Меню

Трубы нкт руководство по эксплуатации

Трубы насосно-компрессорные. Руководство по эксплуатации

Оглавление

Трубы насосно-компрессорные. Руководство по эксплуатации

Вид документа:
Руководство по эксплуатации ОАО «ТМК»

Тип документа: Нормативно-технический документ
Дата начала действия: 14 декабря 2010 г.
Опубликован:

Закрытое акционерное общество
Научно-исследовательский институт разработки и эксплуатации труб нефтяного сортамента
ЗАО «ВНИИТнефть»

Заместитель генерального директора

ТРУБЫ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ

РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ

Настоящее руководство разработано применительно к сортаменту насосно-компрессорных труб, выпускаемых по ГОСТ 633, ГОСТ Р 53366 (ИСО 11960:2004), API Spec 5CT/ISO 11960* и техническим условиям (ТУ), действующим на заводах ОАО «Трубная металлургическая компания» (ТМК).

* Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым здесь и далее по тексту, можно получить перейдя по ссылке на сайт http://shop.cntd.ru. — Примечание изготовителя базы данных.

Все насосно-компрессорные трубы, выпускаемые по приведенной в настоящем руководстве нормативной документации, могут использоваться с учетом нижеприведенных рекомендаций как при добыче нефти, газа и газоконденсата, при поддержании пластового давления, так и при утилизации пластовых вод. Кроме того трубы могут применяться при капитальном и текущем ремонте скважин.

Приведенные данные по нормативной документации на трубы являются общеинформационными. За детальной технической информацией необходимо обращаться к действующим нормативным документам.

Руководство отражает все необходимые требования, касающиеся обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации насосно-компрессорных труб на предприятиях нефтегазодобывающего комплекса.

При выполнении всех требований данного руководства компания «ТМК» гарантирует качество применяемых труб.

Данное руководство поставляется с каждой партией труб и обязательно для исполнения Потребителями.

Руководство отменяет действующий документ, выпущенный ЗАО «ВНИИТнефть» в 2005 г.

1 ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

1.1 Бесшовная стальная труба — стальная труба, не имеющая сварного шва или другого соединения, изготовленная одним из способов ковки, прокатки, волочения или прессования.

1.2 Дефект — несовершенство, имеющее размер, достаточный для отбраковки изделия на основании критериев, установленных нормативными документами.

1.3 Механическое свинчивание — свинчивание резьбового соединения с определенным усилием и/или до определенного положения с помощью специального механизма или муфтонаверточного станка.

1.4 Муфта — цилиндр с внутренней резьбой для соединения двух труб с резьбовыми концами.

1.5 Насосно-компрессорная труба — труба, размещаемая в скважине и служащая для подъема продукции скважины или нагнетания рабочей среды.

1.6 Натяг — величина, характеризующая посадку одного изделия на другое.

1.7 Партия насосно-компрессорных труб — определенное количество труб одной 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.

1.8 Плавка — металл, полученный за единый технологический цикл процесса выплавки.

1.9 Приемка, контроль — процесс измерения, изучения, испытания или сравнения единицы продукции с установленными требованиями.

1.10 Резьбовая предохранительная детальэлемент (колпак, кольцо, вставка, ниппель) , служащий для защиты резьбы и уплотнений при хранении, транспортировании и погрузочно-разгрузочных работах.

1.11 Свинчивание вручную (ручное свинчивание) — свинчивание резьбового соединения усилием одного человека без применения специального механизма или муфтонаверточного станка.

1.12 Технические условия — технический документ, который разрабатывается по решению разработчика (изготовителя) или по требованию заказчика (потребителя) продукции и содержит полный комплекс требований к продукции, её изготовлению, контролю и приемке.

1.13 Электросварная труба — труба с одним продольным швом, полученным электросваркой сопротивлением или индукционной сваркой, без добавления присадочного металла, в процессе которой свариваемые кромки механически сжимаются, а тепло для сварки выделяется за счет сопротивления протеканию электрического тока.

2 ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРУБ

2.1 Сортамент НКТ, выпускаемых заводами компании ТМК, представлен в таблице 1.

