Трубы насосно-компрессорные. Руководство по эксплуатации (2018 год)

СОДЕРЖАНИЕ

1 ТЕРМИНЫ, ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

2 ПАРАМЕТРЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРУБ

3 ВВОД ТРУБ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

3.1 Формирование трубных колонн

3.2 Требования к подготовке труб к эксплуатации

4 ПРИМЕНЕНИЕ ПО НАЗНАЧЕНИЮ

4.1 Требования к оборудованию при проведении спуско-подъемных операций

4.2 Рекомендации по выбору резьбовых смазок

4.3 Проведение СПО с насосно-компрессорными трубами

5 УПАКОВКА И КОНСЕРВАЦИЯ ТРУБ

5.1 Общие требования

5.2 Особенности упаковки труб

6 ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ ТРУБ

6.1 Транспортирование

6.2 Хранение

7 НАЗНАЧЕННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ

7.1 Контроль труб в процессе эксплуатации

7.2 Ремонт труб

8 ПЕРЕЧЕНЬ КРИТИЧЕСКИХ ОТКАЗОВ

8.1 Виды аварий, основные причины повреждения труб

8.2 Рекомендации по предотвращению аварийных ситуаций

9 КРИТЕРИИ ПРЕДЕЛЬНЫХ СОСТОЯНИЙ

10 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

11 СВЕДЕНИЯ О КВАЛИФИКАЦИИ ОБСЛУЖИВАЮЩЕГО ПЕРСОНАЛА

12 УКАЗАНИЯ ПО ВЫВОДУ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ И УТИЛИЗАЦИИ

13 ГАРАНТИИ ИЗГОТОВИТЕЛЯ

Приложение А Прочностные характеристики и моменты свинчивания насосно-

компрессорных труб

Приложение Б Перечень документов, использованных при составлении Руко-

водства

Приложение В Сведения о соответствии Руководства по эксплуатации тре-

бованиям Технического регламента Таможенного союза

«О безопасности ма-

шин и оборудования» ТР ТС 010/2011

Настоящее руководство разработано применительно к сортаменту насосно-

компрессорных труб, выпускаемых по ГОСТ 633, ГОСТ Р 53366 (ИСО 11960:2004), ГОСТ

31446 (с 01.07.2018), АРI Spec 5CT и другим НД, указанным в спецификациях заказа на

поставку. За исключением насосно-компрессорных труб с резьбовыми соединениями

«Премиум».

Данное Руководство по эксплуатации разработано на основе ГОСТ Р 56175

(ИСО10405:2000) «Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой

промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию» (с Изменением №1).

Все насосно-компрессорные трубы, выпускаемые по выше приведенной норма-

тивной документации, могут использоваться как при добыче нефти, газа и газоконденса-

та, так и при поддержании пластового давления и утилизации пластовых вод в соответ-

ствии с рекомендациями настоящего руководства. Кроме того трубы могут применяться

при капитальном и текущем ремонте скважин.

Приведенные данные по нормативной документации на трубы являются обще

информационными. За детальной технической информацией необходимо обращаться к

действующим нормативным документам, указанным в спецификациях заказа.

Руководство отражает все необходимые требования, касающиеся обеспечения

промышленной безопасности при эксплуатации насосно-компрессорных труб на пред-

приятиях нефтегазодобывающего комплекса, а также требований Технического Регла-

мента Таможенного Союза «О безопасности машин и оборудования» (ТР ТС 010/2011).

При выполнении всех требований данного руководства насосно-компрессорные

трубы отвечают всем эксплуатационным характеристикам, заявленным в настоящем ру-

ководстве.

Данное руководство обязательно для исполнения Потребителями.

Данное Руководство отменяет Руководство, выпущенное ООО «ВНИИТнефть» в

2014 г.

1 ТЕРМИНЫ, ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

1.1 Термины и определения

1.1.1 Бесшовная стальная труба - стальная труба, не имеющая сварного шва

или другого соединения, изготовленная одним из способов ковки, прокатки, волочения

или прессования.

1.1.2 Дефект - несовершенство, имеющее размер, достаточный для отбраковки

изделия на основании критериев, установленных нормативными документами.

1.1.3 Механическое свинчивание - свинчивание резьбового соединения с опре-

деленным усилием и/или до определенного положения с помощью специального меха-

низма или муфтонаверточного станка.

1.1.4 Муфта - цилиндр с внутренней резьбой для соединения двух труб с резьбо-

выми концами.

1.1.5 Насосно-компрессорная труба - труба, размещаемая в скважине и служа-

щая для подъема продукции скважины или нагнетания рабочей среды.

1.1.6 Натяг - величина, характеризующая посадку одного изделия на другое.

1.1.7 Несовершенство - несплошность стенки или поверхности изделия, которая

может быть выявлена визуальным контролем и/или методами неразрушающего кон-

троля.

1.1.8 Партия насосно-компрессорных труб - определенное количество труб од-

ной плавки, одного условного диаметра, одной группы прочности, одной толщины стенки

и одного типа соединения и одного исполнения, и сопровождаемое одним документом,

удостоверяющим соответствие качества труб требованиям стандартов или технических

условий.

1.1.9 Приемка, контроль - процесс измерения, изучения, испытания или сравне-

ния единицы продукции с установленными требованиями.

1.1.10 Резьбовые предохранители - элемент (кольцо, ниппель), служащий для

защиты резьбы и уплотнений при хранении, транспортировании и погрузочно-

разгрузочных работах.

1.1.11 Свинчивание вручную (ручное свинчивание) - свинчивание резьбового

соединения усилием одного человека без применения специального механизма или

муфтонаверточного станка.

1.1.12 Технические условия - вид стандарта организации, утвержденный изгото-

вителем продукции или исполнителем работы, услуги.

1.1.13 Электросварная труба - труба с одним продольным швом, полученным

электросваркой сопротивлением или индукционной сваркой, без добавления присадоч-

ного металла, в процессе которой свариваемые кромки механически сжимаются, а тепло

для сварки выделяется за счет сопротивления протеканию электрического тока.

1.2 Обозначения и сокращения

EU - тип соединения насосно-компрессорных труб с высаженными наружу концами с

закругленной треугольной резьбой

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

НКМ - тип соединения насосно-компрессорных труб с трапецеидальной резьбой и

узлом уплотнения металл-металл

НКТ - насосно-компрессорные трубы

НКТН - тип соединения насосно-компрессорных труб с закругленной треугольной резь-

бой

НКТВ - тип соединения насосно-компрессорных труб с высаженными наружу концами с

закругленной треугольной резьбой

НКТП - насосно-компрессорные трубы с внутренним защитным полимерным покрытием

СКРН - сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением

СПО - спуско-подъемные операции

АСПО - асфальто-смолисто-парафиновые отложения

2 ПАРАМЕТРЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРУБ

2.1 Сортамент НКТ представлен в таблицах 1 и 1а.

Таблица 1 - Сортамент насосно-компрессорных труб

Наименование

Размеры труб

условный

наружный

толщина

Тип резьбово-

нормативного

длина, м

Группа

диаметр,

стенки, мм

го соединения

документа

прочности

мм

33,4

3,5

НКТ

48,3

4,0

Д, К, Е

ГОСТ 633-80

60,3

5,0

Трубы насосно-

НКТ, НКВ

73,0

5,5

Исполнение

компрессорные и муфты к

ним

73,0

7,0

А:

Технические условия

88,9

6,5

9,5 - 10,5

Д, К, Е, Л, М, Р

88,9

8,0

НКВ

102

101,6

6,5

НКТ, НКВ, НКМ

114

114,3

7,0

НКТ, НКМ

J55, L80 тип 1,

L80 тип 13Cr, N80

60,32

4,24; 4,83;

тип Q, C90, P110,

NU, EU

6,45

T95, R95

5,51; 7,01

J55 - P110

NU, EU

73,02

7,82

N80 тип Q, C90,

NU, EU

P110, T95

7,0-7,32 м

5,49;6,45;7,34

J55 - P110

NU, EU

API Spec 5CT Насосно-

88,90

9,52

8,53-9,75 м

J55-L80, N80-P110

NU, EU

компрессорные трубы.

12,09

(до 10,36 м)

J55, R95

Технические условия

101,60

5,74;

N80 тип 1, C90,

NU, EU

6,65;

11,58-12,8 м

T95

8,38

(макс.12,05)

114,30

6,88

J55-L80, N80-P110

8,56;

J55, L80 тип 1,

L80 тип 13Cr, N80

NU, EU

10,92

тип Q, C90, P110,

T95, R95

ТУ 14-3-1534-87

5,0

5,5

НКТ

Трубы насосно-

Д, К, Е

с узлом уплотнения

компрессорные гладкие с

6,5

9,5-10,5

из полимерного

узлом уплотнения из по-

102

6,5

материала

лимерного материала

114

7,0

ТУ 14-161-195-2001

4,0

Д, К, Е

НКТ

Трубы стальные насосно-

5,0

компрессорные и муфты к

5,5

9,5-10,5

ним для газовых и газоко-

6,5

Д, К, Е, Л, М

НКТ, НКВ, НКМ

нденсатных месторожде-

ний

114

7,0

ТУ 14-161-198-2002

5,0

Трубы насосно-

5,5; 7,0

компрессорные с удли-

6,5; 8,0

9,5-10,5

Д, К, Е, Л, М, Лс

НКВ-У

ненной наружной высад-

102

6,5

кой и муфты к ним (НКВ-У)

ТУ1308-206-00147016-02

73,0

5,5

НКТ, НКВ, НКМ

Трубы бесшовные насос-

88,9

6,5

НКВ, НКМ

но-компрессорные с вы-

114

114,3

7,0

саженными наружу кон-

9,5-10,5

Ес, Лс

НКМ

цами и муфты к ним серо-

водородо и хладостойкие

ТУ 14-161-232-2008

6,5

Трубы гладкие насосно-

88,9

9,5-10,5

НКТУ

компрессорные и муфты к

8,0

ним с удлиненной резьбой

Таблица 1а - Сортамент насосно-компрессорных труб по ГОСТ Р 53366 и ГОСТ 31446

Размеры труб, группы прочности и тип отделки концов

наруж

тол-

L80

Наименование

N80

ный

щина

нормативного

диа-

стен-

тип 1

13Cr

документа

J55

K72

C90

T95

R95

P110

метр,

ки,

тип 1

тип Q

мм

ГОСТ Р

53366-

33,40

3,38

2009

33,40

3,50

Трубы стальные,

33,40

4,55

применяемые в

48,26

3,68

качестве обсадных

или

насосно-

48,26

4,00

компрессорных

60,32

4,24

труб для скважин в

60,32

4,83

NUKHC

NKC

NUKHC

NKC

NUHC

нефтяной и газо-

60,32

5,00

KHC

вой промышлен-

60,32

6,45

NUKH

ности. Общие тех-

73,02

5,51

NUKHC

KHC

NUKHC

NКС

NKC

NUKHC

NKC

NKHC

нические условия.

ГОСТ

31446-2017

73,02

7,01

KHC

NKHC

NKC

NКС

NKHC

NUKHC

NKC

NKHC

(с 01.07.2018)

73,02

7,82

Трубы стальные

88,90

5,49

обсадные и насос-

88,90

6,45

NUKHC

KHC

NUKHC

NКС

NKC

NUKHC

NKC

NKHC

но-компрессорные

88,90

7,34

NUKHC

NКС

NKC

NUKHC

NKC

KHC

для нефтяной и

газовой промыш-

88,90

8,00

KHC

ленности. Общие

88,90

9,52

NUKHC

NKC

NUKHC

NKC

NKHC

технические усло-

101,60

5,74

вия.

101,60

6,50

KHC

101,60

6,55

UKHC

KHC

114,30

6,88

NUKHC

NKC

NUKHC

NKC

KHC

114,30

7,00

KHC

Тип отделки концов труб: N - для соединения NU, U - для соединения EU, К - для соединения НКТ, Н - для соединения НКТВ,

С - для соединения НКМ

Длина: R1 7,0-7,32 м ; R2 8,53-9,75 м (до 10,36 м); R3 11,58-12,8 м (макс.12,05)

2.2 Механические свойства насосно-компрессорных труб, изготавливаемых по

ГОСТ 633, приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Механические свойства насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633

Наименование

Норма механических свойств для стали групп прочности

показателя

Д (исп. А)

Временное сопротивление раз-

рыву σ_в, не менее, МПа

655

687

689

758

823

1000

(66,8)

(70,0)

(70,3)

(77,3)

(83,9)

(101,9)

(кгс/мм²)

Предел текучести, σ_т:

- не менее МПа (кгс/мм²)

379 (38,7)

491

552 (56,2)

654(66,8)

724(73,8)

930(94,9)

- не более МПа (кгс/мм²)

552 (56,2)

(50,0)

758 (77,3)

862(87,9)

921(93,9)

1137(116,0)

Относительное удлинение, δ₅,

не менее %

14,3

12,0

13,0

12,3

11,3

9,5

2.3 Требования к уровню механических свойств НКТ повышенной коррозионной

стойкости и хладостойкости приведены в таблицах 3 и 4.

2.4 Требования к уровню механических свойств НКТ, выпускаемых по API Spec

5CT и ГОСТ Р 53366, ГОСТ 31446 (с 01.07.2018), приведены в таблице 5.

