Инструкция По Спуску Труб
Бурение скважин', 'Добыча нефти и газа' / Консультант. В коммерческой версии системы.
Всесоюзный научно-исследовательский институт разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб (ВНИИТнефть) ИНСТРУКЦИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ РД -217-86 Куйбышев 1987 Руководящий документ разработан Всесоюзным научно-исследовательским институтом разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб. Директор института С.М. Составители: А.А. Джавадян, Т.Е. Столярова, С.А.
- Инструкции по подготовке обсадных труб к спуску в скважину (РД 39-2-132-78.
- 4 Для спуска колонны обсадных труб должны быть разработаны инструк.
Сабирзянов, В.Н. Пчелкин, В.М. Ферштетер, Н.Д. Черкасов, В.Н.
Крупнов, Р.С. Садырханов, Н.Е. Согласован с главным инженером Главного управления по добыче нефти и газа Миннефтепрома В.Ф. Утвержден первым заместителем министра нефтяной промышленности В.Ю.
РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ ИНСТРУКЦИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ РД -217-86 Взамен РД 39-1-108-78 Срок введения установлен с г. Срок действия до г. Настоящая инструкция содержит основные технические данные отечественных и зарубежных насосно-компрессорных труб (НКТ). В РД приведены условия подготовки и спуска в скважину НКТ для добычи нефти или специальных работ, описаны причины аварий и даны рекомендации по их предотвращению, рассмотрено оборудование, применяемое при спуско-подъемных операциях, а также условия приемки, перевозки и хранения НКТ. Руководящий документ предназначен для предприятий Министерства нефтяной промышленности, осуществляющих эксплуатацию НКТ. Насосно-компрессорные трубы, применяемые для эксплуатации и ремонта нефтяных, газовых, нагнетательных и водозаборных скважин, изготавливаются в соответствии со следующими нормативно-техническими документами:. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним (рис.
ТУ 14-3-1032-81. Трубы насосно-компрессорные с термоупрочненными концами. ТУ 14-3-1094-82. Трубы насосно-компрессорные с противозадирным уплотнительным покрытием резьбы муфт. ТУ 14-3-1352-85. Трубы насосно-компрессорные стальные с узлом уплотнения из полимерного материала (рис. ТУ 14-3-1242-83.
Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним, стойкие к сероводородному растрескиванию. ТУ 14-3-1229-83. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним с улучшенной ходимостью в эксплуатационных колоннах наклонно направленных скважин (рис. ТУ 14-3-999-81.
Трубы насосно-компрессорные с улучшенной ходимостью в эксплуатационных колоннах наклонно направленных скважин (наружный диаметр 73 мм, толщина стенки 5,5 и 7 мм). Геометрические характеристики НКТ, изготовленных согласно перечисленным ТУ, соответствуют. Трубы и муфты к ним поставляются из стали одной группы прочности (табл. Все трубы, кроме труб типа НКБ, снабжаются муфтами, навинчиваемыми на один из концов трубы. Перед свинчиванием труб с муфтами на заводе-изготовителе их резьбу покрывают смазкой для обеспечения герметичности соединения и предохранения резьбы от задиров и коррозии. С целью предохранения от коррозии наружную поверхность трубы и муфты окрашивают.
Для соединения НКТ разных диаметров должны применяться переводники, изготавливаемые по ГОСТ 23979-80 «Переводники для насосно-компрессорных труб». Сортамент серийно освоенных труб и заводы-поставщики приведены в справочном прил., а их геометрические и прочностные характеристики в справочных прил. Насосно-компрессорные трубы, поставляемые в СССР, изготовляются в соответствии со стандартами Американского нефтяного института (АНИ) и по технической документации фирм. Геометрические, прочностные и эксплуатационные характеристики зарубежных труб приведены в справочных прил., в стандарте 5С2 АНИ и ТУ на применение нарезных труб фирм-поставщиков. В СССР в основном поставляются трубы, изготовляемые по стандарт 5А АНИ, 5АС АНИ, 5АХ АНИ: а) с муфтовым резьбовым соединением гладкие (рис., табл., ); б) с муфтовыми резьбовыми соединениями с высаженными наружу концами (рис., табл., ); в) с безмуфтовыми резьбовыми соединениями, резьба которых соответствует резьбе гладких НКТ (рис. На этих трубах нарезана резьба треугольного профиля (рис., табл.
Трубы с муфтовыми резьбовыми соединениями могут быть свинчены с трубами соответствующего размера, изготовленными по, без применения переводников. Насосно-компрессорные трубы, выпускаемые по технической документации фирм, отличаются от труб соответствующих стандартов АНИ: а) резьбой трапецеидального профиля (резьба типа «Батресс»); б) уплотняющими элементами типа металл-металл в резьбовом соединении (трубы фирм «Валлурек», «Маннесман», «Хайдрил», «Сумитомо», «Ниппон Кокан»); в) цилиндрической двухступенчатой резьбой (трубы фирмы «Хайдрил»), прочность соединения выше прочности тела трубы; г) тефлоновым уплотнением в резьбовом соединении. Наиболее распространенные типы труб приведены на рис., их основные размеры - в справочных прил.