Таблица 1 — Сортамент труб насосно-компрессорных, выпускаемых заводами ТМК

Наименование нормативного технического документа

Тип резьбового соединения

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

ГОСТ Р 53366-2009
Трубы стальные, применяемые в качестве обсадных или насосно-компрессорных труб для скважин в нефтяной и газовой промышленности. Общие технические условия

H40, J55, L80, N80, C90, T95, P110

H40, J55, K72, L80, N80, C90, T95

H40, J55, L80, N80, C90, T95, P110

H40, J55, L80, N80, C90, T95, Q135

H40, J55, L80, N80, C90, T95, P110, Q135

L80, N80, C90, T95, P110, Q135

H40, J55, L80, N80, C90, T95, P110, Q135

H40, J55, L80, N80, C90, T95, P110, Q135

J55, K72, L80, N80, C90, T95, P110, Q135

L80, N80, C90, T95, P110, Q135

J55, K72, L80, N80, C90, T95, P110, Q135

H40, J55, L80, N80, C90, T95, P110, Q135

API Spec 5 СТ/
ISO 11960:2004
Стальные трубы, применяемые в качестве обсадных и насосно-компрессорных труб для скважин

ТУ 14-161-150-94*
Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним сероводородостойкие и хладостойкие

, ,

9,5-10,5 по требованию до 11

* ТУ, упомянутые здесь и далее по тексту, являются авторской разработкой. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. — Примечание изготовителя базы данных.

ТУ 14-161-173-97
Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним повышенной хладостойкости и коррозионной стойкости для месторождений ОАО «Сургутнефтегаз»

,

9,5-10,5 по требованию до 11

ТУ 14-161-159-95
Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним в хладостойком исполнении

9,5-10,5 по требованию до 11

ТУ 14-3-1534-87
Трубы насосно-компрессорные гладкие с узлом уплотнения из полимерного материала

ТУ 39-00147016-97-99
Трубы насосно-компрессорные высокогерметичные с высаженными наружу концами и муфты к ним НКМВ

Д, , К, , Е, , Л, , М, Р

ТУ 14-157-55-98
Трубы бесшовные насосно-компрессорные оцинкованные и муфты к ним

ТУ 14-3-1718-90
Трубы насосно-компрессорные с отличительной маркировкой муфт

9,5-10,5 по согласованию 8,5-10,5

ТУ 14-161-195-2001
Трубы стальные насосно-компрессорные и муфты к ним для газовых и газоконденсатных месторождении

ТУ 14-161-198-2002
Трубы насосно-компрессорные с удлиненной наружной высадкой и муфты к ним

Д, К, Е, Л, М, Р, , , ,

ТУ 14-161-232-2008
Трубы гладкие насосно-компрессорные и муфты к ним с удлиненной резьбой

9,5-10,5 по требованию до 11

ТУ 1308-206-00147016-2002
Трубы бесшовные насосно-компрессорные с высаженными наружу концами и муфты к ним сероводород- и хладостойкие

, ,

9,5-10,5 по требованию до 11

2.2 Механические свойства НКТ повышенной коррозионной стойкости и хладостойкости приведены в таблице 2.

Таблица 2 — Механические свойства коррозионно-стойких и коррозионно-хладостойких насосно-компрессорных труб

Наименование показателей и размерность

ТУ 14-161-179-99
ТУ 39-00147016-97-99

Временное сопротивление , МПа (кгс/мм ), не менее

Предел текучести , МПа (кгс/мм ),

Относительное удлинение , % не менее

Отношение , не более

Ударная вязкость KCV, Дж/см (кгс·м/см ), не менее при температуре, °С

Доля вязкой составляющей В при температуре испытания минус 60 °С, % не менее

Наименование показателей и размерность

ТУ 14-161-232-2008 (для труб и муфт к ним в хладостойком исполнении)

Временное сопротивление , МПа (кгс/мм ), не менее

Предел текучести , МПа (кгс/мм ),

Относительное удлинение , % не менее

Относительное сужение , % не менее

Отношение не более

Ударная вязкость KCV, Дж/см (кгс м/см ) не менее при температуре °С

Доля вязкой составляющей В при температуре испытания минус 60 °С, % не менее

Механические свойства НКТ, выпускаемых по всем остальным ТУ, перечисленным в сортаменте, соответствуют требованиям ГОСТ 633.