Таблица 3 - Механические свойства НКТ в хладостойком исполнении по ТУ 14-161-195-2001

Наименование

Норма механических свойств стали групп прочности

показателя

Временное сопротивление разры-

ву σ_в, не менее, МПа (кгс/мм²)

655(66,8)

687 (70,1)

689 (70,3)

758 (77,3)

823 (83,9)

1000(101,9)

Передел текучести σ_т:

379 (38,7)

491 (50,0)

552 (56,2)

654 (66,7)

724 (73,8)

930 (94,9)

- не менее, МПа (кгс/мм²)

552(56,2)

758 (77,3)

862 (87,9)

921 (93,9)

1137 (116,0)

- не более, МПа (кгс/мм²)

Относительное удлинение δ5, не

менее, %

14,3

12,0

13,0

12,3

11,3

9,5

Ударная вязкость на образцах

Шарпи (продольные KCV) при

118 (12)

температуре +20°С, не менее,

Дж/см²(кгсм/см²)

Ударная вязкость на образцах

Шарпи (продольные KCV) при

98 (10)

температуре минус 60°С, не ме-

нее, Дж/см²(кгсм/см²)

Доля вязкой составляющей (ДВС)

при температуре минус 60°С, не

менее, %

Таблица 4 - Требования к уровню механических свойств НКТ в коррозионностойком

и хладостойком исполнении по ТУ 14-161-198-2002

Норма механических свойств для стали групп прочности

Наименование показателя

Дс

Кс

Ес

Лс

Временное сопротивление разрыву σв, не менее,

МПа (кгс/мм²)

517(52,8)

647(66,0)

655(66,8)

723(73,9)

Предел текучести σт:

- не менее, МПа (кгс/мм²)

379(38,7)

490(50,0)

552(56,2)

655(66,8)

- не более, МПа (кгс/мм²)

490(50,0)

627(64,0)

686(70,0)

784(80,0)

Относительное удлинение δ5, не менее, %

Твердость, не более, HRB

22HRC

23 HRC

25 HRC

Ударная вязкость на образцах Шарпи при темпе-

ратуре минус 60°С, не менее Дж/см²(кгсм/см²)

98(10)

Доля вязкой составляющей (ДВС) при температу-

ре минус 60°С, не менее, %

Таблица 5 - Требования к уровню механических свойств НКТ по API Spec 5CT,

ГОСТ Р 53366 и ГОСТ 31446 (с 01.07.2018)

Норма механических свойств для стали групп прочности

Группа прочности

Предел прочности,

Предел текучести, МПа

не менее, МПа

не менее

не более

H 40

414

276

552

J 55

517

379

552

N 80 тип 1

689

552

758

N 80 тип Q

689

552

758

L80 тип 1

655

552

655

C 90

689

621

724

R 95

724

655

758

R95 *

758

655

862

T 95

724

655

758

P 110

862

758

965

K 72

687

491

L80 тип 13Cr

655

552

655

Q 135

1000

930

1137

* Механические свойства для труб по ГОСТ Р 53366 и ГОСТ 31446

2.5 Маркировка трубной продукции производится с целью приведения на каждом

изделии данных, необходимых потребителю.

2.6 Требования к маркировке и содержание маркировки должно соответствовать

требованиям нормативной документации на трубы.

3 ВВОД ТРУБ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

3.1 Формирование трубных колонн

3.1.1 Область применения НКТ определяется: назначением скважины

(добывающая, нагнетательная, пьезометрическая и др.); их весовыми, прочностными и

геометрическими характеристиками; дебитом скважины; внутрискважинным

оборудованием; наличием в добываемом или нагнетаемом флюиде коррозионно-

активных компонентов.

3.1.2 Области использования НКТ в стандартном и устойчивом к СКРН исполне-

нии указаны в таблицах 6 и 7. При установлении стойкости НКТ к СКРН необходимо ру-

ководствоваться требованиями нормативной документации на трубы.

3.1.3 Ограничение уровня растягивающих напряжений, предупреждающее

возникновение СКРН в колоннах НКТ, производится за счет введения коэффициента

снижения несущей способности труб в среде, содержащей сероводород - KS.

Таблица 6 - Область применения НКТ в стандартном и стойком к сульфидному

растрескиванию (СКРН) исполнении для многофазного флюида «нефть-газ-вода» с га-

зовым фактором менее 890 нм³/м³

Рабс<1,83х10⁶ Па

Рабс>1,83х10⁶ Па

(18,6 кгс/см²)

Исполнение

4% <С H₂S < 15%

С H₂S < 0,02%

С H₂S>

оборудования

С H₂S < 4

(об)

С H₂S >

(об)

0,02%

(об)

Р H₂S <

Р H₂S >

15% (об)

РH₂S <

РH₂S >

(об)

7,3х10⁴ Па

345 Па

Стандартное

Стойкое к СКР

Таблица 7 - Область применения НКТ в стандартном и стойком к сульфидному растрес-

киванию (СКРН) исполнении для влажного газа или обводненной нефти с газовым фак-

тором более 890 нм³/м³

Рабс<450 кПа (4,6 кгс/см²)

Рабс> 450 кПа (4,6 кгс/см²)

Исполнение

С_Н2S < 0,075% (об)

С H₂S >

оборудования

С H₂S<10%

С H₂S>10%

0,075%

(об)

Р H₂S < 345 Па

Р H₂S > 345 Па

(об)

Стандартное

Стойкое к СКР

Расчет колонн на наружное, внутреннее давления и растягивающие нагрузки про-

изводятся по расчетному коэффициенту запаса прочности nS в среде, содержащей се-

роводород:

n_S = n /K_S ,

где n - коэффициент запаса прочности, определенный в соответствии с «Инструк-

цией по расчету колонн НКТ» в условиях отсутствия контакта с сероводородом;

KS - коэффициент снижения несущей способности (KS

< 1,0), определяется для

конкретной марки стали по техническим условиям на их применение или другими анало-

гичными документами, разработанными в установленном порядке специализированной

научно-исследовательской организацией потребителя труб, как правило, при участии

изготовителя.

Примечание - Определение коэффициента снижения несущей способности K_S ведется в соот-

ветствии с согласованными с Ростехнадзором РФ методиками (инструкциями).

Расчет колонны на нагрузки, вызывающие сжимающие напряжения, например, на наружное из-

быточное давление, производится при K_S = 1,0.

3.1.4 Особенностью конструкции соединений НКТ с резьбой закругленного (тре-

угольного) профиля является то, что посадка резьбы осуществляется по боковым сто-

ронам треугольного профиля. Надлежащая герметичность соединения создается уплот-

нением в зазорах резьбовой смазки при свинчивании механическим способом.

Соединение НКМ представляет собой высокогерметичное муфтовое соединение

насосно-компрессорных труб с уплотнением типа «металл-металл». Герметичность со-

единения обеспечивается коническими уплотнительными поверхностями, расположен-

ными за резьбой со стороны меньших диаметров. В соединении предусмотрен контакт

по внутренним упорным торцам, фиксирующий заданный натяг при закреплении соеди-

нения.

3.1.5 При необходимости составления комбинированных лифтовых колонн из

насосно-компрессорных труб с разницей в диаметрах, превышающей предусмотренную

ГОСТ Р 23979 «Переводники для насосно-компрессорных труб. Технические условия»,

необходимо составлять колонны с использованием двух и более переводников с уста-

новкой между ними одной трубы. Например, в подъемной колонне, включающей трубы

условного диаметра 114 мм и 60 мм, следует использовать переводник П114х89, одну

трубу диаметром 89 мм, затем переводник П89х60.

3.1.6 В случаях предельных нагрузок на комбинированные подъемные колонны

диметром 114 и 73 мм, 102 и 73 мм, а также из труб с высаженными наружу концами при

спусках на большие глубины для обеспечения плавного перехода жесткости, рекомен-

дуется применять взамен одного переводника два с промежуточным размером. Напри-

мер, взамен П114х73 применять П114х89 и П89х73. Аналогичное сочетание и для труб с

высаженными наружу концами.

3.1.7 Если колонна НКТ составлена из труб различных групп прочности, то в этих

случаях необходимо применять переводники из стали более высокой группы прочности.

Например, при соединении труб групп прочности Е и Л следует использовать перевод-

ники из стали группы прочности Л.

3.1.8 В наклонно-направленных скважинах с темпом набора кривизны свыше 3^º на

10 м рекомендуется применять НКТ с муфтами улучшенной проходимости (фаска на

наружной поверхности муфты выполнена под углом 20^º±5^º). В этом случае рекоменду-

ется применять элеваторы плашечного (клинового) типа.

3.1.9 На месторождениях, где происходит интенсивное отложение парафина и

гипса, различных солей, образование песчаных пробок, следует использовать НКТ с за-

щитными покрытиями и строго соблюдать график профилактических ремонтов скважин.

3.1.10 При использовании НКТ с покрытиями следует знать вес погонного метра

труб с покрытием и учитывать это при составлении подвески.

3.1.11 При проведении кислотных обработок необходимо использовать специаль-

ную колонну труб, предназначенную только для этой цели и защищенную покрытием (по

рекомендации завода-изготовителя покрытия), либо ингибиторами коррозии. Запреща-

ется использовать при проведении кислотных обработок эксплуатационные колонны

НКТ без применения специальных ингибиторов.

3.1.12 Эксплуатация НКТ с покрытием в нефтедобывающих (фонтанных, механи-

зированных ЭЦН) и нагнетательных скважинах требует ограничения режимов, установ-

ленных действующей нормативной документацией на процессы добычи нефти и закачки

технологических продуктов, по температуре.

Температурные режимы эксплуатации НКТ с покрытием:

с покрытием СТАНДАРТ-80.««««до 80 ºС (допускается кратковременная выдержка

при температуре до 220 ⁰С)

с покрытием АНТИАСПО-80 «««...до 80 ºС (допускается кратковременная выдержка

при температуре до 220 ⁰С)

с покрытием АНТИАБРАЗИВ-80..«...до 80 ºС (допускается кратковременная выдержка

при температуре до 220 ⁰С)

с покрытием ТЕРМО-110«««««до 110 ºС (допускается кратковременная выдержка

при температуре до 240 ⁰С)

с покрытием ТЕРМО-150«««««до 150 ºС (допускается кратковременная выдержка

при температуре до 240 ⁰С)

Срок службы НКТ с покрытием зависит от условий их эксплуатации. Допускается

воздействие перегретого пара. При каждом подъеме НКТ с покрытием следует оцени-

вать фактическое состояние покрытия и его пригодность к дальнейшей эксплуатации.

Температурные режимы эксплуатации НКТ с покрытием могут быть уточнены в соответ-

ствии с установленными в нормативной документации на покрытие.

3.1.13 По согласованию с Заказчиком допускается комплектовать трубами со

специализированным полимерным покрытием скважины, оборудованные штанговыми

насосными установками.

3.1.14 Для соединения НКТП различных диаметров между собой рекомендуется

применять переводники с внутренним полимерным покрытием.

3.1.15 Отработку НКТ следует вести комплектами. Только в этом случае можно

учесть все особенности работы труб на скважинах и обеспечить максимальный срок их

работы.

3.1.16 Форма учета работы и движения парка труб должна разрабатываться по-

требителем с учетом особенностей организационной структуры предприятия.

3.2 Требования к подготовке труб к эксплуатации

3.2.1 Общие требования к проверке соответствия закупленных насосно-

компрессорных труб установленным требованиям приведены в ГОСТ 24297 и [20].

При проверке соответствия резьбовых соединений достаточно провести визуаль-

ный контроль качества их поверхности для определения отсутствия повреждений (меха-

нических, коррозионных), полученных при транспортировании, погрузочно-разгрузочных

операциях и хранении.

В случае обнаружения повреждений поверхности следует провести контроль гео-

метрических 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.

3.2.2 Подготовку насосно-компрессорных труб к спуску в скважину проводят на

трубных базах (цехах) или специальных площадках.

3.2.3 Полная проверка НКТ включает: контроль маркировки труб на её соответ-

ствие сопроводительной документации, визуальный контроль, инструментальный кон-

троль, неразрушающий контроль, контроль внутреннего диаметра и общей изогнутости,

гидравлическое испытание труб.

3.2.4 Каждая поставляемая заводом-изготовителем партия НКТ сопровождается

документом (сертификатом), удостоверяющим их соответствие требованиям норматив-

ной документации.

На трубы, прошедшие ремонт на трубных базах, выдается собственный сертифи-

кат с указанием области применения труб и ограничений по их использованию в скважи-

нах.

Приемка, подготовка НКТ и использование их для комплектации колонн при отсут-

ствии сертификата, подтверждающего их соответствие требованиям нормативной доку-

ментации, ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

3.2.5 Независимо от назначения скважины и колонны все трубы должны подвер-

гаться визуальному контролю.

3.2.6 НКТ являются высокотехнологичным продуктом, прошедшим всесторонний

контроль качества на заводе-изготовителе.

Однако, при транспортировании и доставке труб Потребителю, некоторые пара-

метры могут быть нарушены, поэтому необходимо провести:

внешний (визуальный) контроль;

контроль внутреннего диаметра и общей изогнутости;

контроль калибрами (при отсутствии предохранителей резьбы, потерянных

при транспортировании).

При проверке соответствия труб и муфт, свинченных механическим способом,

контролю должны подвергаться резьбовые соединения только свободных концов труб

и муфт.

3.2.7 Контрольно-измерительные приборы, используемые при контроле качества

труб, должны иметь паспорт и быть поверены в установленном порядке.

Приборы, используемые для контроля труб с полимерными покрытиями, не долж-

ны иметь острых кромок, повреждающих пленку покрытия.

3.2.8 При контроле внутреннего диаметра и общей изогнутости труб из хромистых

сталей и НКТП следует использовать полимерные или алюминиевые оправки.

3.2.9 Трубы с механически навинченными муфтами, прошедшие входной кон-

троль, должны использоваться по прямому назначению. Не допускается производить

отвинчивание муфт заводского соединения в условиях потребителя. При поставке труб

для последующего нанесения защитного покрытия или других технологических опера-

ций, которые требуется проводить на трубах без муфт, в заказе должно быть указано,

что поставка труб осуществляется без муфт, при этом муфты поставляются в отдельных

ящиках.

3.2.10 Для удаления АСПО с внутренней поверхности эксплуатационных колонн

НКТП с целью исключения повреждения внутреннего защитного покрытия труб должны

применяться специальные скребки из неметаллических материалов. Запрещается ис-

пользование металлических скребков для удаления отложений АСПО с поверхности по-

лимерных покрытий.

4 ПРИМЕНЕНИЕ ПО НАЗНАЧЕНИЮ

4.1 Требования к оборудованию при проведении спуско-подъемных опера-

ций

4.1.1 При спуске насосно-компрессорных труб опорная поверхность элеватора

должна быть плоской, а внутренний диаметр должен быть проконтролирован с целью

прохождения трубы в элеватор.