Трубы по технической документации фирм и муфты к ним изготавливаются из стандартизированных сталей марок Н-40, J -55, N -80 (стандарт 5А АНИ), С-75, L -80, С-95 (стандарт 5АС АНИ), Р-105 (стандарт 5АХ АНИ) и нестандартизированных сталей марок С-90, Q -125, V -150 с наименьшим пределом текучести соответственно 621, 862, 1034 МПа (механические свойства стандартизированных сталей приведены в табл. Данные о химическом составе сталей, регламентированном стандартом 5АС АНИ, содержатся в табл. Зарубежные насосно-компрессорные трубы большинства конструкций поставляются (по требованию потребителя) с уменьшенным наружным диаметром муфты или муфтовой части, с увеличенной шириной наружных фасок на торцах муфты. Муфты изготавливаются из стали той же марки, что и трубы, или из более прочной стали. Трубы изготавливают двух групп по длине: 6,10 - 7,32 м и 8,53 - 9,75 м. Подбор труб для лифтовых колонн скважин, эксплуатирующих сероводородсодержащие месторождения, производится на основании рекомендаций фирм-поставщиков. Таблица 1 Трубы гладкие и с высаженными наружу концами и муфты к ним по Размеры, мм.
Условный диаметр трубы Труба Муфта Наружный диаметр, D Толщина стенки, S Внутренний диаметр, d Масса 1 м, кг Наружный диаметр, D M Длина, L M Масса, кг 60 60,3 5,0 50,3 6,8 73,0 135 1,8 73 73,0 5,5 62,0 9,2 88,9 135 2,5 7,0 59,0 11,4 88,9 135 2,5 89 88,9 6,5 75,9 13,2 108,0 155 4,1 8,0 72,9 16,0 108,0 155 4,1 102 101,6 6,5 88,6 15,2 120,6 155 5,1 114 114,3 7,0 100,3 18,5 132,1 205 7,4 Рис. Гладкая насосно-компрессорная труба ( а) и муфта к ней ( б) по Рис. Насосно-компрессорная труба с высаженными наружу концами ( а) и муфта к ней ( б) по Рис. Насосно-компрессорная труба ( а) и муфта ( б) типа НКМ по Рис. Насосно-компрессорная труба типа НКБ по Рис. Профиль резьбы насосно-компрессорных труб и муфт к ним по: 1 - линия, параллельная оси резьбы; 2 - линия среднего диаметра резьбы; 3 - ось резьбы Рис.
Резьба насосно-компрессорных труб по: 1 - конец сбега резьбы; 2 - нитки со срезанными вершинами; 3 - основная плоскость; 4 - линия среднего диаметра резьбы Таблица 3 Трубы безмуфтовые с высаженными наружу юнцами НКБ по Размеры, мм. Условный диаметр трубы Наружный диаметр, D Толщина стенки, S Внутренний диаметр, d Наружный диаметр высаженной части, D в (пред.
Норма механических свойств для стали группы прочности Д К Е Л М Р Исполнение А Б Временное сопротивление s в, МПа (кгс/мм 2), не менее 655 (66,8) 638 (65,0) 687 (70,0) 689 (70,3) 758 (77,3) 823 (83,9) 1000 (101,9) Предел текучести б т, M Па (кгс/мм 2): не менее 379 (38,7) 373 (38,0) 491 (50,0) 552 (56,2) 654 (66,8) 724 (73,8) 930 (94,9) не более 552 (56,2) -758 (77,3) 862 (87,9) 921 (93,9) 1137 (116,0) Относительное удлинение d 5,%, не менее 14,3 16,0 12,0 13,0 12,3 11,3 9,5 Примечание. Для труб из стали группы прочности Д исполнения Б максимальное значение предела текучести не ограничено. Условный диаметр трубы Наружный диаметр гладкой D и высаженной части D В трубы Шаг резьбы, r Средний диаметр резьбы в основной плоскости d ср Диаметр резьбы в плоскости торца резьбы Длина резьбы трубы Сбег l 1 max Внутренний диаметр резьбы в плоскости торца муфты d 3. Диаметр цилиндрической выточки муфты d 0 (пред.
+ 0,8) Ширина торцовой плоскости муфты B min Глубина выточки муфты l 0 (пред. ) Расстояние от торца муфты до конца сбега резьбы на трубе при свинчивании вручную A наружный d 1.
внутренний d 2. Общая (до конца сбега) l До основной плоскости l.
Номинальная Пред. Число ниток на длине 25,4 мм 10 8 Шаг резьбы P 2,540 3,175 Высота исходного профиля H. 2,200 2,750 Высота профиля h 1 1,412 1,810 Рабочая высота профиля h. 1,336 1,734 Угол профиля a. 60° Радиус закругления: вершины профиля r 0,432 +0,045 0,508 +0,45 впадины профиля r 1 0,356 -0,045 0,432 -0,045 Угол наклона стороны профиля a /2 30 ± 1° Зазор Z. 0,076 Угол уклона j с 1°47 ¢ 24 ² Конусность 2 tg j 1:16.