2.3 Механические свойства НКТ, выпускаемых по ГОСТ 633, приведены в таблице 3.

Таблица 3 — Механические свойства НКТ по ГОСТ 633, ТУ

Норма механических свойств для стали группы прочности

Временное сопротивление , не менее, МПа (кгс/мм )

Предел текучести :

— не менее, МПа (кгс/мм )

— не более, МПа (кгс/мм )

Относительное удлинение , %, не менее

Твердость по Бринеллю, НВ, не более

2.4 Механические свойства НКТ, выпускаемых по API Spec 5СТ (ISO 11960:2004) и ГОСТ Р 53366, приведены в таблице 4.

Таблица 4 — Механические свойства НКТ по API Spec 5CT/ISO 11960:2004 и ГОСТ Р 53366

Полное относительное удлинение под нагрузкой, %

Максимальная твердость

Заданная толщина стенки, мм

Допустимый разброс твердости, HRC

В спорных случаях в качестве арбитражного метода должен быть применим метод лабораторного измерения твердости по шкале С Роквелла.

Предел твердости не установлен, но максимальный разброс ограничен как элемент контроля технологического процесса.

3 МАРКИРОВКА И УПАКОВКА

3.1 Маркировка труб

3.1.1 Маркировка трубной продукции производится с целью приведения на каждом изделии данных, необходимых потребителю.

3.1.2 Требования к маркировке и содержание маркировки должно соответствовать требованиям нормативной документации на трубы.

3.2 Упаковка труб

3.2.1 Резьба, уплотнительные торцы и уступы, уплотнительные конические поверхности труб и муфт должны быть защищены от повреждений при транспортировании и хранении специальными предохранительными деталями: металлическими, полимерными или комбинированными (металл + полимер). Допускается применение и других материалов предохранительных деталей, обеспечивающих защиту резьбы от повреждения.

3.2.2 Торцы всех труб должны быть закрыты предохранительными деталями, которые по требованию потребителя могут выполняться либо открытыми, либо глухими. В последнем случае во внутреннюю полость для предохранения от коррозии может помещаться влагопоглотитель (по требованию Заказчика), например, силикагель.

3.2.3 Конструкция предохранительных деталей должна обеспечивать защиту резьбы труб и муфт в соответствии с требованиями нормативной документации на трубы.

3.2.4 При навинчивании колец и ниппелей резьбы, упорные торцы и уступы, уплотнительные конические поверхности должны быть покрыты антикоррозионной смазкой. Ассортимент и области применения смазок приведены в таблице 9а. Допускается, по требованию заказчика, вместо антикоррозионной смазки применять резьбоуплотнительную смазку.

3.2.5 Трубы поставляют в пакетах, прочно увязанных не менее, чем в двух местах.

При увязке труб в пакеты муфты на трубах должны быть ориентированы в одну сторону. В одном пакете должны быть трубы только одной партии.

Масса пакета труб не должна превышать 5 т, а по требованию потребителя — не более 3 т.

3.2.6 Увязочный материал не является приспособлением для строповки. Упаковка должна обеспечивать многократные перегрузки пакетов и обеспечивать сохранность труб от возможных повреждений.

3.2.7 При отгрузке в одном вагоне должны быть трубы только одной партии.

Допускается отгрузка в одном вагоне труб разных партий при условии их разделения, если партия труб или ее остаток не соответствуют грузоподъемности вагона.

3.2.8 В компании «ТМК» существуют следующие конструкции упаковки труб: «экстра», «эконом», «ординарная» и «упрощенная».

3.2.8.1 Для выполнения заказа в объеме (тоннаж, метраж), предусмотренном Потребителем, допускается формирование одного-двух пакетов из заказанной партии по массе или количеству труб меньше предусмотренных схемами упаковки.