4.1.2 Необходимо строго следить, чтобы смазка не попала на рабочие поверхно-

сти (с насечкой) плашек клиньев, контактирующие с трубой.

При попадании смазки ее следует немедленно удалить.

4.1.3 Запрещается эксплуатация спайдера-элеватора с изношенными, деформи-

рованными или поврежденными деталями.

4.1.4 Размеры клиньев и плашек должны соответствовать диаметру поднимаемых

или спускаемых труб. При проведении СПО должны использоваться клиновые захваты

не повреждающие НКТ.

4.1.5 Для обеспечения требуемого момента свинчивания необходимо применение

трубных ключей с указателем крутящего момента моментомером (манометром). Размер

ключей должен соответствовать размеру трубы. Ключи необходимо правильно устанав-

ливать на трубу, сухари (кулачки) должны быть хорошо подогнаны, чтобы исключить

деформацию трубы под ними и сократить до минимума бороздки и вмятины на металле.

4.2 Рекомендации по выбору резьбовых смазок

4.2.1 При свинчивании соединений необходимо применять регламентированную

смазку, так как она в значительной степени влияет на герметичность резьб. Смазки для

соединений должны воспринимать большие удельные давления, высокую температуру,

уплотнять зазоры в резьбе, легко наноситься, долго сохраняться на поверхностях резь-

бы и т.д.

Рекомендуется применять резьбовые смазки соответствующие требованиям ISO

13678/API RP 5A3 или ГОСТ Р ИСО 13678.

Каждая партия применяемой смазки должна иметь паспорт качества.

4.2.2 Требования к эксплуатационным характеристикам многокомпонентной смаз-

ки для использования с насосно-компрессорными трубами включают следующие харак-

теристики:

- совместимые фрикционные свойства, позволяющие провести свинчивание со-

единения правильно и равномерно;

- адекватные смазочные свойства, позволяющие предотвратить заедание или по-

вреждение контактных поверхностей соединения во время свинчивания и развинчива-

ния;

- адекватные герметизирующие свойства для соединений резьбового типа и не

ухудшающие свойств не резьбового соединения, а именно, соединений «металл - ме-

талл» в зависимости от эксплуатационных требований;

- физическую и химическую стабильность, как в условиях эксплуатации, так и при

хранении;

- свойства, позволяющие эффективное применение на контактных поверхностях

соединения в ожидаемых условиях эксплуатации и в ожидаемой окружающей среде.

4.2.3 Оценивая, подходит ли резьбовая многокомпонентная смазка, Потребитель

должен определить при каких условиях она будет использоваться и в дополнение к ре-

зультатам лабораторных испытаний, указанных в нормативных документах на смазку,

учесть полевые испытания и опыт использования её на промыслах.

4.2.4 Рекомендуемые смазки и область их применения приведены в таблице 8.

4.2.5 На рабочем месте должна находиться смазка одного типа, изготовленная по

одному нормативному документу (ТУ) в оригинальной таре состояния поставки, снаб-

жённой этикеткой с указанием названия смазки, номера партии, даты изготовления.

Применяемая смазка должна быть однородной, иметь консистенцию мази, не содержать

твердых включений (камней, песка, комков высохшей грязи, мелкой стружки и т.п.).

4.2.6 Расходная тара со смазкой должна быть закрыта крышками для предохра-

нения от загрязнения и попадания в смазку посторонних предметов.

4.2.7 Смазки перед употреблением должны тщательно перемешиваться. При ис-

пользовании всех смазок необходимо избегать попадания их на кожу и в желудочно-

кишечный тракт.

4.2.8 Потребитель несёт ответственность за выполнение требований по охране

окружающей среды в районе проведения работ и за соответствующий выбор, использо-

вание и утилизацию многокомпонентной смазки.

Таблица 8 - Области применения резьбовых смазок

Смазка

Область применения

РУСМА-1

Для герметизации и для уплотнения закругленных и упорных резьб на соединениях об-

садных, насосно-компрессорных, бурильных и магистральных труб любого диаметра

ТУ 0254-001-

при эксплуатации с давлением до 70 МПа.

46977243-2002

Температурный диапазон от минус 50 ºС до плюс 200 ºС.

Соответствует требованиям ISO 13678/ API RP 5A3.

Фрикционный коэффициент - 1,2.

Гарантийный срок хранения в таре изготовителя - 5 лет.

РУСМА Р-4

Смазка предназначена для герметизации и для уплотнения закругленных и упорных

резьб на соединениях обсадных, насосно-компрессорных, трубопроводных, а так же

ТУ 0254-031-

бурильных труб любого диаметра подвергаемых многократному свинчиванию при экс-

46977243-2004

плуатации с давлением до 70 МПа. Не содержит в своем составе свинцовый порошок,

что улучшает экологическую безопасность смазки.

Температурный диапазон от минус 50 ºС до плюс 200 ºС.

Соответствует требованиям ISO 13678/ API RP 5A3.

Фрикционный коэффициент- 1,3.

Смазка

Область применения

Гарантийный срок хранения в таре изготовителя - 5 лет

РУСМА Р-5

Резьбовая ингибированная смазка предназначена для герметизации и для уплотнения

закругленных и упорных резьб на соединениях обсадных, насосно-компрессорных и

ТУ 0254-028-

трубопроводных труб любого диаметра подвергаемых многократному свинчиванию при

46977243-2004

эксплуатации с давлением до 70 МПа.

Не содержит в своем составе свинцовый порошок, что улучшает экологическую без-

опасность смазки. Температурный диапазон от минус 50 ºС до плюс 200 ºС.

Соответствует требованиям ISO 13678/ API RP 5A3.

Фрикционный коэффициент- 1,7

Гарантийный срок хранения в таре изготовителя - 3 года

РУСМА Р-14

Для герметизации резьбовых соединений бурильных, обсадных и насосно-

компрессорных труб класса «Премиум» (в том числе труб из хромосодержащих марок

ТУ 0254-068-

сталей), подвергаемых многократному свинчиванию и развинчиванию, работающих в

46977243-2009

агрессивных средах и при внутреннем давлении в трубах до 70 МПа.

От аналогичных резьбовых смазок отличается улучшенными адгезионными свойствами

и низким фрикционным коэффициентом, позволяющим использовать данную смазку

для низколегированных сталей с твердостью менее НВ 285.

Температурный диапазон от минус 40 ºС до плюс 200 ºС.

Соответствует требованиям ISO 13678/ API RP 5A3.

Фрикционный коэффициент- 1,1

Гарантийный срок хранения в таре изготовителя - 5 лет

РУСМА Р-15

Для герметизации и для уплотнения закругленных и упорных резьб на соединениях об-

садных, насосно-компрессорных и трубопроводных, а так же бурильных труб любого

ТУ 0254-073-

диаметра подвергаемых многократному свинчиванию при эксплуатации с давлением до

46977243-2009

10 МПа. Температурный диапазон от минус 30 ºС до плюс 100 ºС.

Соответствует требованиям ISO 13678/ API RP 5A3.

Фрикционный коэффициент- 1,47

Гарантийный срок хранения в таре изготовителя - 5 лет

РУСМА Р-17

Для герметизации и для уплотнения закругленных и упорных резьб на соединениях об-

садных, насосно-компрессорных и трубопроводных, а так же бурильных труб любого

ТУ 0254-109-

диаметра подвергаемых многократному свинчиванию при эксплуатации с давлением до

46977243-2011

120 МПа. Температурный диапазон от минус 50 ºС до плюс 200 ºС.

Соответствует требованиям ISO 13678/ API RP 5A3.

Фрикционный коэффициент- 1,15

Гарантийный срок хранения в таре изготовителя - 5 лет

РУСМА Zn-50

Для герметизации и свинчивания резьбовых соединений обсадных, насосно-

компрессорных и бурильных труб, а также для бурового инструмента. Рекомендуется

ТУ 0254-118-

для использования в бурильных замках и воротниках буров с высоким крутящим мо-

46977243-2012

ментом, тяжелым весом, высокой скоростью бурения в тяжелых породах. Температур-

ный диапазон от минус 40 ºС до плюс 150 ºС.

Фрикционный коэффициент- 1,0.

Гарантийный срок хранения в таре изготовителя - 3 года

Соответствует требованиям ISO 13678/ API RP 5A3.

РУСМА Р-

Для герметизации и свинчивания резьбовых соединений обсадных, насосно-

4ZnCU

компрессорных и бурильных труб. Температурный диапазон от минус 40 ⁰С до плюс 150

⁰С. Фрикционный коэффициент- 1,3

ТУ 0254-085-

Соответствует требованиям ISO 13678/ API RP 5A3.

46977243-2009

Гарантийный срок хранения в таре изготовителя - 3 года

РУС -1

Применяется для свинчивания и герметизации резьбовых соединений обсадных труб и

ТУ 0254-005-

НКТ, изготовленных по ГОСТ 632, ГОСТ 633, ГОСТ Р 53366, ГОСТ 31446

(с 01.07.2018), API Spec 5CT, и другой НД.

54044229-02

Резьбовая смазка соответствует требованиям ISO 13678/ API RP 5A3.

Температурный интервал применения смазки от минус 40 ºС до плюс 200 ºС.

Фрикционный фактор - 0,9.

РУС - Снеж-

Применяется для свинчивания и герметизации резьбовых соединений обсадных труб и

ная Королева

НКТ, изготовленных по ГОСТ 632, ГОСТ 633, ГОСТ Р 53366, ГОСТ 31446 (с 01.07.2018),

API Spec 5CT, и другой НД.

ТУ 0254-006-

Резьбовая смазка соответствует требованиям ISO 13678/ API RP 5A3.

54044229-02

Температурный интервал применения смазки от минус 60 ºС до плюс 200 ºС.

Фрикционный фактор 0,92.

Смазка

Область применения

РУС - Олимп

Применяется для:

ТУ 0254-009-

- свинчивания и герметизации резьбовых соединений обсадных труб и НКТ,

изготовленных по ГОСТ 632, ГОСТ 633, ГОСТ Р 53366, ГОСТ 31446 (с 01.07.2018), API

54044229-2005

Spec 5CT, и другой НД;

- свинчивания и герметизации замковых соединений бурильных труб по ГОСТ 631,

ГОСТ 27834, ГОСТ Р 50278, API Spec 5DP и другой НД. Для роторных упорных

соединений с заплечиками.

Резьбовая смазка соответствует требованиям ISO 13678/ API RP 5A3.

Температурный интервал применения смазки от минус 50 ºС до плюс 200 ºС.

Фрикционный фактор 1,05.

Вальма API

Применяется для:

Norm

- свинчивания и герметизации резьбовых соединений обсадных труб и НКТ,

изготовленных по ГОСТ 632, ГОСТ 633, ГОСТ Р 53366, ГОСТ 31446 (с 01.07.2018), API

ТУ 0254-010-

Spec 5CT, и другой НД.

54044229-2009

- для свинчивания роторных упорных соединений с заплечиками. Рекомендуется для

свинчивания и герметизации замковых соединений НКТ.

Резьбовая смазка соответствует требованиям ISO 13678/ API RP 5A3.

Температурный интервал применения смазки от минус 50 ºС до плюс 200 ºС.

Фрикционный фактор 1,12.

РУСМА 1API

Применяется для герметизации и для уплотнения закругленных и упорных резьб на

ТУ 0254-084-

соединениях обсадных, насосно-компрессорных труб, трубопроводных, а также

бурильных труб любого диаметра, подвергаемых многократному свинчиванию при

46977243-2009

эксплуатации с давлением до 70 МПа. Работоспособна при температуре от минус 50

°С до плюс 200 °С.

Резьбовая смазка соответствует требованиям ISO 13678/ API RP 5A3.

Фрикционный коэффициент 1,2

РУСМА-API

Многокомпонентная смазка предназначена для герметизации и уплотнения всех типов

Modified

резьб на соединениях обсадных, насосно-компрессорных труб, трубопроводных, а

также бурильных труб любого диаметра, подвергаемых многократному свинчиванию

ТУ 0254-167-

при эксплуатации с давлением до 70 МПа. Работоспособна при температуре от минус

46977243-2015

50 °С до плюс 200 °С.

Соответствует требованиям ISO 13678/ API RP 5A3.

Фрикционный коэффициент 1,5

2000 NM

Смазка обеспечивает защиту при длительном хранении. Основные твердые компонен-

ты устойчивы к воздействию химических веществ, остаются устойчивыми при темпера-

Фирма

туре свыше 1000F и обеспечивают противокоррозионную защиту. Соответствует или

Bestolife

превышает эксплуатационные параметры, установленные API RP 5A3, а также требо-

ваниям API Specification 5CT.

Таблица 9 - Области применения консервационных смазок

Смазка

Область применения

Смазка ИП-1

Цилиндровое нефтяное масло, загущенное кальциевым мылом кислот хлопкового

(л) и (З) ТУ

масла и саломаса; содержит противозадирную присадку. Обладает хорошими водо-

стойкостью и противозадирными характеристиками, низкими морозостойкостью и ме-

38.101820-80,

ханической стабильностью, удовлетворительной коллоидной стабильностью. Работо-

ТУ0254-007-

способна при температуре от 0 ^° до плюс 70 ^°С (Л), от минус 10 ^° до плюс 70 ^°С (З).

11006106-02

Cмазка кон-

Смазка обеспечивает защиту от коррозии металлических изделий, предотвращает

сервационная

процесс образования ржавчины, обеспечивает консервацию металлических изделий и

механизмов. Смазка совместима с резьбовыми смазками и не требует удаления пе-

«РУСМАª

ред нанесением резьбовых смазок. Смазка обладает высокими адгезионными и кон-

ТУ 0254-158-

сервационными свойствами, высокой водостойкостью. Удерживается на наклонных и

46977243-2013

вертикальных поверхностях. Работоспособна при температуре от минус 40 °С до

плюс 150 °С.