Размеры для справок. Резьбовое соединение насосно-компрессорных труб по, свинченное вручную ( а) и на станке ( б) Рис. Муфта с узлом уплотнения из полимерного материала: 1 - проточки под тефлоновые кольца; 2 - тефлоновое кольцо Рис. Муфта с улучшенной ходимостью Таблица 7 Гладкие насосно-компрессорные трубы по стандартам АНИ Размеры, мм. Толщина стенки Марка стали 26,7 2,87 Н-40, J -55, С-75, N -80 33,4 3,38 Н-40, J-55, С-75, N-80 42,2 3,56 Н-40, J -55, C-75, N-80 48,3 3,68 Н-40, J-55, С-75, N -80 60,3 4,24 Н-40, J-55, С-75, N -80 4,83 Н-40, J-55, С-75, N-80, P-105 6,45 N-80, С-75, Р-105 73,0 5,51 Н-40, J-55, С-75, N-80, Р-105 7,82 С-75, N-80, Р-105 88,9 5,49 Н-40, J-55, С-75, N-80 6,45 Н-40, J-55, С-75, N-80, Р-105 7,34 Н-40, J-55, С-75, N-80 9,52 С-75, N-80, Р-105 101,6 5,74 Н-40, J-55, С-75, N-80 114,3 6,88 Н-40, J-55, С-75, N-80. Соединение гладких насосно-компрессорных труб по стандарту АНИ: 1 - соединение, свинченное на станке; 2 - конец сбега резьбы; 3 - соединение, свинченное вручную; 4 - основная плоскость Рис. Соединение насосно-компрессорных труб с высаженными наружу концами по стандарту АНИ: 1 - соединение, свинченное на станке; 2 - конец сбега резьбы; 3 - соединение, свинченное вручную; 4 - основная плоскость Рис.
Безмуфтовое соединение труб по стандарту АНИ Рис. Профиль резьбы насосно-компрессорных труб по стандарту 5В АНИ Таблица 9 Насосно-компрессорные трубы с высаженными наружу концами по стандартам АНИ Размеры, мм. D Толщина стенки S Марка стали 26,7 2,87 Н-40, J -55, С-75, N -80 33,4 3,38 Н-40, J-55, С-75, N-80 42,2 3,56 Н-40, J -55, C-75, N-80 48,3 3,68 Н-40, J-55, С-75, N -80 60,3 4,83 Н-40, J-55, С-75, N-80, P-105 6,45 С-75, N-80, Р-105 73,0 5,51 Н-40, J-55, С-75, N-80, Р-105 7,82 С-75, N-80, Р-105 88,9 6,45 Н-40, J-55, С-75, N-80, Р-105 9,52 С-75, N-80, Р-105 101,6 6,65 Н-40, J-55, С-75, N-80 114,3 6,88 Н-40, J-55, С-75, N-80 Рис. 14 Резьбовое соединение насосно-компрессорных труб по стандарту 5В АНИ: Плоскости: I - середины муфты или наименьшего диаметра резьбы муфтовой части; II - торца трубы при свинчивании механическим способом; III - торца трубы при свинчивании вручную; I V - свинчивание вручную; V - начало сбега резьбы.
Соединения труб различных типов: а - VAM фирмы «Валлурек»; б - TDS фирмы «Маннесманн»; в - А-95 фирмы «Хайдрил»; г - С S фирмы «Хайдрил»; д - РН-6 фирмы «Хайдрил» Рис. Соединения труб различных типов: a - DSS - HTC фирмы «Атлас Брэдфорд»; б - IJ -4 S фирмы «Атлас Брэдфорд»; в - TC -4 S фирмы «Атлас Брэдфорд»; г - IJ -3 SS фирмы «Атлас Брэдфорд»; д - с тефлоновым кольцом (по стандарту АНИ) Рис. Соединения труб различных типов: а - FL -4 S фирмы «Атлас Брэдфорд»; б - NK 2 SC фирмы «Ниппон Кокан»; в - NK 3 SB фирмы «Ниппон Кокан» Таблица 11 Размеры резьбы закругленного профиля насосно-компрессорных труб (стандарт АНИ). Цвет Н-40 Черный J -55 Светло-зеленый N-80 Красный P -105 Белый С-75 (всех модификаций) Голубой L -80 Красный с коричневым 2.8. Длина трубы в футах и десятых долях фута или в мм и масса трубы наносятся краской на расстоянии до 610 мм от муфты или муфтовой части трубы. На теле трубы на расстоянии до 610 мм от муфты или муфтовой части краской может быть нанесена опознавательная маркировка в виде кольца, указывающая марку стали (см.
Зарубежные трубы, поставляемые по технической документации фирм, маркируют по указанию организаций-потребителей (внешнеторговых организаций). Образцы маркировки зарубежных труб приведены в справочном прил.
Насосно-компрессорные трубы предъявляются к приемке партиями. Если партия отгруженных труб меньше грузоподъемности вагона, то допускается погрузка разных партий труб при условии их разделения. Партия должна состоять из труб одного условного диаметра, одной толщины стенки и группы прочности, одного типа и сопровождаться единым документом, удостоверяющим соответствие их качества требованиям стандарта и содержащим: - наименование предприятия-изготовителя; - условный диаметр труб и толщину стенки, мм; длину труб, м; - массу труб, кг; - тип труб; - группу прочности, номер плавки, массовую долю серы и фосфора для всех входящих в партию плавок; - номера труб (от - до) каждой плавки; - результаты испытаний; - обозначение стандарта.
Приемка новых труб от заводов-изготовителей, входной контроль и приемка труб, бывших в эксплуатации, должны осуществляться в соответствии с «Инструкцией о порядке приемки продукции производственно-технического назначения и товаров народного потребления по количеству» , «Инструкцией о порядке приемки продукции производственно-технического назначения и товаров народного потребления по качеству» , «Методическими рекомендациями по организации приемки продукции производственно-технического назначения по качеству». Проверке соосности резьб должно быть подвергнуто не менее 1% муфт от каждой партии. Проверка внутреннего диаметра и общей изогнутости труб НКБ должна проводиться до высадки концов. Проверке качества сопряжения торцов трубы НКМ и упрочненного уступа муфты подвергают каждое соединение партии. Проверка резьбы труб и муфт заключается в определении отклонений по конусности и натягу. Предусматривается овальность не более 0,10 мм для труб условным диаметром до 60 мм, не более 0,13 мм для труб условным диаметром 73 - 89 мм, не более 0,15 мм для труб больших диаметров. Резьбовые концы НКТ должны быть защищены предохранительными кольцами и ниппелями.