3.2.8.2 При конструкции упаковки труб «экстра» насосно-компрессорные трубы собираются в пакеты таким образом, чтобы контакт между телом труб, муфт, замковых деталей, высадок был гарантированно исключен. Указанное достигается путем укладки труб в ложементы. Ложементы по требованию Заказчика выполняются наружные или внутренние, деревянные или полимерно-металлические. Ложементы предусматривают наличие гнезда для каждой трубы. Увязка ложементов, заполненных трубами, осуществляется стальной лентой или стяжкой шпильками.

На каждом пакете крепятся три ярлыка: один на выровненном торце пакета; два других — на боковых сторонах пакета.

3.2.8.3 При конструкции упаковки труб «эконом» насосно-компрессорные трубы собираются в пакеты на деревянных наружных (или внутренних) ложементах.

Резьба и торцы труб закрыты в соответствии с п.3.2.1-3.2.4.

На каждом пакете крепится два ярлыка. Один на выровненном торце пакета, второй на левой (относительно выровненного торца) стороне пакета.

Читайте также:  Сталь для труб ст3

3.2.8.4 При конструкции упаковки труб «ординарная» насосно-компрессорные трубы собираются в пакеты на деревянных наружных (или внутренних) ложементах.

Резьба и торцы труб должны быть защищены предохранительными деталями в соответствии с п.п.3.2.1-3.2.4.

3.2.8.5 При конструкции упаковки труб «упрощенная» насосно-компрессорные трубы упаковываются в соответствии с требованиями ГОСТ 10692 и отгружаются согласно схемам загрузки принятым на заводе-изготовителе.

Защита торцов труб и резьбовых элементов насосно-компрессорных труб в соответствии с требованиями соответствующей нормативной документации на изготовление отгружаемых труб.

Пластмассовые предохранительные детали должны устанавливаться на торцы труб с учетом района поставки труб, например, хладостойкого исполнения при поставке труб в районы с пониженными среднегодовыми температурами.

3.2.9 При всех видах упаковки насосно-компрессорные трубы при сборке пакета укладываются муфтами в одну сторону.

3.2.10 Для упаковки труб «экстра», «эконом» и «ординарная» торцы всех труб с одной стороны должны быть расположены в одной плоскости. «Разбег» противоположных торцов труб в пакете не более 0,6 м.

4 ТРЕБОВАНИЯ И РЕКОМЕНДАЦИИ РАЦИОНАЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБ

4.1 Формирование колонны насосно-компрессорных труб

4.1.1 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.

4.1.2 Рекомендации по выбору материала и НД на насосно-компрессорные трубы в зависимости от агрессивности транспортируемой среды и условий эксплуатации указаны в «Классификаторе промысловых сред» (Приложение к руководству по эксплуатации нефтегазопроводных, насосно-компрессорных, обсадных труб). Области использования НКТ в стандартном и устойчивом к СКРН исполнении указаны в таблицах 5 и 6 и даны в «Классификаторе промысловых сред».

Таблица 5 — Область применения оборудования в стандартном и стойком к сульфидному растрескиванию (СКРН) исполнении для многофазного флюида «нефть-газ-вода» с газовым фактором менее 890 нм

1,83х10 Па (18,6 кгс/см )

1,83х10 Па (18,6 кгс/см )

4% (об)

4% 15% (об)

15% (об)

0,02% (об)

0,02% (об)


7,3×10 Па


7,3×10
Па


345 Па


345 Па

Таблица 6 — Область применения оборудования в стандартном и стойком к сульфидному растрескиванию (СКРН) исполнении для влажного газа или обводненной нефти с газовым фактором более 890 нм

450 кПа (4,6 кгс/см )

450 кПа (4,6 кгс/см )

10% (об)

10% (об)

0,075% (об)

0,075% (об)

345 Па

345 Па

4.1.3 Ограничение уровня растягивающих напряжений, предупреждающее возникновение СКРН в колоннах НКТ, производится за счет введения коэффициента снижения несущей способности труб в среде, содержащей сероводород — .