Rust Veto AS

Ингибитор коррозии смазочного типа, содержащий высококачественные ингибиторы

коррозии и предназначенный для использования в экстремальных климатических

Фирма

условиях. Продукт специально разработан для долгосрочной защиты резьбы на труб-

HOUGHTON

ной продукции, находящейся в агрессивной окружающей среде. Ингибитор позволяет

создать защиту от коррозии до 12 месяцев во время наружного хранения в агрессив-

ной окружающей среде.

Смазка

Область применения

Антикоррози-

Антикоррозионное средство разработано специально для длительной защиты труб

онное сред-

нефтяного сортамента, стойкое к воздействию серных восстановителей и различных

бактерий, которые в обычных условиях способствуют развитию коррозии.

ство KENDEX

OCTGª

Примечание. Для консервации могут быть использованы другие консервационные смазки имеющие срок

защиты не ниже, чем у рекомендованных смазок

4.2.9 Применение машинного масла и дизельного топлива в качестве замените-

лей консистентных смазок, а также свинчивание резьбы без смазки ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

4.3 Проведение СПО с насосно-компрессорными трубами

4.3.1 Документирование процесса подготовки и спуска колонны

4.3.1.1 Для спуска колонны насосно-компрессорных труб должны быть разработа-

ны инструкции, регламентирующие растяжение колонны и порядок спуска колонны с це-

лью не допустить критических напряжений или растягивающих напряжений в любой мо-

мент срока службы колонны. Для обеспечения надлежащего уровня растяжения колон-

ны и правильной процедуры спуска необходимо учесть все факторы, действующие на

колонну в процессе эксплуатации и спуска. Также должен быть учтен исходный запас

прочности колонны на растяжение, влияющий на порядок спуска колонны.

4.3.1.2 Все работы по сборке колонны насосно-компрессорных труб следует про-

водить по утвержденному плану работ, составленному в соответствии с инструкциями и

требованиями регламентирующих документов.

План должен включать указания по порядку сборки в колонну труб различных

групп прочности, размеров и типов резьбовых соединений. Спуск труб необходимо про-

водить в строгом соответствии с установленным порядком.

4.3.2 Контроль и подготовка труб

4.3.2.1 Осмотр труб и муфт

Перед подъемом насосно-компрессорных труб на буровую установку необходимо

провести осмотр каждой трубы и муфты.

Насосно-компрессорные трубы не должны иметь дефектов, которые по ГОСТ 633,

ГОСТ Р 53366, ГОСТ 31446 (с 01.07.2018), API Spec 5CT и другим НД относятся к недо-

пустимым дефектам.

ВНИМАНИЕ! Необходимо иметь в виду, что из-за больших допустимых отклоне-

ний наружного диаметра на участке, находящемся непосредственно за высадкой насос-

но-компрессорной трубы, могут возникнуть затруднения при установке на насосно-

компрессорной трубе герметизирующей подвески охватывающего типа, если труба изго-

товлена с верхним предельным отклонением наружного диаметра. По этой причине ре-

комендуется тщательно выбирать резьбовое соединение для насосно-компрессорных

труб, устанавливаемых вверху колонны.

4.3.2.2 Подготовка насосно-компрессорных труб к свинчиванию в колонну

При подготовке насосно-компрессорных труб для свинчивания в колонну реко-

мендуется выполнить следующие основные действия:

а) скомплектовать трубы по группам прочности, размерам и типам соедине-

ний и уложить на стеллажи с учетом очередности их спуска по плану работ.

Если какая-либо труба не поддается идентификации, то она должна быть отложе-

на до выяснения её группы прочности, размера и типа резьбового соединения;

б) снять резьбовые предохранители с концов труб и муфт.

Резьбовые предохранители следует снимать специальным ключом усилием одно-

го человека. В случае затруднений при снятии резьбового предохранителя допускаются

легкие удары деревянным предметом по торцу предохранителя для удаления возмож-

ного перекоса;

в) очистить резьбовые соединения труб и муфт от консервационной смазки.

Очистку от смазки следует проводить ветошью при помощи горячей мыльной во-

ды, подаваемой под напором, пароочистителя или растворителя, не содержащего хлор.

При минусовой температуре допускается удаление смазки с помощью растворителя, не

содержащего хлор, с последующей продувкой резьбового соединения

сжатым воздухом.

Для удаления смазки не допускается использовать дизельное топливо,

керосин, соленую воду, барит и металлические щетки!

Также не следует использовать для удаления смазки моющие средства, оставля-

ющие пленку на поверхности резьбового соединения и приводящие к ухудшению после-

дующего нанесения уплотнительной смазки и её адгезии к металлу.

После удаления смазки резьбовое соединение следует тщательно протереть су-

хой и чистой ветошью или просушить сжатым воздухом.

В случае поставки труб с резьбовой уплотнительной смазкой под предохрани-

тельными деталями допускается проведение первой спускоподъёмной операции без

удаления заводской смазки в случае наличия заводских предохранительных деталей и

отсутствия их повреждения. При этом после отвинчивания предохранительных деталей

производится визуальная оценка смазки на резьбе труб и муфт на отсутствие/наличие

инородных включений. В случае обнаружения инородных включений резьбовая смазка

должна быть полностью удалена и на резьбу нанесена вновь резьбовая смазка того же

наименования. Перед сборкой рабочего соединения на резьбу трубы и муфты, при от-

сутствии смазки на каком-либо участке резьбы независимо от площади непокрытого

участка, дополнительно производится нанесение резьбовой смазки того же наименова-

ния так, чтобы была покрыта вся поверхность соединяемого участка.

г) осмотреть резьбовое соединение труб и муфт.

Трубы, у которых обнаружены повреждения резьбы, относящиеся по ГОСТ 633,

ГОСТ 33758, ГОСТ Р 51906, API Spec 5B и другим НД к недопустимым, и которые нельзя

исправить, к спуску не допускаются;

д) измерить длину каждой трубы.

Измерения следует проводить от свободного торца муфты до того участка нип-

пельного 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 нена-

груженной собственным весом колонны.

Для измерения следует использовать стальную измерительную ленту с ценой де-

ления не более 1,0 мм.

е) провести шаблонирование каждой трубы.

Шаблонирование труб без покрытия должно быть проведено стальным шаблоном

(оправкой) по всей длине трубы. Для шаблонирования труб из сталей типа 9Cr и 13 Cr и

коррозионно-стойких сталей следует использовать полимерные (пластиковые) или алю-

миниевые шаблоны (оправки). Размеры рабочей части шаблона (оправки) должны соот-

ветствовать размерам, указанным в ГОСТ

633, ГОСТ Р

53366, ГОСТ

31446

(с

01.07.2018), API Spec 5CT и другим НД.

Шаблонирование труб с внутренними покрытиями должно выполняться специаль-

ным полимерным (пластиковым) шаблоном (оправкой) с неметаллическим стержнем (не

допускается шаблонирование металлическим шаблоном (оправкой)).

Размеры рабочей части шаблона (оправки) должны соответствовать указанным в

таблице 10.

Таблица 10 - Размеры рабочей части шаблона (оправки) для контроля труб с внутрен-

ними покрытиями

Размер

Наружный

Предельное

Длина рабо-

Предельное

трубы, мм

диаметр

отклонение

чей части

отклонение

шаблона

наружного

шаблона

рабочей

(оправки)

диаметра

(оправки)

длины шаб-

для контроля

шаблона

Lопр., мм

лона (оправ-

труб без по-

труб с внут-

(оправки),

ки), мм

крытия

ренним по-

мм

(Dопр.НД),

крытием

мм

(Dопр.покр.),

мм

В соответ-

ствии с нор-

В соответствии с норматив-

Определяется

+0,25

мативным до-

ным документом на трубы

по формуле ¹⁾

кументом на

трубы ²⁾

¹⁾Dопр.покр.= Dопр.НД - 2 (мм);

²⁾Для справки:Lопр.=1067 мм для труб по API Spec 5CT, ГОСТ Р 53366, ГОСТ 31446 и НД на их

основе; Lопр.=1250 мм для труб по ГОСТ 633, ГОСТ Р 52203 и НД на их основе.

Через каждые 50 труб рекомендуется проверять диаметр рабочей части шаблона

(оправки) в трех плоскостях по длине оправки. Не допускается использовать шаблон

(оправку) при уменьшении диаметра рабочей части более чем на 0,5 мм, в какой либо из

трех плоскостей.

Положение трубы при шаблонировании должно исключать её провисание. При

минусовой температуре воздуха трубы непосредственно перед шаблонированием сле-

дует прогреть паром.

Шаблон (оправка) должна свободно проходить через всю трубу. Если шаблон

(оправка) не проходит через трубу, то труба должна быть отложена до принятия реше-

ния о возможности её дальнейшего использования и заменена другой трубой с прове-

дением перенумерации труб.

ж) установить резьбовые предохранители.

Устанавливаемые на резьбу предохранители должны быть чистыми.

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. Не

допускается повторное использование резьбовых предохранителей со значительными

повреждениями резьбы и формы.

При установке резьбовых предохранителей необходимо убедиться, что они пред-

назначены для труб и муфт данного размера и типа резьбового соединения.

4.3.3 Подъем труб на буровую

Подъем труб на буровую установку следует проводить по отдельности, при необ-

ходимости используя устройство для подачи труб. При подъеме труб на буровую уста-

новку необходимо соблюдать осторожность, не допуская изгиба труб и соударения муфт

и резьбовых предохранителей с конструкциями буровой вышки или другим оборудова-

нием.

Подъем труб на буровую установку должен проводиться только с уста-

новленными резьбовыми предохранителями или защитными колпаками!

4.3.4 Нанесение смазки

4.3.4.1 Резьбовые предохранители или защитные колпаки с трубы и муфты сле-

дует снимать только непосредственно перед нанесением уплотнительной смазки и по-

садкой трубы в муфту.

4.3.4.2 Перед нанесением смазки необходимо проверить отсутствие механических

повреждений на резьбе свободного конца трубы, а также качество очистки от консерва-

ционной смазки.

4.3.4.3 Резьбовую уплотнительную смазку следует нанести на всю поверхность

резьбы ниппельного конца трубы и муфты предыдущей трубы, включая резьбу с непол-

ным профилем, упорные и уплотнительные поверхности соединения ровным непрерыв-

ным слоем (рисунок 1). Впадины резьбы должны быть полностью заполнены смазкой, а

форма профиля резьбы после нанесения смазки должна четко просматриваться.

Слишком мало

Слишком много

Нормальное количество

Рисунок 1

Смазку следует наносить на тщательно высушенную поверхность резьбового со-

единения кистью (рисунок 2), щеткой или другими приспособлениями, на конец муфты

рекомендуется наносить смазку приспособлением с рельефным профилем.

Запрещается использовать для нанесения смазки металлические щетки!

Рекомендуется применение резьбовых уплотнительных смазок, соответствующих

требованиям ГОСТ Р ИСО 13678 и приведенных в таблице 8 настоящей инструкции.

Ориентировочное минимальное количество резьбовой смазки для свинчивания

одного соединения труб, для труб наружным диаметром:

- 60,3 (60,32) мм

- 13 г;

- 73,0 (73,02) мм

- 16 г;

- 88,9 (88,90) мм

- 27 г;

- 101,6 (101,60) мм

- 32 г;

- 114,3 (114,30) мм

- 37 г.

Необходимое количество резьбовой смазки должно распределяться между муф-

той и резьбовым концом трубы следующим образом: 2/3 количества смазки - на муфту,

1/3 - на резь

Рисунок 2

При использовании резьбовой смазки следует выполнять следующие рекоменда-

ции:

- использовать смазку только из тары изготовителя, на которой указаны название

смазки, номер партии, дата изготовления и срок годности смазки;

- для сборки одной колонны использовать смазку одного наименования;

- тщательно перемешивать смазку перед использованием;

- при низкой минусовой температуре подогреть смазку перед нанесением;

- не допускать загрязнения смазки и приспособления для её нанесения посторон-

ними веществами;

- хранить смазку в тщательно закрытой и перевернутой таре;

- хранить смазку при температуре, указанной изготовителем смазки;

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

первичного использования.

Запрещается использовать смазку с истекшим сроком годности, из та-

ры, не имеющей идентификационных признаков, перекладывать смазку в дру-

гие емкости или разбавлять смазку!

4.3.5 Посадка трубы в муфту

4.3.5.1 Перемещение первой трубы колонны к забою должно выполняться крайне

осторожно.

Категорически запрещается быстрый спуск и пос

на забой!

4.3.5.2 Перед спуском колонны необходимо обеспечи

вание талевой

системы относительно устья скважины. Перед посадкой тр

у должна быть

проверена соосность соединяемых труб во избежание их пер

инчивании (ри-

сунок 3).

Рисунок 3

Рисунок 4

4.3.5.3 При посадке трубы в муфту необходимо опускать ее плавно, не допуская

ударов торца трубы о торец муфты, соскальзывания конца трубы в муфту и поврежде-

ний резьбы. При этом рекомендуется применять специальную посадочную направляю-

щую (рисунок 4) или направляющую воронку. Если после посадки наблюдается перекос

трубы, необходимо поднять её, осмотреть на предмет отсутствия повреждений и при-

нять решение о возможности её дальнейшего использования.

Необходимо соблюдать осторожность, особенно при спуске свечей из двух или

трех труб, не допуская прогиба, и как следствие этого, отклонения от соосности, когда

труба большим весом опирается на резьбу муфты. Для ограничения прогиба насосно-

компрессорных труб на буровой могут быть установлены промежуточные опоры.

4.3.5.4 При свинчивании с переводниками и соединительными деталями необхо-

димо убедиться, что свинчиваемые резьбовые концы имеют одинаковый размер и тип

резьбового соединения.

4.3.6 Свинчивание и спуск колонны

4.3.6.1 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;

- равномерное распределение нагрузки по опорной поверхности муфты.

Элеваторы должны быть снабжены штропами равной длины.

4.3.6.2 Применение элеваторов клинового типа

При спуске насосно-компрессорных труб со специальными муфтами с уменьшен-

ным наружным диаметром и, особенно с муфтами со специальной фаской, рекоменду-

ется использовать элеваторы клинового типа (спайдер-элеваторы).