Инструкция По Спуску Трубопровода
При навинчивании предохранительных колец и ниппелей резьба смазывается антикоррозионной смазкой. С целью предотвращения отложений парафина и солей в трубах, а также защиты от коррозии внутреннюю поверхность НКТ покрывают эмалями, эпоксидными смолами, лаками, а также производят остеклование труб. Испытание труб на изгиб показало, что лаковые покрытия при этом не разрушаются, в эпоксидных смолах образуются трещины, а эмаль и стекло разрушаются до полного откалывания. По износостойкости силикатные покрытия (эмали и стекла) превосходят полимерные (смолы и лаки). Термостойкость полимерных покрытий составляет 100 - 150 °С, силикатных 200 - 600 °С.
В связи с этим конкретные меры, позволяющие предотвратить коррозионные поражения труб, могут быть выработаны только путем опробования на каждом месторождении различных методов борьбы с коррозией и выбора наиболее оптимальных. При эксплуатации нефтяных и газовых скважин, продукция которых содержит сероводород или другие коррозионно-активные вещества, трубы подвергаются сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением. Для исключения указанного вида разрушения необходимо производить выбор марок труб и расчет лифтовых колонн с учетом опасности его проявления. В скважинах, продукция которых содержит сероводород, даже при незначительных его концентрациях применение отечественных труб групп прочности Е, Л и М и зарубежных из сталей марок N -80, Р-105, Q -125, V -150 не рекомендуется из-за опасности сульфидного растрескивания.
• Организация — название организации, в которой работает сотрудник. Удостоверение по электробезопасности бланк word.doc. • ФИО — фамилия, имя и отчество работника.
В этих условиях целесообразно применение отечественных стальных труб группы прочности Д и зарубежных труб из стали марок С-75, L -80, С-95. При наличии в пластовой продукции коррозионно-активных компонентов рекомендуется применять трубы с покрытиями или использовать для их защиты ингибиторы коррозии. Подготовка новых и бывших в эксплуатации труб должна производиться на трубных базах в соответствии с РД 39-1-592-81 и РД 39-2-197-79. Перед спуском труб в скважину следует проводить контроль качества труб, который включает в себя проверку резьб ниппеля и муфты, а также целостности тела трубы. При визуальном контроле обнаруживают внешние дефекты, при необходимости производят инструментальный (например, с помощью калибров) или дефектоскопический контроль. С целью проверки на герметичность каждую трубу с навинченной на нее муфтой подвергают испытанию внутренним гидравлическим давлением (справочное прил.
Продолжительность испытания должна быть не менее 10. Трубы, при гидроиспытании которых обнаружена утечка испытательной жидкости в резьбовом соединении, подвергают восстановлению, а в теле - отбраковывают. Перед спуском в скважину трубы комплектуют по типам и размерам. При необходимости их соединяют между собой переводниками. Поднимаемые с мостков трубы должны иметь навинченные на ниппельных концах предохранительные кольца. Подняв трубу, следует отвинтить предохранительное кольцо, тщательно очистить резьбу ниппеля, а также резьбу муфты (раструба) ранее спущенной трубы волосяной щеткой и смазать резьбовой смазкой.
Перед спуском в скважину длина каждой трубы должна быть измерена с помощью стальной рулетки. Точность измерений обусловлена планом работ.
Длина трубы определяется расстоянием между свободным торцом муфты (муфтовой части) и предполагаемым положением торца муфты, навинченной на противоположный конец трубы. Для труб по и стандартам АНИ, труб с соединениями VAM (фирма «Валлурек»), TDS (фирма «Маннесман»), IJ -4 S и ТС-4 S (фирма «Атлас Брэдфорд») это положение соответствует концу сбега наружной резьбы (рис. Для труб типа НКБ, с соединениями А-95, CS, PH -6 (фирма «Хайдрил»), DSS - HT, IJ -3 SS (фирма «Атлас Брэдфорд») это положение соответствует месту нахождения уплотнительного торца наружной резьбовой части по большему диаметру (рис. При суммировании результатов измерений длины отдельных труб получаем теоретическую длину колонны. Для определения ее истинного значения необходимо ввести поправки, связанные с удлинением колонны под действием растягивающих сил.
Для обеспечения герметичности соединений в скважинах с высоким давлением, особенно в газовых и газоконденсатных, необходимо: - при свинчивании труб с муфтами их резьбы покрывать смазкой (можно применять ленту ФУМ), обеспечивающей герметичность соединения и предохраняющей резьбу от задиров и коррозии; - при подъеме НКТ с мостков предохранять от ударов концы трубы о фланец колонны или о другие металлические предметы. Схема измерения длины трубы: 1 - коней сбега наружной резьбы; 2 - измеряемая длина; 3 - муфта или муфтовая часть; 4 - труба Рис. Схема измерения длины трубы 1 - уплотнительный торец по большому диаметру наружной резьбовой части; 2 - труба; 3 - измеряемая длина; 4 - муфта или муфтовая часть 6.1. Для захвата колонны труб и удержания их на весу при спуско-подъемных операциях, осуществляемых без применения механизмов для свинчивания и развинчивания труб, необходимо использовать трубные элеваторы типа ЭХЛ, ЭТАР, ЭТАД и др.