Расчет колонн на наружное, внутреннее давления и растягивающие нагрузки производятся по расчетному коэффициенту запаса прочности в среде, содержащей сероводород:

, (1)

где — коэффициент запаса прочности, определенный в соответствии с «Инструкцией по расчету колонн НКТ»* в условиях отсутствия контакта с сероводородом;
________________

* Документ является авторской разработкой. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. — Примечание изготовителя базы данных.

— коэффициент снижения несущей способности ( 1,0), определяется для конкретной марки стали по техническим условиям на их применение или другими аналогичными документами, разработанными в установленном порядке специализированной научно-исследовательской организацией потребителя труб, как правило, при участии изготовителя.

Примечание — Определение коэффициента снижения несущей способности ведется в соответствии с согласованными с Госгортехнадзором РФ методиками (инструкциями).

Расчет колонны на нагрузки, вызывающие сжимающие напряжения, например, на наружное избыточное давление, производится при 1,0.

4.1.4 Гладкие НКТ с резьбой треугольного профиля применяются в скважинах глубиной примерно до 4400 м (в зависимости от диаметра и группы прочности), гладкие НКТ с трапецеидальной резьбой (НКМ) соответственно до 6100 м.

НКТ с высаженными концами с резьбой треугольного профиля применяются в скважинах глубиной до 7000 м, НКТ с высаженными концами и трапецеидальной резьбой соответственно глубиной до 9700 м.

Комбинация гладких НКТ и НКТ с высаженными концами позволяет еще более увеличить глубины спуска колонны НКТ.

4.1.5 Особенностью конструкции соединений НКТ с резьбой закругленного (треугольного) профиля является то, что посадка резьбы осуществляется по боковым сторонам треугольного профиля. Надлежащая герметичность соединения создается уплотнением в зазорах резьбовой смазки при свинчивании механическим способом.

Соединение НКМ представляет собой высогогерметичное муфтовое соединение насосно-компрессорных труб с уплотнением типа «металл-металл». Герметичность соединения обеспечивается коническими уплотнительными поверхностями, расположенными за резьбой со стороны меньших диаметров. В соединении предусмотрен контакт по внутренним упорным торцам, фиксирующий заданный натяг при закреплении соединения.

4.1.6 При использовании НКТ с покрытиями следует знать вес погонного метра труб и учитывать увеличение их веса при составлении подвески.

4.1.7 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 установкой между ними одной трубы. Например, в подъемной колонне, включающей трубы условного диаметра 114 мм и 60 мм, следует использовать переводник П114×89, одну трубу диаметром 89 мм, затем переводник П89х60.

* Вероятно, ошибка оригинала. Следует читать: ГОСТ 23979-80, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных.

4.1.8 В случаях предельных нагрузок на комбинированные подъемные колонны диаметром 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, рекомендуется применять взамен одного переводника два с промежуточным размером. Например, взамен П114×73 применять П114×89 и П89х73. Аналогичное сочетание и для труб с высаженными наружу концами.

4.1.9 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 переводники из стали группы прочности Л.

4.1.10 В наклонно-направленных скважинах с темпом набора кривизны свыше 3° на 10 м рекомендуется применять НКТ с муфтами улучшенной проходимости (фаска на наружной поверхности муфты выполнена под углом 20°±5°). В этом случае рекомендуется применять элеваторы плашечного (клинового) типа.

4.1.11 На месторождениях, где происходит интенсивное отложение парафина и гипса, различных солей, образование песчаных пробок, следует использовать НКТ с защитными покрытиями (эмали, эпоксидные смолы, лаки, полимеры) и строго соблюдать график профилактических ремонтов скважин.

4.1.12 Предприятию добычи во избежание аварийных ситуаций рекомендуется (по возможности) использовать как гладкие, так и высаженные НКТ одной группы прочности (толщину стенки их можно определить дефектоскопией).

4.1.13 Для проведения кислотных обработок пласта рекомендуется применять НКТ с внутренним покрытием.