Клиновой захват и клинья должны быть чистыми, без видимых механических по-

вреждений и деформации кромок, соответствовать наружному диаметру спускаемой в

скважину трубы и равномерно охватывать трубу в месте захвата.

Захват и клинья элеватора должны опускаться одновременно. Их неравномерное

опускание может привести к образованию на трубах вмятин или сильных надрезов.

Должна быть проверена исправность защелки элеватора.

4.3.6.3 Подбор трубного ключа

Свинчивание колонны насосно-компрессорных труб следует выполнять специаль-

но подобранным трубным ключом, обеспечивающим необходимый момент свинчивания

резьбового соединения.

Трубный ключ должен быть выбран по размеру труб так, чтобы обеспечить усилие

на 50 % превышающее момент свинчивания, указанный в таблицах А.6 - А.8 и А.11

(Приложение А).

Плашки ключа необходимо подбирать в соответствии с наружным диаметром

труб. Плашки не должны сминать трубы, но должны плотно прилегать к ним, во избежа-

ние нанесения глубоких рисок на поверхность труб. Не рекомендуется применение цеп-

ных ключей.

Необходимо проверить износ поверхностей оси шарнира и самого шарнира труб-

ного ключа. При необходимости следует подправить крепление удерживающего каната к

стойке так, чтобы обеспечить горизонтальность трубного ключа и не допустить неравно-

мерного распределения нагрузки по поверхностям зажима трубы.

Трубный ключ с указателем момента свинчивания должен быть поверен в уста-

новленном порядке.

Трубный ключ должен иметь «ключ-задержник».

4.3.6.4 Выполнение 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 зацеп-

ление резьбы происходит правильно, без перекоса.

На первых стадиях свинчивания труб необходимо следить за любыми нарушени-

ями в процессе свинчивания или отклонениями от заданной скорости свинчивания, т.к.

они могут указывать на свинчивание с перекосом, повреждение резьбы или на другие

нарушения.

При выполнении дальнейшего свинчивания соединения скорость свинчивания

должна быть не более 15 об/мин для предотвращения образования задиров. При воз-

растании момента скорость свинчивания должна быть снижена до скорости не более 5

об/мин, при этом происходит докрепление соединения для достижения необходимого

положения муфты на трубе.

Докрепление резьбового соединения вращением ротора не допускается!

Для правильного свинчивания должно быть определено оптимальное значение

момента свинчивания труб всех размеров и типов резьбовых соединений. Невыполне-

ние предварительного подбора оптимального момента приводит к повреждению резьбы

при свинчивании и значительному снижению количества свинчиваний-развинчиваний

резьбовых соединений.

Значение момента свинчивания зависит от ряда факторов:

- геометрических параметров резьбы;

- материала покрытия поверхности резьбы;

- типа резьбовой смазки;

- группы прочности и размера труб;

- уплотнительных колец в муфте;

- условий окружающей среды и т.д.

Срок службы насосно-компрессорных труб, неоднократно свинчиваемых в поле-

вых условиях, обратно пропорционален моменту, прилагаемому для свинчивания. Для

продления срока службы резьбового соединения свинчивание следует проводить с оп-

тимальным моментом свинчивания; для скважин, герметичность которых не имеет

большого значения, - с минимальным моментом свинчивания.

Геометрические параметры резьбовых соединений насосно-компрессорных труб

могут изменяться после каждого свинчивания и незначительно отличаться от установ-

ленных требований. Поэтому при неоднократном свинчивании резьбовое соединение с

каждым разом свинчивается все дальше, за счет чего обеспечивается натяг в резьбовом

соединении.

Примечание. Рекомендации по свинчиванию насосно-компрессорных труб, при-

веденные в 4.3.6.5 - 4.3.6.7, распространяются на применение трубных ключей с си-

ловым приводом.

4.3.6.5 Свинчивание насосно-компрессорных труб с резьбовыми соединениями

NU, EU, НКТН, НКТВ, гладких труб, труб с высаженными наружу концами

(В)

Свинчивание рекомендуется проводить в следующем порядке:

1) Для каждой секции колонны выполнить свинчивание не менее 10 резьбовых со-

единений (идущих первыми последовательно по плану работ) с целью определения оп-

тимального момента свинчивания. Полученное значение может отличаться от расчетно-

го значения, указанного в таблицах А.6, А.7 и А.11 (Приложение А).

Расчетные значения момента свинчивания, указанные в таблицах А.6, А.7 и А.11

(Приложение А), применяются для подбора трубного ключа.

2) Для определения оптимального момента свинчивания сначала выполнить

свинчивание соединения вручную до предела ручного свинчивания или трубным ключом

с моментом 70-100 Нм. После такого свинчивания от торца муфты до конца сбега резь-

бы ниппельного конца трубы должно остаться не более четырех витков резьбы.

После этого провести механическое свинчивание соединения еще на два оборота

с регистрацией момента свинчивания, не допуская при этом повреждения резьбы.

Для определения числа оборотов силового свинчивания рекомендуется после

свинчивания вручную нанести метку вдоль оси трубы и муфты, относительно которой

отсчитать 2 оборота и зафиксировать при этом фактическое значение крутящего момен-

та или давление на трубном ключе.

Оптимальный момент свинчивания труб соответствует достижению натяга в резь-

бовом соединении, установленному в нормативной документации на резьбовое соеди-

нение: 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 механи-

ческого 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 слу-

чае свинчивание данного резьбового соединения должно быть отложено до принятия

решения о дальнейшем использовании.

4.3.6.6 Свинчивание труб с резьбовым соединением НКМ

Свинчивание рекомендуется проводить в следующем порядке:

1) Определить расстояние от торца муфты до упорного уступа муфты не менее

чем на 10 трубах, идущих последовательно по плану работ, и отметить риской измерен-

ные 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. Опре-

деленное среднеарифметическое значение момента свинчивания для этих труб являет-

ся оптимальным для данных условий свинчивания (применяемой смазки, температуры

окружающей среды, группы прочности и размера и т.д.). Расчетные значения момента

свинчивания, указанные в таблице А.8 (Приложение А), применяются для подбора труб-

ного ключа.

3) При свинчивании остальных труб минимальный момент свинчивания должен

быть не менее 75% оптимального, а максимальный момент свинчивания - не более

125% оптимального значения. В противном случае свинчивание данного резьбового со-

единения должно быть отложено до принятия решения о дальнейшем его использова-

нии.

4.3.6.7 Отложенные резьбовые соединения

Соединения, при свинчивании которых положение торца муфты не соответ-

ствует требованиям или свинчивание которых отложено до принятия решения, долж-

ны быть развинчены для определения причин неправильного свинчивания. Проверке

должна быть подвергнута резьба трубы и резьба свинчиваемой с ней муфты. Развин-

ченные резьбовые соединения не допускается свинчивать повторно без дополнительно-

го контроля или ремонта, даже если они имеют незначительные видимые повреждения.

Если причиной неправильного свинчивания не являются повреждения или недо-

пустимые отклонения геометрических параметров резьбы, то для обеспечения правиль-

ного свинчивания необходимо скорректировать момент свинчивания. Причиной непра-

вильного свинчивания может являться неправильный подбор резьбовой уплотнительной

смазки для конкретных условий эксплуатации.

4.3.6.8 Биение верхнего конца трубы

Если при свинчивании отмечается биение верхнего конца трубы, указывающее на

возможное смещение оси резьбы муфты относительно оси трубы, следует снизить ско-

рость вращения для предотвращения образования заедания резьбы. Если биение про-

должается и при уменьшенной скорости свинчивания, то труба должна быть отложена

для принятия решения о возможности ее дальнейшего использования.

4.3.6.9 Докрепление муфты, установленной изготовителем

При свинчивании соединения может произойти докрепление муфты, установлен-

ной изготовителем. Это не означает, что такая муфта слабо затянута, но указывает на

то, что к ниппельному концу трубы приложен момент свинчивания, превышающий мо-

мент, с которым муфта была навинчена изготовителем.

4.3.6.10 Общие требования к спуску колонн труб

Спуск колонн труб следует проводить аккуратно, а при посадке на клинья соблю-

дать меры предосторожности для предотвращения ударного воздействия. Недопустимо,

чтобы башмак колонны опирался на забой или подвергался иному сжимающему воздей-

ствию, поскольку это может привести к изгибу, особенно в той части, где возможно ка-

вернообразование по стволу скважины.

4.3.7 Подъем колонны из скважины

4.3.7.1 При подъеме колонны насосно-компрессорных труб следует определить

имеющиеся повреждения и степень износа труб. Рекомендуется провести дефектоско-

пию, позволяющую быстро выявить трубы, подлежащие замене.

4.3.7.2 Для развинчивания труб при подъеме колонны насосно-компрессорных

труб трубный ключ следует размещать близко к муфте, но не вплотную, так как необхо-

димо исключить даже небольшое сдавливающее действие плашек трубного ключа на

поверхность трубы (рисунок 5).

Рисунок 5 - Положение ключей при развинчивании

Расположение трубного ключа от муфты на расстоянии 1/3 или 1/4 наружного

диаметра трубы предотвращает, как правило, излишнее трение в резьбовом соедине-

нии. В случае необходимости допускается легкое обстукивание средней части муфты по

окружности плоским бойком молотка.

4.3.7.3 В случае прихвата труб необходимо использовать индикатор веса. При

этом необходимо учитывать натяжение колонны труб и не принимать его за освобожде-

ние от прихвата. Если нагрузка снижается до веса колонны, то можно считать, что

произошло освобождение от прихвата.

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

Раскрепление резьбового соединения вращением ротора не допускается!

В процессе развинчивания необходимо отслеживать равномерное продольное

перемещение трубы, обусловленное постепенным увеличением количества витков

резьбы выходящих из резьбового соединения.

4.3.7.5 После окончания развинчивания следует плавно вывести трубу из муфты.

Не допускается извлекать трубу из муфты рывком.

4.3.7.6 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 бу-

ровой так, чтобы предотвратить их изгиб. Насосно-компрессорные трубы с наружным

диаметром 60,32 мм и более, предпочтительно, устанавливают на подсвечник свечой из

двух труб. Свечи труб наружным диаметром 48,26 мм и менее и свечи длиной более

18,3 м должны иметь промежуточную опору.

Трубы, установленные на подсвечник, должны быть закреплены.

4.3.7.7 Все резьбовые соединения труб поднятой колонны должны быть развинче-

ны, очищены от смазки в соответствии с 4.3.2.2 [перечисления в) и г)] и осмотрены. Тру-

бы, имеющие повреждения, следует замаркировать и отложить для последующего ре-

монта и контроля, навернув резьбовые предохранители.

На концы труб, не имеющие повреждений, должны быть установлены чистые

резьбовые предохранители.

4.3.7.8 При подъеме колонны из-за повреждения труб необходимо для предот-

вращения аналогичных случаев определить причину повреждения.

4.3.7.9 Перед повторным спуском резьбовые соединения труб должны быть под-

готовлены в соответствии с 4.3.4.

4.3.7.10 При повторном спуске трубы с наибольшим износом следует устанавли-

вать в нижнюю часть колонны с целью равномерного распределения износа соединений

и труб.

4.3.7.11 Перед укладкой труб на хранение на очищенные резьбовые соединения

для предохранения их от коррозии должна быть нанесена консервационная смазка и

установлены резьбовые предохранители.

5 УПАКОВКА И КОНСЕРВАЦИЯ ТРУБ

5.1 Общие требования

Основные требования к упаковке установлены в ГОСТ 10692. Пакеты труб скреп-

ляются в поперечном направлении средствами увязки с равномерным распределением

увязок по всей длине пакета, при этом увязка должны обеспечивать надежность и проч-

ность грузовой единицы и исключать возможность свободного перемещения труб в па-

кете при транспортировании и погрузочно-разгрузочных работах.

5.2 Особенности упаковки труб

5.2.1 Резьба, уплотнительные торцы и уступы, уплотнительные конические

поверхности труб и муфт должны быть защищены от повреждений при

транспортировании и хранении специальными резьбовыми предохранителями:

металлическими, полимерными или комбинированными

(металл

+ полимер).

Допускается применение и других материалов резьбовых предохранителей,

обеспечивающих защиту резьбы от повреждения.

5.2.2 Торцы всех труб должны быть закрыты резьбовыми предохранителями, ко-

торые по требованию потребителя могут выполняться либо открытыми, либо глухими. В

последнем случае во внутреннюю полость для предохранения от коррозии может поме-

щаться влагопоглотитель (по требованию Заказчика), например, силикагель.

5.2.3 Конструкция резьбовых предохранителей должна обеспечивать защиту

резьбы труб и муфт в соответствии с требованиями нормативной документации на тру-

бы.

Для труб из стали типов 9Cr и 13Cr не допускается применять резьбовые предо-

хранители из стали без покрытия.

5.2.4 При навинчивании предохранителей резьбы, упорные торцы и уступы,

уплотнительные конические поверхности должны быть покрыты консервационной

смазкой. По требованию заказчика на ниппельные концы труб и свободную резьбу муфт

под предохранительные детали может быть нанесена резьбовая уплотнительная

смазка. Ассортимент и области применения смазок приведены в таблицах 8 и 9.

5.2.5 При отсутствии особых требований к упаковке в заказе и нормативной

документации упаковку осуществляют в круглый пакет.

5.2.6 Трубы могут быть упакованы в прямоугольный пакет с использованием

ложементов или шестиграный пакет.

5.2.7 При поставке труб с резьбой без муфт упаковка осуществляется только в

прямоугольный пакет с использованием ложементов.

5.2.8 При упаковке труб с муфтами в шестигранный пакет на стороне пакета труб,

снабженных муфтами, горизонтальные ряды труб и трубы в горизонтальных рядах

должны быть смещены относительно друг друга на минимальную величину равную

длине муфты (исключая контакт торцевых поверхностей муфт), но не более чем на две

длины муфты.

Резьбовые предохранители не должны подвергаться деформированию при уклад-

ке труб друг на друга.