Инструкция По Спуску Трубопроводов
(диаметры захватываемых труб от 48 до 114 мм, грузоподъемность от 10 до 125 т). При механизированном свинчивании и развинчивании труб, а также при работе с клиновым захватом-спайдером рекомендуется использовать элеваторы типа ЭГ (диаметры от 33 до 114 мм, грузоподъемность от 16 до 80 т), ЭТА (диаметры от 48 до 89 мм, грузоподъемность от 32 до 80 т). Для спуска и подъема безмуфтовых труб и труб с муфтами уменьшенного диаметра рекомендуется применять клиновые элеваторы типа ЭНКБ-80, разработанные АзИНМАШем.
Элеваторы должны быть исправными, иметь штропы одинаковой длины. Для захвата и удержания на весу колонны безмуфтовых насосно-компрессорных труб в процессе их спуска и подъема при ремонте скважин применяют спайдеры-элеваторы ЭС33-52 ´ 28 (диаметры от 33 до 52 мм, грузоподъемность 28 т). Для автоматизации операций по захвату, удержанию на весу, освобождению и центрированию колонны НКТ в процессе спуско-подъемных операций при ремонте скважин используют спайдер АСГ-80 (диаметры от 60 до 89 мм, грузоподъемность 80 т). Насечки клиньев спайдеров и клиновых элеваторов во время работы необходимо регулярно очищать. Для ручного и механизированного свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб и муфт к ним предназначены соответственно: - ключ КТНМ (диаметры от 20 до 132 мм); - ключи КТГУ (диаметры от 33 до 89 мм) и КТД (диаметры от 33 до 114 мм); - ключ КСМ (диаметры от 48 до 89 мм). Для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию, захвату, удержанию на весу и центрированию колонны НКТ при текущем ремонте скважин предназначены ключ механический КМУ (диаметры от 48 до 73 мм) и автомат АПР-2ВБ (диаметры от 48 до 114 мм).
Размер ключа должен соответствовать размеру трубы. Ключи необходимо правильно устанавливать на трубу, сухари должны быть хорошо подогнаны.
При монтаже подъемного сооружения, вышки, мачты необходимо обеспечить строгое центрирование талевой системы по оси скважины. Перед спуском в скважину трубы должны быть уложены на мостках муфтами к устью скважины (резьба трубы и муфты защищается с помощью предохранительных деталей) или установлены муфтами вверх на деревянных подкладках. При спуске необходимо тщательно осматривать тело и резьбовые части каждой трубы во избежание попадания в колонну аварийно-опасных труб. Все трубы при спуске в скважину проверяются шаблоном-оправкой. Длина оправок 1250 мм, диаметры их приведены в табл.,.
После того, как труба поднята над устьем скважины, необходимо удалить с резьб предохранительные детали, тщательно очистить и смазать резьбы муфты и трубы. Трубу следует направлять в муфту вертикально. Посадку трубы в муфту необходимо производить осторожно, чтобы не повредить резьбу. При сильном ветре, вызывающем раскачивание талевой системы, а вместе с ней и трубы, поднятой над устьем скважины, необходимо использовать центрирующие приспособления, а при их отсутствии операции свинчивания и развинчивания резьб труб и муфт производить без применения механизмов. Таблица 15 Размеры оправок для НКТ. Толщина стенки, мм Наружный диаметр оправки, мм 33 3,5 24,0 42 3,5 32,8 48 4,0 37,9 60 5,0 47,9 73 5,5 59,6 7,0 56,6 89 6,5 72,7 8,0 69,7 102 6,5 85,4 114 7,0 97,1 7.8.
Свинчивание рекомендуется производить с приложением крутящих моментов, значения которых приведены в табл. И справочном прил. Если ниппель свободно, с моментом, меньшим минимального, ввинчивается в муфту до последнего витка резьбы или если после свинчивания с максимальным моментом остается более двух свободных, не вошедших в муфту витков, следует забраковать обе трубы: спущенную в скважину и следующую за ней. При спуске необходимо предохранять резьбовые соединения насосно-компрессорных труб от ударов. Во избежание повреждения тела трубы в месте захвата клиньями спайдера рекомендуется применять стопорные ключи, особенно в тех случаях, когда в скважину опущено менее 10 труб.
Таблица 16 Размеры оправок (стандарт АНИ) для НКТ. Момент свинчивания, Н × м минимальный максимальный Трубы гладкие 48 500 750 60 800 11 15 2200 102 1600 2500 114 2000 3200 Трубы с высадкой 73 - 2700 8.1. В соответствии с требованиями, предъявляемыми к резьбовым соединениям, при свинчивании обязательно применять резьбовые смазки. Тип смазки выбирается в зависимости от условий эксплуатации. Смазку Р-402 (ТУ 38-101-708-78) целесообразно использовать для труб, работающих в скважинах с температурой на забое до 200 °С, а также при наружной температуре до -50 °С. В остальных случаях более целесообразно использовать для резьбовых соединений смазку Р-2. Резьбовая смазка Р-2 (ТУ 38-101-332-76) предназначена для труб, работающих в скважинах с температурой до 100 °С, свободно наносится при температуре окружающего воздуха до -5 °C.
Составы смазок,% Р-402 Р-2 Жировая основа 31 37 Графитовый порошок 21 18 Свинцовый порошок 29 29 Цинковая пыль 14 12 Медная пудра 5 4 8.2. В качестве резьбовых смазок могут быть использованы графитная смазка УСсА или смазки, которые изготовляются путем смешивания компонентов в промысловых условиях. Составы этих смазок следующие,%: Состав 1 Состав 2 Графитовый порошок 15 Графитовый порошок 10 Технический жир 75 Солидол 70 - 80 Машинное масло 10 Соляровое масло 10 - 20 8.3. В результате длительного хранения возможен отстой масла, что вызывает необходимость перемешивания смазок перед употреблением.