4.1.14 НКТ с обычными свойствами следует применять при температуре воздуха не ниже минус 40 °С. При температурах воздуха ниже минус 40 °С следует применять НКТ в хладостойком исполнении.

4.1.15 Отработку НКТ следует вести комплектами. Только в этом случае можно учесть все особенности работы труб на скважинах и обеспечить максимальный срок их работы.

4.1.16 Форма учета работы и движения парка труб должна разрабатываться потребителем с учетом особенностей организационной структуры предприятия.

4.2 Требования к подготовке труб к эксплуатации

4.2.1 Виды и количество проверок НКТ, поступивших от заводов-изготовителей, определяет Потребитель.

4.2.2 Подготовку насосно-компрессорных труб к спуску в скважину проводят на трубных базах (цехах) или специальных площадках.

4.2.3 Полная проверка НКТ включает: контроль маркировки труб на её соответствие сопроводительной документации, визуальный контроль, инструментальный контроль, неразрушающий контроль, контроль внутреннего диаметра и общей изогнутости, гидравлическое испытание труб.

4.2.4 Каждая поставляемая заводом-изготовителем партия НКТ должна сопровождаться документом (сертификатом), удостоверяющим их соответствие требованиям стандартов или технических условий.

На трубы, прошедшие ремонт на центральных трубных базах, выдается собственный сертификат с указанием области применения труб и ограничений по их использованию в скважинах.

Приемка, подготовка НКТ и использование их для комплектации колонн при отсутствии сертификата, подтверждающего их соответствие требованиям нормативной документации, ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

4.2.5 Независимо от назначения скважины и колонны все трубы должны подвергаться визуальному контролю.

4.2.6 Потребитель может по своему усмотрению уменьшать число контролируемых параметров и определять объем контролируемых труб, учитывая налаженный контроль на заводах-изготовителях и гарантии их на соответствие труб требованиям стандартов и ТУ.

Однако, при транспортировке и доставке труб потребителю, некоторые параметры могут быть нарушены, поэтому в качестве обязательных контролируемых параметров должны быть сохранены:

  • внешний (визуальный) контроль;
  • гидравлическое испытание;
  • контроль внутреннего диаметра и общей изогнутости;
  • при отсутствии предохранительных деталей, потерянных при транспортировке, контроль калибрами.

4.2.7 Контрольно-измерительные приборы, используемые при контроле качества труб, должны иметь паспорт и быть поверены в установленном порядке.

4.2.8 Контроль внутреннего диаметра и общей изогнутости труб осуществляется с целью определения пригодности труб к спуску в нее инструмента и оборудования, а также выявления изогнутости, местных вмятин и других дефектов, уменьшающих размер проходного отверстия трубы. Контроль осуществляется с помощью оправок, наружные диаметры которых приведены в таблицах 7 и 8.

Таблица 7 — Наружный диаметр оправки в зависимости от размера НКТ, изготовленных по ГОСТ 633

Наружный диаметр
оправки (пред. откл. +0,25)

Таблица 8 — Стандартный размер оправки для HKT, изготовленных по API Spec 5CT/ISO 11960

2

-2,38

>2

-3,18

4.2.9 Гидростатическому испытанию подвергаются все трубы с целью установления целостности тела трубы и герметичности резьбового соединения.

Продолжительность гидростатического испытания насосно-компрессорных труб в соответствии с требованиями нормативной документации.

4.3 Проведение спуско-подъемных операций с НКТ

4.3.1 Подготовленные комплекты из новых или бывших в эксплуатации труб доставляются на скважины трубовозами, причем резьба труб и муфт должна быть защищена от повреждений предохранительными деталями.

4.3.2 Перед выполнением спуско-подъемных операций (СПО) на скважине необходимо провести следующие подготовительные работы:

  • обеспечить при монтаже подъемного оборудования (вышки, мачты) строгое центрирование талевой системы относительно устья скважины;
  • подготовить рабочее место (мостки, стеллажи, площадки), обеспечив при этом все условия для безопасного ведения работ;
  • проверить соответствие инструментов и механизмов паспортным данным;
  • подобрать и проверить работоспособность инструмента и комплекта механизмов малой механизации в зависимости от характера выполняемых работ и типоразмера труб;
  • подготовить подъемные патрубки и переводники, применяемые при СПО, которые должны быть изготовлены в заводских условиях или в ЦКПРС и подвергнуты контролю на соответствие требованиям нормативной документации.

