

6.2.4 Перевозка воздушным транспортом

6.3 Погрузочно-разгрузочные операции

6.4 Хранение

7 Контроль и классификация труб, бывших в эксплуатации

7.1 Общие положения

7.2 Порядок контроля и классификации

7.2.2 Контроль толщины стенки труб

7.3 Контроль состояния поверхности тела труб и резьбовых соединений

7.3.1 Общие положения

7.3.3 Резьбовое соединение

7.4 Оценка пригодности к эксплуатации

8 Защита от коррозии

8.1 Коррозионное разрушение

8.2 Защита от коррозии обсадных труб

8.3 Защита от коррозии насосно-компрессорных труб

Расчетные значения моментов свинчивания резьбовых соединений

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

ДА.1 Общие положения

ДА.2 Персонал и оснащение подразделений, осуществляющих проверку соответствия

ДА.3 Подготовка к проверке соответствия

ДА.4 Проведение проверки соответствия

ДА.5 Исправимые и неисправимые несоответствия

ДА.6 Проведение проверки соответствия после устранения несоответствий

Соответствие резьбовых соединений, упомянутых в настоящем стандарте, резьбовым соединениям, применяемым в других стандартах*

Сопоставление структуры настоящего стандарта со структурой примененного в нем международного стандарта

Соответствие групп прочности, упомянутых в настоящем стандарте, группам прочности, применяемым в других стандартах

Библиография