При нагревании перед употреблением нельзя допускать расплавления смазки, так как это может привести к ее необратимым изменениям вследствие осаждения тяжелых добавок. Смазку нужно наносить с помощью шпателя (лопатки) на участки поверхности резьбы ниппеля и муфты шириной 20 - 25 мм. Ориентировочный расход смазок Условный диаметр труб, мм 60 73 89 102 114 Расход смазки, г 15 20 30 35 40 8.5. Для резьбовых соединений, изготовленных по стандартам АНИ и техническим условиям фирм, необходимо применять смазки, рекомендуемые стандартом 5А2 АНИ или фирмой-поставщиком. Подъем колонны насосно-компрессорных труб и посадку ее на фланец следует производить плавно, без ударов и рывков. Трубные ключи необходимо устанавливать на тело трубы вблизи муфты (муфтовой части). При развинчивании соединений, не рекомендуется наносить удары по муфте тяжелым молотком (кувалдой).
После окончания развинчивания резьбового соединения трубу следует плавно вывести из муфты. Для предохранения от прогиба труб диаметром менее 60,3 мм, поднимаемых свечами, и труб большого диаметра в том случае, когда длина свечи превышает 18 м, рекомендуется устанавливать на вышке промежуточные опоры. В вертикальном положении трубы устанавливаются на прочную эластичную прокладку.
Для выявления дефектов, препятствующих дальнейшему использованию труб, при подъеме их тщательно осматривают. Для равномерного износа труб целесообразно при проведении спуско-подъемных операций периодически менять местами трубы верхней и нижней частей колонны. При применении многосекционных лифтовых колонн перестановку труб производить внутри каждой секции. После сильного натяжения колонны при срыве пакера или освобождении ее от прихвата все резьбовые заводские соединения следует докрепить. Для выявления причин, приведших к аварии, все поднятые из скважины поврежденные трубы следует сложить отдельно так, чтобы не нанести им дополнительных повреждений.
Для проведения операций по интенсификации добычи нефти следует применять насосно-компрессорные трубы, прочностные характеристики которых проверены расчетом. Насосно-компрессорные трубы, предназначенные для проведения гидроразрыва пласта, должны быть подвергнуты испытанию давлением, в 1,5 раза превышающим ожидаемое давление разрыва. Для проведения кислотных обработок, рекомендуется использовать специальную колонну труб с покрытием, применяемую только для этих целей, и защищать трубы ингибиторами коррозии. Условный диаметр труб, дюймов (мм) Толщина стенки, мм Уровень Марка стали Н-40 J -55 С-75 L -80 N -80 Р-105 Трубы гладкие 1,050 (26,7) 2,87 Опт. 193 248 317 331 345 - Мин.
152 193 235 248 262 - Макс. 248 317 400 414 428 - 1,315 (33,4) 3,38 Опт. 290 373 497 511 524 - Мин. 221 276 373 386 400 - Макс. 359 469 621 635 662 - 1,660 (42,2) 3,56 Опт.
373 483 635 649 676 - Мин. 276 359 483 483 511 - Макс.
469 607 800 814 842 - 1,900 (48,3) 3,68 Опт. 442 566 745 773 787 - Мин. 331 428 566 580 593 - Макс. 552 704 938 966 980 - 2 3/8 (60,3) 4,24 Опт.
649 842 1004 1145 1173 - Мин. 483 635 828 856 883 - Макс. 814 1049 1380 1435 1463 - 4,83 Опт. 773 1007 1325 1366 1408 1766 Мин. 580 759 994 1021 1063 1325 Макс. 966 1256 1656 1711 1766 2208 6,45 Опт.1904 1960 2015 2539 Мин.1435 1477 1518 1904 Макс.2387 2456 2525 3174 2 7/8 (73) 5,51 Опт. 1104 1449 1904 1973 2029 2553 Мин.
828 1090 1435 1477 1518 1918 Макс. 1378 1808 2387 2470 2540 3187 7,82 Опт. 2884 -2981 3050 3850 Мин. 2167 -2236 2291 2884 Макс. 3602 -3726 3809 4816 3 1/2 (88,9) 5,49 Опт.
1270 1670 2208 2291 2346 - Мин. 952 1256 1656 1725 1766 - Макс. 1587 2084 2760 2870 2939 - 6,45 Опт. 1546 2042 2691 2801 2857 3616 Мин. 1159 1532 2015 2098 2139 2719 Макс. 1932 2553 3367 3505 3574 4526 7,34 Опт. 1808 2374 3133 3257 3326 - Мин.
1352 1780 2346 2443 2498 - Макс. 2263 2967 3919 4071 4154 - 9,52 Опт.4181 4333 4430 5603 Мин.3133 3257 3326 4209 Макс.5230 5423 5534 8390 4 (101,6) 5,74 Опт. 1297 1711 2263 2360 2401 - Мин. 980 1283 1697 1766 1808 - Макс. 1628 2139 2829 2953 3008 - 4 1/2 (114,3) 6,88 Опт.
1822 2401 3174 3312 3367 - Мин. 1366 1808 2387 2484 2525 - Макс. 2277 3008 3974 4140 4209 - Трубы с высадкой 1,050 (26,7) 2,87 Опт.