5.2.9 Для обеспечения сохранности пакета, упакованного в ложементы и шести-

гранник, пакет дополнительно должен быть обвязан по концам катанкой или проволокой

диаметром не менее 5 мм при скрутке в ручную не менее чем в три полных оборота, а

при машинной скрутке - не менее чем в два полных оборота.

Допускается вместо проволоки применять стальную или неметаллическую упако-

вочную ленту, при этом должно быть выполнено не менее двух обвязок с каждого конца

пакета труб. При упаковке пакетов труб лентой дополнительная обвязка, как правило,

также осуществляется лентой.

5.2.10 Обвязку пакетов труб из стали типов 9Cr и 13Cr выполняют проволокой из

высоколегированной стали или лентой из неметаллических материалов, либо лентой из

нелегированных сталей с применением неметаллических подкладок под обвязку.

5.3 Требования к упаковке муфт, поставляемых отдельно

5.3.1 Муфты, поставляемые отдельно, упаковываются в ящики из древесных ма-

териалов. При использовании ящиков из древесных материалов при наличии дополни-

тельного требования по обеспечению требований стандарта ISPM 15 «Международный

стандарт по фитосанитарным нормам. Руководство по регулированию древесных упако-

вочных материалов в международной торговле», ящики должны быть изготовлены из

материалов, подвергнутых специальной обработке (фумигации) и/или фанеры. Матери-

алы, подвергнутые специальной обработке (фумигации), должны нести на себе клеймо,

а также иметь сертификат, подтверждающий проведение обработки.

Муфты, упаковываемые в ящики, поставляются без резьбовых предохранителей.

По дополнительному требованию потребителя, указанному в заказе, каждая муфта

должна быть снабжена резьбовым предохранителем, навинченным с одной стороны

муфты.

5.3.2 Если не установлено иное, с целью предохранения от коррозии на время

транспортирования и хранения у заказчика (до запуска в производство), на поверхность

муфт с фосфатным покрытием наносится защитное покрытие методом пропитки эмуль-

сией. На поверхность оцинкованных муфт дополнительное защитное покрытие для

предохранения от коррозии не наносится.

5.3.3 Ящики выстилаются парафинированной бумагой или бумагой двухслойной

упаковочной или материалами с летучими ингибиторами коррозии. Слои муфт перекла-

дываются материалами с летучими ингибиторами коррозии. Перед закрытием ящика

верхний слой муфт укрывается материалами с летучими ингибиторами коррозии. При

креплении крышки ящика не допускается выход гвоздей внутрь ящика.

6 ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ ТРУБ

При транспортировании, выполнении погрузочно-разгрузочных операций и хране-

нии резьба труб всегда должна быть закрыта резьбовыми предохранителями.

6.1 Транспортирование

6.1.1 Перевозка водным транспортом

В соответствии с правилами перевозки водным транспортом [23] 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;

- соприкосновение труб с трюмной водой и расположение рядом с вредными хи-

мическими и другими веществами, вызывающими коррозию металла;

- протаскивание труб волоком по штабелю, зацепления муфт или резьбовых

предохранителей, а также ударов о края люков или поручни судна.

6.1.2 Перевозка железнодорожным транспортом

В дополнение к требованиям правил перевозки грузов железнодорожным транс-

портом [24] при погрузке труб на платформы рекомендуется:

а) применять деревянные прокладки, уложенные поперек платформы, для надле-

жащей опоры труб и возможности их захвата при погрузке;

б) не допускать загрязнения труб;

в) если пол платформы неровный, положить под прокладки клинья и выровнять

поверхность прокладок;

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

д) для предотвращения перемещения надежно закрепить трубы и правильно пе-

реложить их прокладками.

При транспортировании труб на платформах необходимо с боковых сторон уста-

навливать вертикальные деревянные стойки, связанные поверх труб проволокой.

6.1.3 Перевозка грузовым автотранспортом

В соответствии с правилами перевозки [25] при транспортировании труб авто-

транспортом рекомендуется:

а) в непакетированном виде трубы укладывать на прокладки и привязывать их к

прокладкам цепью. Длинные трубы при перевозке необходимо дополнительно перевя-

зывать цепью приблизительно посередине длины;

б) укладывать трубы муфтами с одной стороны;

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

г) после перевозки груза на незначительное расстояние снова подтянуть скрепля-

ющие цепи, которые могут ослабнуть в результате осадки груза.

При использовании трубовозов необходимо принять меры по исключению прогиба

труб. Концы труб при транспортировании не должны выступать за габариты транспорт-

ных средств более чем на 1 м.

6.1.4 Перевозка воздушным транспортом

В соответствии с правилами перевозки [26] при транспортировании труб авиа-

транспортом рекомендуется:

а) подготовку труб к перевозке вертолетом производить на площадке, оборудо-

ванной грузоподъемным механизмом с динамометром;

б) перевозить трубы упакованными только во взвешенных пакетах, соблюдая по-

рядок подвешивания пакета труб к вертолету и его отцепки.

6.1.5 Погрузочно-разгрузочные операции

При погрузке и разгрузке труб рекомендуется:

а) 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 и образованию

вмятин на трубах.

Использовать специальные способы погрузки-разгрузки для коррозионностойких

труб. Соударение с трубами или другими предметами может привести к значительному

локальному повышению твердости труб и повлиять на их стойкость к сульфидному рас-

трескиванию под напряжением;

б) при разгрузке 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 нали-

чии резьбовых предохранителей;

в) при использовании подъемных кранов для погрузки-разгрузки длинных труб

применять широкозахватные траверсы со стропами в соответствии с утвержденными

схемами строповки;

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

6.2 Хранение труб

В соответствии с правилами, приведенными в ГОСТ 10692, трубы следует хранить

в складских помещениях или на специально оборудованных складских площадках.

На буровой площадке должен быть организован специальный участок для скла-

дирования труб. При складировании труб не допускаются удары труб (муфт).

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. На стеллаже должна быть

установлена табличка с указанием идентификационных данных;

б) 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;

в) укладывать трубы на опоры таким образом, чтобы избежать прогиба труб или

повреждения резьбы. Располагать опоры на одном уровне и поддерживать их стойками,

способными выдержать полную нагрузку штабеля без оседания;

г) для предотвращения прогиба труб в штабеле укладывать между рядами не ме-

нее трех прокладок размещая их под прямым углом к трубам, непосредственно над про-

кладками и опорами предыдущих рядов труб. Трубы из коррозионно-стойких сталей

укладывать только на деревянные прокладки;

д) трубы в соседних рядах располагать в шахматном порядке со смещением на

величину, равную приблизительно длине муфты;

е) ограничить высоту штабеля труб на стеллаже не более 3 м. Не укладывать на

стеллажи более 6 рядов труб;

ж) проводить периодический осмотр складированных труб. При необходимости

нанести на трубы консервационное покрытие для защиты поверхности труб от коррозии;

и) при складировании на буровой площадке располагать трубы муфтами в сторо-

ну устья скважины и учитывать очередность спуска труб в скважину, чтобы первая по

плану работ труба не находилась под трубами, которые должны спускаться позже. Ну-

мерация труб должна начинаться с верхнего ряда.

Резьба труб, находящихся на хранении, должна быть смазана консервационной

смазкой либо резьбовой смазкой, обладающей консервационными свойствами и защи-

щена от повреждений предохранителями резьбы.

По истечению срока защитных свойств консервационных или резьбовых смазок

(указываются в сертификатах на трубы), резьба ниппельного конца труб и резьба муфт

под предохранителями резьбы подлежит переконсервации.

Запрещается хранить вблизи стеллажей кислоты, щелочи и другие химические

материалы, способные вызвать коррозию труб.

7 НАЗНАЧЕННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ

7.1 Контроль труб в процессе эксплуатации

7.1.1 Виды повреждений труб и методы контроля

Общепринятыми в настоящее время методами контроля тела трубы являются ви-

зуальный, измерительный, электромагнитный, ультразвуковой методы, метод вихревых

токов и другие, применение которых определяется характером повреждений. К харак-

терным повреждениям при эксплуатации труб относятся: коррозия наружной и внутрен-

ней поверхности, повреждения поверхности труб тросами, плашками и трубными клю-

чами, поперечное растрескивание и износ внутренней поверхности насосно-

компрессорных труб насосными штангами.

Контроль толщины стенки допускается проводить микрометрами, стенкомерами,

ультразвуковыми и рентгеновскими приборами и другими методами неразрушающего

контроля, имеющими точность измерений до 2 %, при настройке по стандартным образ-

цам с толщиной стенки, близкой к толщине стенки труб.

7.1.2 Классификация труб по уменьшению толщины стенки и повреждениям

Бывшие в употреблении трубы должны быть классифицированы в зависимости от

уменьшения толщины стенки, указанного в таблице 11.

Значения, указанные в процентах, представляют собой уменьшение толщины

стенки тела трубы по сравнению с номинальной толщиной стенки. Уменьшение толщи-

ны стенки может происходить как с наружной, так и с внутренней поверхности тела тру-

бы.

Таблица 11 - Классификация бывших в употреблении труб по уменьшению

толщины стенки и их цветовая идентификация

Уменьшение толщины

Остаточная толщина

Класс

Цвет полосы

стенки, % от номинальной

толщины стенки

Желтый

0-15

Синий

16-30

Зеленый

31-50

Красный

Более 50

Менее 50

В соответствии с таблицей 11 не должны классифицироваться следующие участки

труб: концы труб с резьбой и/или с высадкой. Уменьшение толщины стенки концов тру-

бы с высадкой, имеющих большую толщину стенки, чем тело трубы, допускается до

значений, превышающих указанные, без ухудшения качества и в зависимости от усло-

вий эксплуатации. Повреждение и/или уменьшение толщины стенки на концах труб с

резьбой, требует отдельной оценки в зависимости от условий эксплуатации.

7.1.3 Классификация труб по эксплуатационным характеристикам

Эксплуатационные характеристики новых насосно-компрессорных труб опреде-

ляют в соответствии с ГОСТ Р 54918. Расчетные значения эксплуатационных характе-

ристик для новых труб приведены в таблицах А.1-А.5, А.9, А.10 Приложения А.

Износ труб (потеря металла), также коррозионное разрушение обычно происходит

на внутренней поверхности труб. Эксплуатационные характеристики таких труб основа-

ны на неизменном наружном диаметре. Однако должно приниматься во внимание воз-

можное 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, оп-

тическом или магнитопорошковом контроле, такие трубы должны быть забракованы и

признаны непригодными для дальнейшей эксплуатации.

7.1.4 Контроль состояния поверхности тела трубы и резьбовых соединений

7.1.4.1 Поверхность тела трубы

Потери металла труб, бывших в употреблении, проявляются обычно в виде от-

дельных раковин, царапин, рисок или сплошного уменьшения толщины стенки, вызван-

ного механическим износом или абразивным воздействием песка. Применение таких

труб зависит от вида потери металла. Трубы с раковинами не могут применяться в неко-

торых коррозионных средах, но могут вполне удовлетворительно эксплуатироваться при

отсутствии агрессивных компонентов в среде. Трубы, имеющие значительные равно-

мерные потери металла, вызванные механическим износом, менее чувствительны к

коррозионному воздействию, но для них необходим перерасчет эксплуатационных ха-

рактеристик по минимальной остаточной толщине стенки.

7.1.4.2 Резьбовое соединение

При проведении контроля резьбового соединения бывших в употреблении труб

следует проверить наличие деформации профиля резьбы, следов заеданий и усталост-

ных трещин на последних сопрягаемых витках резьбы. Быстрое свинчивание на послед-

них сопрягаемых витках резьбы с треугольным профилем указывает на то, что при

подъеме колонны резьба труб подвергалась воздействию растягивающих напряжений,

превышающих предел текучести металла. Такое соединение может быть повторно

свинчено, но не будет иметь необходимой прочности, и может оказаться негерметич-

ным. При развинчивании может произойти заедание резьбы, особенно при установке

ключа на муфту. На насосно-компрессорных трубах в результате приложения знакопе-

ременных напряжений часто возникают усталостные трещины во впадине профиля по-

следних сопрягаемых витков резьбы, которые могут привести к снижению прочности или

к разрушению соединения при дальнейшей эксплуатации.

Неоднократное свинчивание, сопровождаемое деформацией металла, может

привести к уменьшению диаметра резьбы труб, многократно подвергаемых спуску-

подъему из скважины. Уменьшение диаметра резьбы может снизить прочность и герме-

тичность соединения, а в худшем случае, привести к схождению торцов труб в середине

муфты или вырыванию концов труб из свинченного соединения.

7.1.4.3 Оценка пригодности к эксплуатации

Для оценки пригодности труб к дальнейшей эксплуатации необходимо провести

проверку состояния наружной и внутренней поверхности труб и измерение остаточной

толщины стенки для определения стойкости тела трубы к смятию, разрыву и растяже-

нию. Также провести проверку состояния поверхности резьбы для оценки герметичности

и наружного диаметра ниппельного конца трубы для определения возможности свинчи-

вания.

Наряду с проверкой толщины стенки для определения эксплуатационной пригод-

ности труб рекомендуется провести проверку геометрических параметров резьбовых

соединений при помощи калибров в соответствии с ГОСТ Р 51906, ГОСТ 33758 и API

Spec 5В, учитывая при этом возможные изменения геометрических параметров, возни-

кающие вследствие деформации при свинчивании.

7.2 Ремонт труб

Допускается ремонт труб и резьбовых соединений, поврежденных при эксплуата-

ции или погрузочно-разгрузочных операциях. Ремонт следует проводить только в соот-

ветствии с требованиями нормативной документации. Оценку пригодности отремонти-

рованных труб и резьбовых соединений для дальнейшей эксплуатации необходимо про-

водить в соответствии с требованиями, установленными стандартами и другой норма-

тивной документацией.

8 ПЕРЕЧЕНЬ КРИТИЧЕСКИХ ОТКАЗОВ

8.1 Виды аварий, основные причины повреждения труб

8.1.1 Виды аварий

Основными видами аварий с насосно-компрессорными трубами являются:

- обрыв трубы по телу и резьбе;

- разрушения по телу муфты;

- негерметичность резьбового соединения;

- коррозионное разрушение трубы и муфты.