635 828 1076 1118 1145 - Мин. 483 621 814 842 856 - Макс. 800 1035 1352 1394 1435 - 1,315 (33,4) 3,38 Опт.
607 787 1021 1049 1090 - Мин. 455 593 773 787 814 - Макс.
759 980 1283 1311 1366 - 1,660 (42,2) 3,56 Опт. 731 952 1256 1297 1325 - Мин. 552 718 938 980 994 - Макс. 911 1187 1573 1628 1656 - 1,900 (48,3) 3,68 Опт. 925 1676 1587 1642 1684 - Мин. 690 911 1187 1228 1269 - Макс. 1159 1518 1987 2056 2111 - 2 3/8 (60,3) 4,83 Опт.
1366 1780 2346 2429 2484 3133 Мин. 1021 1339 1766 1822 1863 2346 Макс. 1711 2222 2939 3036 3105 3919 6,45 Опт.2926 3022 3091 3905 Мин.2194 2263 2318 2926 Макс -3657 3781 3864 4885 2 7/8 (73) 5,51 Опт. 1725 2277 2995 3105 3174 4015 Мин.
1297 1711 2249 2332 2387 3008 Макс. 2153 2843 3740 3878 3974 5023 7,82 Опт.3933 4071 4168 5257 Мин.2953 3050 3133 3946 Макс.4913 5092 5216 6569 3 1/2 (88,9) 6,45 Опт. 2387 3146 4154 4319 4416 5589 Мин. 1794 2360 3119 3243 3312 4195 Макс. 2981 3933 5189 5396 5520 6983 9,52 Опт.5575 5796 5920 7493 Мин.4181 4347 4444 5617 Макс.6969 7245 7397 9370 4 (101,6) 6,65 Опт. 2677 3533 4678 4871 4968 - Мин.
2015 2650 3505 3657 3726 - Макс. 3353 4416 5851 6086 6210 - 4 1/2 (114,3) 6,88 Опт. 2981 3947 5216 5437 5548 - Мин. 2236 2967 3919 4085 4168 - Макс.
3726 4940 6527 6803 6941 -. Опт., Мин., Макс. соответственно оптимальный, минимальный и максимальный моменты свинчивания труб. Условный диаметр трубы, дюймов Труба Муфта Масса 1 м трубы с муфтой Наружный диаметр Толщина стенки Внутренний диаметр Наружный диаметр Длина 2 3/8 60,3 4,24 51,82 73,0 126,2 5,96 4,83 50,64 6,85 6,45 47,40 8,64 2 7/8 73,0 5,51 62,00 88,9 142,2 9,53 7,01 59,00 11,50 7,82 57,36 12,80 3 1/2 88,9 5,49 77,92 108,0 166,2 11,50 6,45 76,00 13,70 7,34 74,22 15,20 9,52 69,86 18,90 4 101,6 5,74 90,12 120,6 170,2 14,20 6,65 88,30 16,40 4 1/2 114,3 6,88 100,54 132,1 174,2 18,80 7,37 99,56 20,10 8,56 97,18 22,50 Справочное DSS - HTS, IJ -3 SS, IJ -4 S. фирмы «Атлас Брэдфорд».
Условный диаметр трубы, дюймов Труба Соединение Масса 1 м трубы Наружный диаметр Толщина стенки Внутренний диаметр Наружный диаметр Внутренний диаметр 2 3/8 60,3 6,45 47,40 73,8 45,8 8,9 6,63 47,04 74,6 45,6 9,2 8,53 43,24 79,4 41,8 11,5 2 7/8 73,0 7,01 59,00 87,3 57,5 11,8 7,82 57,36 88,9 55,9 13,0 8,64 55,72 92,1 54,1 14,1 10,29 52,42 95,2 50,8 16,4 3 1/2 88,9 9,35 70,20 109,5 68,6 19,0 9,53 69,84 109,5 68,2 19,3 12,10 64,70 114,3 63,1 23,5 4 101,6 8,38 84,84 117,5 83,2 19,9 4 1/2 114,3 8,56 97,18 130,2 95,6 23,1 10,92 92,46 134,9 90,4 28,6 Справочное. Условный диаметр трубы, дюймов Труба Соединение Масса 1 м трубы Наружный диаметр Толщина стенки Внутренний диаметр Наружный диаметр Внутренний диаметр 1,660 42,2 3,56 35,08 47,2 33,0 3,6 1,900 48,3 3,68 40,94 53,2 38,9 4,3 2,063 52,4 3,96 44,48 58,0 43,2 4,8 2 3/8 60,3 4,83 50,64 66,3 49,4 7,0 2 7/8 73,0 5,51 62,00 79,5 60,3 9,7 3 1/2 88,9 6,45 76,00 96,0 74,2 13,8 4 101,6 6,65 88,30 109,0 86,2 16,1 4 1/2 114,3 6,88 100,54 121,7 98,2 19,0 Справочное VAM ), «Хайдрил» ( P Н, CS ), «Маннесман» ( TDS ), «Атлас Брэдфорд» ( DSS - HT, IJ -4 S, IJ -3 SS, FL -4 S, TC -4 S ), кН. Условный диаметр трубы, дюймов (мм) Толщина стенки, мм Уровень Марка стали С-75, С-95, N -80 ( L -80) Р-105 2 3/8 (60,3) 4,83 Мин. 2453 2698 Опт. 2600 2943 Макс. 2747 3434 5,54 Мин.
2453 2698 Опт. 2698 2943 Макс.
3188 3434 6,45 Мин. 2698 2698 Опт.
2943 3139 Макс. 3434 3924 2 7/8 (73) 5,51 Мин.
3434 3434 Опт. 3679 3679 Макс. 3924 3924 7,01 Мин.
3924 3924 Опт. 4218 4218 Макс. 4905 4905 7,82 Мин.
4169 4169 Опт. 4415 4415 Макс. 5150 5150 3 1/2 (88,9) 6,45 Мин.
4415 5886 Опт. 4905 6377 Макс.
5396 7358 7,34 Мин. 5886 5886 Опт.
6622 6622 Макс. 7848 7848 4 (101,6) 5,74 Мин. 6377 - 6,65 Мин. 5396 4415 Опт. 5886 5396 Макс. 6377 6377 8,38 Мин.
5886 5886 Опт. 6867 6867 Макс. 8339 8339 9,65 Мин. 7848 7848 Опт. 8829 8829 Макс.
9810 9810 Опт. 0 4 1/2 (114,3) 6,88 Мин. 5886 6867 Опт. 6377 7358 Макс. 7848 8829.
Мин., Опт., Макс. соответственно минимальный, оптимальный, максимальный моменты свинчивания. Справочное TDS фирмы «Маннесман», Нм. Условный диаметр трубы, дюймов (мм) Толщина стенки, мм Уровень Марка стали J -55 С-75 N -80 ( L -80) С-90 С-95 Р-105 2 3/8 (60,3) 4,83 Мин.
1200 1350 1350 1450 1450 1500 Макс. 1450 1650 1650 1800 1800 1900 6,45 Мин. 1500 1500 1800 1800 2000 Макс.
1900 1900 2200 2200 2500 2 7/8 (73) 5,51 Мин. 1700 1850 1850 2100 2100 2400 Макс. Sgm mod 1.7 скачать. 2100 2300 2300 2600 2600 3000 7,01 Мин.
2250 2250 2600 2600 2800 Макс. 2800 2800 3200 3200 3600 7,82 Мин.
2600 2600 3000 3000 3200 Макс. 3200 3200 3700 3700 4000 3 1/2 (88,9) 6,45 Мин.
2600 3200 3200 3600 3600 4000 Макс. 3200 4000 4000 4500 4500 5000 7,34 Мин.
2900 3500 3500 3900 3900 4500 Макс. 3600 4400 4400 4900 4900 5700 9,52 Мин. 4000 4000 5000 5000 6100 Макс. 5000 5000 6300 6300 7600 4,0 (101,6) 6,65 Мин. 3100 3700 3700 4300 4300 4800 Макс.
3800 4600 4600 5400 5400 6000 4 1/2 (114,3) 6,88 Мин. 3600 4300 4300 4600 4600 5400 Макс. 4500 5300 5300 5800 5800 6700 7,37 Мин. 3800 4700 4700 5400 5400 5900 Макс. 4800 5900 5900 6700 6700 7400 8,56 Мин. 4600 5200 5200 5900 5900 6600 Макс.
5700 6500 6500 7400 7400 8200. Мин., Макс. соответственно минимальный и максимальный моменты свинчивания. Справочное DSS - HTC, IJ -3 SS, IJ -4 S. фирмы «Атлас Брэдфорд», Нм. Условный диаметр трубы, дюймов (мм) Толщина стенки, мм Марка стали J -55 (К-155) С-75, Р-105, N -80 ( L -80) 2 3/8 (60,3) 4,83 552 690 6,45 552 690 7,11 690 828 2 7/8 (73) 5,51 828 1104 7,01 828 1104 7,82 966 1242 9,19 966 1242 3 1/2 (88,9) 5,49 1932 2208 6,45 1932 2208 7,34 1932 2208 9,34 2070 2346 9,52 2070 2346 2346 4 (101,6) 5,74 2760 3174 6,65 3036 3450 7,26 3036 3450 8,38 3312 3726 4 1/2 (114,3) 5,21 3450 - 5,69 3450 - 6,35 3726 4416 6,88 3726 4416 7,37 4140 4830 8,56 4140 4830 9,47 4416 5101 5106 Справочное CS, PH -6 и РН-4 фирмы «Хайдрил», Нм.
» » Сервис по спуску обсадных колонн Сервис по спуску обсадных колонн Комплекс услуг ТЕСКО по работе с обсадными колоннами представляет собой комбинацию оборудования и оснастки как для традиционных, так и для новых, защищенных патентами, технологий и обеспечивает услуги по работе с обсадными колоннами на высшем уровне качества. Наши решения включают в себя полный спектр услуг, в том числе спуск обсадных колонн, спуск колонн НКТ, контроль крутящего момента, прием труб с мостков и выкладку на мостки, а также монтаж линий управления для скважин со сложными системами заканчивания. ТЕСКО не имеет себе равных по широте охвата пакетами продукции и услуг - от полноценной системы энергоснабжения в составе верхнего привода до оборудования для работы и спуска в скважину инструментов для бурения на обсадной колонне. Многофункциональная система для работы с обсадными колоннами ТЕСКО Casing Drive System™ является технически совершенной системой для спуска обсадных колонн, всякий раз обеспечивающей принципиально превосходный процесс спуска колонны на проектную глубину за одну операцию.
Наша новая технология обеспечивает значительное повышение уровня безопасности работ, производительности, надежности и эффективности спуска в скважину обсадных колонн и колонн НКТ. Данная технология позволяет использовать все преимущества при спуске обсадной колонны, включая возможность циркуляции бурового раствора с одновременным расхаживанием и вращением колонны, когда это необходимо.