8.1.2 Основные причины повреждения труб

Наиболее часто встречающиеся причины неисправностей насосно-компрессорных

труб при сборке и эксплуатации:

1) несоответствие выбранных труб условиям эксплуатации;

2) несоответствие труб, муфт и/или резьбовых соединений установленным требо-

ваниям;

3) несоблюдение правил при погрузочно-разгрузочных операциях, транспортиро-

вании 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 штангами;

10) усталостное разрушение металла;

11) развинчивание колонны с высокой скоростью;

12) негерметичность соединений, которая может быть вызвана следующими фак-

торами:

- неправильным выбором резьбовой уплотнительной смазки, не соответствующей

условиям эксплуатации, неправильным нанесением смазки, применением некачествен-

ной или разбавленной смазки;

- свинчиванием загрязненных резьбовых соединений;

- неправильным свинчиванием резьбового соединения;

- заеданием резьбы при свинчивании, в том числе вследствие загрязнения, не-

правильной посадки, повреждения, отсутствия предварительного ручного свинчивания

или приложения чрезмерного момента свинчивания;

- несоответствием резьбовых соединений установленным требованиям;

- вмятинами на муфтах, вызванными чрезмерным обстукиванием при развинчива-

нии;

- чрезмерным натяжением колонны при подъеме;

- многократным спуском и подъемом колонны;

- овальностью или отклонением формы профиля резьбы труб и муфт, в том чис-

ле, при работе трубным ключом с приложением чрезмерных усилий, приводящих к де-

формации, особенно при развинчивании;

- нарушением порядка спуска труб по группе прочности и толщине стенки, созда-

ющим напряжения в резьбовых соединениях, превышающих предел текучести металла;

13) чрезмерное натяжение колонны при ее освобождении от прихватов;

14) коррозионное повреждение труб и муфт;

15) удары по соединению муфты с трубой при транспортировании, погрузочно-

разгрузочных работах;

16) повреждения насосной штанги.

8.2 Рекомендации по предотвращению аварийных ситуаций

8.2.1 До начала работ по эксплуатации скважин необходимо проанализировать

степень рисков аварийного разрушения насосно-компрессорных колонн, обусловленно-

го, в частности, особыми условиями эксплуатации (работа при низких температурах, в

коррозионно-активных средах и т.д.) и, при необходимости, разработать мероприятия по

их снижению.

8.2.2 Для предотвращения аварийных ситуаций при ведении работ по эксплуата-

ции скважин следует:

- строго соблюдать требования действующих технологических регламентов, пра-

вил безопасности в нефтяной и газовой промышленности;

- постоянно следить за состоянием скважины и исправностью оборудования и ин-

струмента;

- знать и соблюдать правила эксплуатации оборудования и труб;

- осуществлять контроль действующих нагрузок;

- свинчивать соединение ключами, оснащенными моментомерами;

- выполнять в полном объеме и в срок мероприятия по безаварийному ведению

работ на скважине;

- при эксплуатации насосно-компрессорных труб нагрузки на них не должны пре-

вышать предельных нагрузок в соответствии с Приложением А, требованиями ТУ, ре-

комендациями «Технического каталога резьбовых соединений» (Трубной Металлургиче-

ской компании) и ИСО 10405 для труб, изготовленных по API Spec 5CT, с учетом коэф-

фициентов запаса прочности.

С целью предупреждения возникновения аварийных ситуаций, запрещается спус-

кать насосно-компрессорные трубы в скважину:

- при несоответствии данных заводской маркировки значениям, указанным в сер-

тификате;

- при обнаружении в результате контроля дефектов, размеры которых превышают

допустимые;

- в случаях, когда толщина стенки тела трубы, в том числе, толщина стенки трубы

под резьбой в плоскости торца, не отвечает требованиям нормативной документации;

- при обнаружении в процессе гидравлических испытаний течи трубы, нарушения

герметичности резьбового соединения.

8.2.3 Как правило, месторождения, вводимые в эксплуатацию, должны рассматри-

ваться как потенциально опасные в коррозионном отношении и на ранних стадиях их

разработки должны проводиться исследования по определению наиболее коррозионно-

опасных участков для предотвращения коррозионных разрушений. Эти исследования

должны включать следующее:

определение содержания агрессивных газов (углекислого газа и сероводо-

рода) в добываемом флюиде. Желательно также определение рН и химического соста-

ва пластовых вод (содержание ионов железа, органических кислот, общее количество

хлоридов и других коррозионно-активных компонентов);

- проведение испытаний по определению скорости коррозии с помощью контроль-

ных образцов, изготовленных из тех же материалов, что и эксплуатируемые трубы;

- проведение контроля с помощью измерительных или оптико-инструментальных

приборов.

8.2.4 Наиболее характерными коррозионными разрушениями поверхности труб

являются питтинговая коррозия, коррозионное растрескивание под напряжением, суль-

фидное растрескивание под напряжением, износ элементов с внутренней резьбой. Воз-

можны другие виды локального коррозионного разрушения - эрозионный износ, корро-

зия в виде отдельных язв (каверн). Глубина питтингов и язв (каверн) может быть изме-

рена с помощью подходящего измерительного инструмента (глубиномера или профи-

лометра). Для выявления растрескивания могут быть необходимы дополнительные

вспомогательные методы, например, проведение магнитопорошковой дефектоскопии.

Коррозионное разрушение обычно происходит при воздействии пластовой воды на по-

верхность металла и может быть усугублено абразивным воздействием насосного обо-

рудования, газлифтом или высокими скоростями извлекаемой жидкости. На развитие

процессов коррозии также оказывает влияние различие в микроструктуре металла, в со-

стоянии поверхности, морфологии и адгезии образовавшихся осадков (продукты корро-

зии могут, как плотно прилегать к поверхности металла, так и отслаиваться от нее, в ре-

зультате чего образуются гальванические пары). Известна также биметаллическая кор-

розия, возникающая в результате соединения разнородных металлов. Простой и уни-

версальный 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. Каждая проблема

коррозионного поражения должна решаться отдельно с учетом известных факторов и

конкретных условий эксплуатации.

В скважинах, в которых добываются коррозионно-активные флюиды и в которых

возможно возникновение коррозионных разрушений на наружной и внутренней поверх-

ности насосно-компрессорных труб, могут применяться следующие меры:

а) В фонтанирующих скважинах возможно перекрытие межтрубного пространства

для запирания коррозионных флюидов внутри насосно-компрессорных труб. Внутренняя

поверхность насосно-компрессорных труб защищается специальными покрытиями или

ингибиторами.

б) В насосных и газлифтных скважинах через межтрубное пространство вводятся

ингибиторы, обеспечивающие приемлемую защиту от коррозии. В скважинах такого ти-

па, особенно в насосных скважинах, продление срока эксплуатации насосно-

компрессорных труб возможно также с помощью модернизированной технологии работ,

например применения предохранителей штанг от износа и проворота подвески штанг,

удлинения и замедления рабочих ходов поршня насоса.

8.2.5 Рекомендуемые эксплуатационные характеристики для новых труб приве-

дены в Приложении А.

8.2.6 Расследование аварий рекомендуется проводить в соответствии с «Ин-

струкцией по расследованию аварий с бурильными, обсадными и насосно-

компрессорными трубами и составлению документов для предъявления рекламаций».

9 КРИТЕРИИ ПРЕДЕЛЬНЫХ СОСТОЯНИЙ

Все трубы не должны иметь нижеперечисленных дефектов:

- трещин любого характера (закалочных, усталостных и т.д.);

- остаточную толщину стенки менее 50 % от номинальной (трубы 5 класса по таб-

лице 10);

- сквозных отверстий любой формы;

- вмятин на теле трубы, выводящих внутренний диаметр за пределы допуска (за-

клинивание оправки при шаблонировании);

- кривизну в двух и более плоскостях;

- негерметичность по телу трубы при проведении гидростатического испытания;

- любых неповерхностных несовершенств, которые, будучи спроецированными на

поверхность, занимали бы площадь более 260 мм²;

- любых линейных несовершенств на наружной и внутренней поверхности, любой

ориентации, с глубиной превышающей указанную в ГОСТ Р 53366, API Spec 5CT (таб-

лица С.33), ГОСТ 633, ГОСТ 31446 и других НД;

- любого несовершенства высадки конца трубы, любой ориентации, с глубиной,

более указанной ГОСТ Р 53366, API Spec 5CT (таблица С.34), ГОСТ 633, ГОСТ 31446 и

других НД.

Трубы, имеющие перечисленные дефекты, к эксплуатации не допускаются.

10 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

В целях обеспечения условий безопасной эксплуатации труб необходимо обес-

печить безусловное выполнение требований Руководства по эксплуатации изготовителя

поставляемой продукции, и иных его рекомендаций, а также, согласованных и утвер-

жденных в установленном в буровых и добывающих предприятиях порядке, комплекс-

ных корпоративных регламентов по эксплуатации труб, не противоречащих положениям

Руководства по эксплуатации её изготовителя и «Правилам безопасности в нефтяной и

газовой промышленности».

11 СВЕДЕНИЯ О КВАЛИФИКАЦИИ ОБСЛУЖИВАЮЩЕГО ПЕРСОНАЛА

11.1 К персоналу, экплуатирующему трубы, относятся:

- бурильщик эксплуатационного и разведочного бурения скважин на нефть и газ;

- оператор по опробованию (испытанию) скважин;

- опрессовщик труб;

- помощник бурильщика по эксплуатации и разведочному бурению скважин на

нефть и газ (первый);

- бурильщик капитального ремонта скважин;

- оператор по подземному бурению скважин;

- помощник бурильщика капитального ремонта скважин.

11.2 Непосредственно к проведению работ с насосно-компрессорными трубами

могут быть допущены рабочие и специалисты, имеющие соответствующую квалифика-

цию, профессиональную подготовку и достаточные знания для выполнения работ, озна-

комленные с требованиями данного Руководства по эксплуатации.

11.3 Проверка знаний у рабочих должна проводиться не реже одного раза в 12

месяцев в соответствии с квалификационными требованиями производственных ин-

струкций.

11.4 Периодическая переаттестация специалистов должна проводиться не реже

одного раза в пять лет, если другие сроки не предусмотрены иными нормативными пра-

вовыми актами.

11.5 Специалисты, привлекаемые к работам по диагностике, должны быть атте-

стованы и иметь право на проведение таких работ.

11.6 Работники должны владеть приемами оказания доврачебной помощи по-

страдавшим от несчастных случаев.

12 УКАЗАНИЯ ПО ВЫВОДУ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ И УТИЛИЗАЦИИ

12.1 Вывод насосно-компрессорных труб из эксплуатации производится при до-

стижении изделием показателей, приведенных в п.7.1.4.3, 9 настоящего Руководства по

эксплуатации.

12.2 Вывод насосно-компрессорных труб из эксплуатации, поврежденных в ре-

зультате аварии, производится на основании акта расследования аварии с колонной

насосно-компрессорных труб.

12.3 Сдаваемые в металлолом изделия должны быть освобождены от остатков

горючих и смазочных веществ (а в зимнее время - ото льда и снега) и доступны для

осмотра внутренней поверхности.

13 ГАРАНТИИ ИЗГОТОВИТЕЛЯ

Изготовитель гарантирует соответствие труб и муфт к ним требованиям норма-

тивной документации в течение срока, оговоренного в нормативной документации на из-

готовление и контракте (договоре на поставку), при условии соблюдения процедур по

эксплуатации, транспортированию и хранению труб.

Приложение А

(обязательное)

Таблица А.1 - Внутреннее давление, при котором напряжения в теле трубы достигают

предела текучести для труб, изготовленных в соответствии с ГОСТ 633, МПа

Условный

Толщи-

Внутреннее давление для труб группы прочности

диаметр

на стен-

трубы,

ки,

мм

3,5

69,5

88,9

101,2

3,5

55,0

71,4

81,0

4,0

55,0

71,4

80,1

5,0

55,0

71,4

80,1

95,0

105,0

134,9

5,5

50,0

64,7

72,9

86,5

95,4

122,8

7,0

63,7

82,3

92,7

110,0

121,5

156,2

6,5

48,5

62,2

70,1

83,2

92,6

118,1

8,0

59,7

77,2

86,9

103,1

114,0

146,5

102

6,5

42,4

54,9

61,8

73,3

81,1

104,1

114

7,0

40,6

52,5

59,2

70,2

77,6

99,7

Таблица А.2 -Наружное (сминающее) давление, при котором напряжения в теле трубы

достигают предела текучести для труб, изготовленных в соответствии с ГОСТ 633, МПа

Условный

Толщи-

Наружное давление для труб групп прочности

диаметр

на стен-

трубы,

ки,

мм

3,5

71,9

91,0

100,7

3,5

56,1

70,4

77,5

4,0

54,9

68,8

75,7

5,0

54,9

69,4

75,7

85,3

94,4

113,6

5,5

49,0

61,0

66,0

75,0

82,3

98,2

7,0

65,1

82,1

90,8

102,9

114,3

139,5

6,5

46,7

58,0

63,4

70,9

77,8

92,0

8,0

60,4

76,0

82,6

94,9

105,4

127,8

102

6,5

39,7

48,6

52,8

58,3

63,2

73,0

114

7,0

37,4

45,6

49,3

54,3

58,4

66,8

Таблица А.3 - Предельные растягивающие нагрузки для гладких труб с резьбой тре-

угольного профиля, при которых напряжения достигают предела текучести, изготовлен-

ных в соответствии с ГОСТ 633

Услов-

Предельные растягивающие нагрузки, кН

ный

Толщина

диаметр

стенки,

трубы,

мм

3,5

70,8

91,7

103,1

3,5

94,7

123,1

138,4

4,0

132,0

170,9

192,2

5,0

230,2

298,2

335,2

397,8

440

564,8

5,5

322,3

417,6

469,5

557,1

614

790,9

7,0

430,3

557,5

626,8

743,7

820

1056,0

6,5

485,8

629,4

707,6

839,6

928

1192,2

8,0

102

6,5

520

674,6

758,4

899,9

995

1277,7

114

7,0

651,6

844,1

949,0

1126,1

1245

1598,9

Таблица А.4 - Предельные растягивающие нагрузки для труб с высаженными концами

(В) с резьбой треугольного профиля, при которых напряжения достигают предела теку-

чести, изготовленных в соответствии с ГОСТ 633

Услов-

Предельные растягивающие нагрузки, кН

ный

Толщина

диаметр

стенки,

трубы,

мм

3,5

124,5

161,3

181,4

3,5

163,7

211,9

238,2

4,0

210,7

272,9

306,9

5,0

329,2

426,4

479,4

568,9

658

807,7

5,5

442,7

573,5

644,7

765,1

884

1086,3

7,0

550,7

713,4

802,0

951,7

1100

1351,3

6,5

632,9

819,9

921,8

1093,8

1266

1553,0

8,0

770,2

997,8

1121,8

1331,1

1540

1890,0

102

6,5

735,6

953,0

1071,4

1271,3

1471

1805,1

114

7,0

893,9

1158,0

1301,9

1544,8

1788

2193,4

Таблица А.5 - Предельные растягивающие нагрузки для высокогерметичных труб с

резьбой трапецеидального профиля (НКМ), при которых напряжения достигают предела

текучести, изготовленных в соответствии с ГОСТ 633

Услов-

Предельные растягивающие нагрузки, кН

ный

Толщина

диаметр

стенки,

трубы,

мм

3,5

4,0

5,0

309,3

410,2

414,9

459,2

514

609,5

5,5

426,7

565,8

573,2

635,3

705

844,5

7,0

562,2

745,5

755,3

837,0

911

1112,6

6,5

631,2

836,5

849,5

942,9

1039

1255,6

8,0

801,9

1062,8

1079,3

1198,0

1301

1595,3

102

6,5

731,1

968,5

985,3

1095,3

1211

1460,4

114

7,0

897,4

1188,4

1211,3

1348,3

1488

1800,3

Таблица А.6 - Расчетные моменты свинчивания гладких насосно-компрессорных

труб с резьбой треугольного профиля, изготовленных в соответствии с ГОСТ 633

Услов-

Тол-

Момент свинчивания, Нм

ный

щина

диаметр

стенки,

труб, мм

мм

3,5

390

510

540

3,5

470

620

660

4,0

630

870

880

5,0

1040

1360

1440

1650

1924

2270

5,5

1420

1860

1990

2280

2651

3140

7,0

1900

2490

2650

3040

3545

4190

6,5

2000

2620

2810

3230

3824

4450

8,0

102

6,5

1990

2610

2790

3220

4191

4450

114

7,0

2320

3030

3260

3760

4912

5200

Примечание.

1 Расчетные моменты свинчивания приведены для подбора трубного ключа соответствующих

характеристик.

2 При эксплуатации оптимальный момент свинчивания устанавливается в соответствии с

п.4.3.6.5.

Таблица А.7 - Расчетные моменты свинчивания насосно-компрессорных труб с вы-

саженными концами (В) с резьбой треугольного профиля, изготовленных в соответ-

ствии с ГОСТ 633

Момент свинчивания, Нм

Услов-

Тол-

ный

щина

диаметр

стенки,

труб, мм

мм

3,5

830

1100

1160

3,5

940

1250

1310

4,0

1380

1820

1750

5,0

1800

2360

2510

2880

3457

3960

5,5

2230

2920

3120

3580

4248

4940

7,0

2680

3520

3760

4310

5120

5940

6,5

3080

4040

4330

4980

5935

6880

8,0

3630

4750

5090

5860

7138

8090

102

6,5

3400

4460

4790

5520

6563

7630

114

7,0

3920

5120

5510

6360

7551

8810

Примечание.

1 Расчетные моменты свинчивания приведены для подбора трубного ключа соответствующих

характеристик.

2 При эксплуатации оптимальный момент свинчивания устанавливается в соответствии с

п.4.3.6.5.

Таблица А.8 - Расчетные моменты свинчивания высокогерметичных труб с резьбой

трапецеидального профиля (НКМ), изготовленных в соответствии с ГОСТ 633

Услов-

Тол-

Момент свинчивания, Нм

ный

щина

диаметр

стенки,

труб, мм

мм

3,5

4,0

5,0

1025

1219

1297

1489

1710

2049

5,5

1081

1293

1382

1592

1828

2196

7,0

1322

1754

1875

2161

2482

2982

6,5

2199

2644

2833

3270

3758

4519

8,0

2821

3396

3640

4203

4830

5811

102

6,5

2556

3089

3319

3837

4411

5313

114

7,0

3699

4485

4828

5590

6428

7749

Примечание.

1 Расчетные моменты свинчивания приведены для подбора трубного ключа соответствующих

характеристик.

2 При эксплуатации оптимальный момент свинчивания устанавливается в соответствии с

п.4.3.6.6.

Таблица А.9 - Расчетные показатели для насосно-компрессорных труб с резьбовы-

ми соединениями NU, НКТН и EU, НКТВ по ГОСТ Р 53366, ГОСТ 31446 и API Spec

5СТ при действии внутреннего и наружного давления.

Минимальное внутреннее давление, при котором напряжения

Наруж

достигают предела текучести, МПа

Тол-

Стой-

ный

Группа

Тип соединения

щина

кость к

диа-

проч-

стенки

смятию,

Тело

метр

ности

Специ-

t, мм

МПа

трубы

Обычная

НКТН

НКТВ

НКМ

D, мм

альная

муфта

33,40

3,38

H40

52,0

48,9

48,8

33,40

4,55

H40

72,1

65,8

65,7

33,40

3,38

J55

69,2

67,1

67,0

67,1

33,40

3,50

J55

71,9

69,5

33,40

4,55

J55

96,4

90,4

90,3

90,4

33,40

3,50

K72

91,0

88,9

90,0

33,40

3,38

L80 9Cr

95,1

97,8

97,6

97,8

33,40

3,50

L80 9Cr

99,1

101,2

33,40

4,55

L80 9Cr

133,8

131,6

131,3

131,6

33,40

3,38

L80

95,1

97,8

97,6

97,8

33,40

3,50

L80

99,1

101,2

33,40

4,55

L80

133,8

131,6

131,3

131,6

33,40

3,38

N80

96,7

97,8

97,6

97,8

33,40

3,50

N80

100,7

101,2

Минимальное внутреннее давление, при котором напряжения

Наруж

достигают предела текучести, МПа

Тол-

Стой-

ный

Группа

Тип соединения

щина

кость к

диа-

проч-

стенки

смятию,

Тело

метр

ности

Специ-

t, мм

МПа

трубы

Обычная

НКТН

НКТВ

НКМ

D, мм

альная

муфта

33,40

4,55

N80

136,1

131,6

131,3

131,6

33,40

3,38

C90

103,2

110,0

109,8

110,0

33,40

4,55

C90

145,3

148,0

147,7

148,0

33,40

3,38

T95

108,5

116,0

115,8

116,0

33,40

4,55

T95

153,0

156,2

155,9

156,2

33,40

4,55

P110

181,8

180,7

180,5

180,7

42,16

3,18

H40

37,3

36,4

42,16

3,56

H40

42,4

40,8

40,7

42,16

4,85

H40

59,9

55,6

55,5

42,16

3,18

J55

49,0

50,0

42,16

3,56

J55

56,1

56,0

55,9

56,0

42,16

4,85

J55

79,9

76,3

42,16

3,56

K72

70,4

72,4

72,6

42,16

3,56

L80 9Cr

76,3

81,6

81,4

81,6

42,16

4,85

L80 9Cr

110,4

111,1

111,0

111,1

42,16

3,56

L80

76,3

81,6

81,4

81,6

42,16

4,85

L80

110,4

111,1

111,0

111,1

42,16

3,56

N80

77,5

81,6

81,4

81,6

42,16

4,85

N80

112,3

111,1

111,0

111,1

42,16

3,56

C90

82,7

91,8

91,5

91,8

42,16

4,85

C90

119,9

125,0

124,8

125,0

42,16

3,56

T95

86,7

96,8

96,6

96,8

42,16

4,85

T95

126,1

131,9

131,8

131,9

42,16

4,85

P110

149,1

152,6

48,26

3,18

H40

31,7

31,8

48,26

3,68

H40

37,8

36,8

48,26

5,08

H40

54,3

50,8

48,26

3,18

J55

41,3

43,7

48,26

3,68

J55

49,6

50,6

48,26

4,00

J55

54,9

55,0

48,26

5,08

J55

72,3

69,8

48,26

4,00

K72

68,8

71,1

71,2

48,26

3,68

L80 9Cr

66,9

73,7

73,6

73,7

48,26

4,00

L80 9Cr

74,5

80,1

48,26

5,08

L80 9Cr

99,6

101,7

101,6

Минимальное внутреннее давление, при котором напряжения

Наруж

достигают предела текучести, МПа

Тол-

Стой-

ный

Группа

Тип соединения

щина

кость к

диа-

проч-

стенки

смятию,

Тело

метр

ности

Специ-

t, мм

МПа

трубы

Обычная

НКТН

НКТВ

НКМ

D, мм

альная

муфта

48,26

6,35

L80 9Cr

128,7

127,1

48,26

7,62

L80 9Cr

157,9

152,5

48,26

3,68

L80

66,9

73,7

73,6

48,26

4,00

L80

74,5

80,1

48,26

5,08

L80

99,6

101,7

101,6

48,26

6,35

L80

128,7

127,1

48,26

7,62

L80

157,9

152,5

48,26

3,68

N80

67,9

73,7

73,6

48,26

4,00

N80

75,7

80,1

48,26

5,08

N80

101,3

101,7

101,6

48,26

3,68

C90

72,4

82,9

82,8

48,26

5,08

C90

108,1

114,4

114,2

48,26

6,35

C90

139,7

143,0

48,26

7,62

C90

171,4

171,6

48,26

3,68

T95

75,7

87,4

48,26

5,08

T95

113,7

120,7

120,6

48,26

6,35

T95

147,1

150,8

48,26

7,62

T95

180,6

181,0

48,26

5,08

P110

133,9

139,6

52,40

3,96

H40

37,4

36,5

52,40

5,72

H40

56,6

52,7

52,40

3,96

J55

49,1

50,1

52,40

5,72

J55

75,3

72,4

52,40

3,96

L80 9Cr

66,1

73,0

52,40

5,72

L80 9Cr

103,9

105,4

52,40

3,96

L80

66,1

73,0

52,40

5,72

L80

103,9

105,4

52,40

3,96

N80

67,1

73,0

52,40

5,72

N80

105,7

105,4

52,40

3,96

C90

71,5

82,1

52,40

5,72

C90

112,8

118,6

52,40

3,96

T95

74,8

86,6

52,40

5,72

T95

118,7

125,1

52,40

5,72

P110

140,0

144,8

60,32

4,24

H40

34,3

34,0

33,9

60,32

4,83

H40

39,9

38,7

38,6

Минимальное внутреннее давление, при котором напряжения

Наруж

достигают предела текучести, МПа

Тол-

Стой-

ный

Группа

Тип соединения

щина

кость к

диа-

проч-

стенки

смятию,

Тело

метр

ности

Специ-

t, мм

МПа

трубы

Обычная

НКТН

НКТВ

НКМ

D, мм

альная

муфта

60,32

4,24

J55

44,9

46,6

60,32

4,83

J55

52,7

53,1

60,32

5,00

J55

54,9

55,0

60,32

5,00

К72

69,4

71,1

71,2

60,32

4,24

L80 9Cr

59,8

67,9

67,8

67,9

60,32

4,83

L80 9Cr

71,3

77,4

77,2

77,4

60,32

5,00

L80 9Cr

74,5

80,1

60,32

6,45

L80 9Cr

101,5

103,3

103,1

102,4

78,8

103,3

60,32

7,49

L80 9Cr

120,5

119,9

60,32

8,53

L80 9Cr

139,6

136,6

102,4

78,8

60,32

4,24

L80

59,8

67,9

67,8

60,32

4,83

L80

71,3

77,4

77,2

60,32

5,00

L80

74,5

80,1

60,32

6,45

L80

101,5

103,3

103,1

102,4

78,8

103,3

60,32

7,49

L80

120,5

119,9

60,32

8,53

L80

139,6

136,6

102,4

78,8

60,32

4,24

N80

60,7

67,9

67,8

60,32

4,83

N80

72,4

77,4

77,2

60,32

5,00

N80

75,7

80,1

60,32

6,45

N80

103,2

103,3

103,1

102,4

78,8

103,3

60,32

4,24

C90

64,6

76,4

76,3

76,4

60,32

4,83

C90

77,2

87,0

86,8

87,0

60,32

5,00

C90

80,8

90,1

60,32

6,45

C90

110,1

116,2

116,0

115,2

88,7

116,2

60,32

7,49

C90

130,8

134,9

60,32

8,53

C90

151,5

153,7

115,2

88,7

60,32

4,83

R95

81,5

91,8

60,32

5,00

R95

85,3

95,0

60,32

6,45

R95

117,2

122,6

120,9

92,8

122,6

121,6

60,32

7,49

R95

139,7

142,3

60,32

8,53

R95

162,0

162,1

120,9

92,8

60,32

4,24

T95

67,5

80,6

80,5

60,32

4,83

T95

80,9

91,8

91,6

60,32

5,00

T95

84,7

95,0

60,32

6,45

T95

115,8

122,6

122,5

121,6

93,6

60,32

7,49

T95

137,7

142,3

60,32

8,53

T95

159,6

162,1

121,6

93,6

60,32

4,83

P110

93,4

106,2

106,1

106,2

60,32

5,00

P110

98,1

110,0

60,32

6,45

P110

136,5

141,8

141,9

140,8

108,4

141,8

60,32

4,24

Q135

87,1

114,4

60,32

4,83

Q135

107,9

130,3

Трубы насосно-компрессорные. Руководство по эксплуатации (2018 год) - часть 1