4.3.3 Доставленный комплект НКТ укладывается на стеллажи рядами, муфтами к устью скважины, по типоразмерам согласно конструкции лифтовой колонны (по заказ-заявке) сверху вниз, т.е. верхние секции труб укладываются вниз, а нижние — наверх. Между рядами должно быть уложено не менее трех прокладок (доски, брусья).

4.3.4 Перед спуском труб, оборудованных специальными приспособлениями (пакером, пусковым клапаном и т.д.), эксплуатационную колонну необходимо прошаблонировать до забоя. Диаметр шаблона должен быть указан технологическими службами.

4.3.5 Подачу труб со стеллажей на мостки производить без ударов, не допускать раскачивания поднятой трубы и ее ударов о детали подъемного сооружения, станка-качалки и устья скважины. При укладке труб на мостки на резьбу ниппельного конца трубы обязательно устанавливается защитное кольцо.

4.3.6 Перед спуском в скважину длина каждой трубы должна быть измерена рулеткой и занесена в журнал учета. Длина трубы определяется расстоянием между свободным торцом муфты и концом сбега резьбы ниппеля. Суммарная длина труб должна соответствовать длине лифтовой колонны согласно плану работ или заказ-заявке.

Читайте также:  Профиль трубы круглой по госту

Длину труб, изготовленных по API Spec 5CT/ISO 11960, измеряют от свободного торца муфты или от торца муфтовой части трубы до того места трубы с наружной резьбой, которое соответствует положению торца муфты при закреплении машинным способом.

4.3.7 Если в колонну включены какие-либо пакеры или ловильные приспособления, то мастер обязан сделать эскиз их установки с размерами.

4.3.8 Перед свинчиванием труб предохранительные ниппели удаляются из муфты перед подъемом трубы с мостков, а предохранительные кольца ниппелей снимаются после подъема трубы над устьем скважины. Консервационную смазку необходимо удалить и на чистую резьбу нанести резьбоуплотнительную смазку. Смазка должна быть нанесена по всей площади резьбового соединения при помощи кисти, деревянного шпателя (лопатки).

Резьбовые смазки должны использоваться только из оригинальной тары состояния поставки, снабжённой этикеткой с указанием названия смазки, номера партии, даты изготовления. Использование смазки из тары, не имеющей идентификационных признаков, запрещается. Перекладывание смазки в другие емкости не допускается. Смазки применяются в готовом виде, разбавление смазок не допускается.

4.3.9 Тип смазки выбирается в зависимости от условий эксплуатации и требований нормативной документации на трубы. Ассортимент и области применения резьбовых смазок приведены в пункте 4.5.

4.3.10 Подготовленную и поднятую очередную трубу над устьем скважины необходимо направлять в муфту спущенной трубы вертикально, посадку производить плавно, без ударов, чтобы не повредить резьбу. После этого начинать медленное свинчивание вручную. Свинчивание производить без перекосов, убедившись, что резьбы ниппеля и муфты вошли в зацепление. Для предотвращения заедания резьбы при свинчивании следует свинчивать соединение со скоростью не более 25 об/мин, при этом главным параметром сборки резьбового соединения является положение свинчивания торца муфты относительно сбега резьбы. Правильным положением свинчивания является совпадение торца муфты со сбегом резьбы ниппеля (последней видимой нитки резьбы ниппеля).

Примечание. В отдельных случаях допускается недоворот муфты на один виток до конца сбега резьбы или переворот муфты за конец сбега на один оборот.

В таком положении свинчивания фиксируются показания манометра (достигнутый момент свинчивания) и записывается для набора статистики.

Данная технологическая операция с письменной фиксацией показаний манометра осуществляется на десяти трубах подряд. Среднее значение измеренных показаний манометра является оптимальным и используется для контроля машинной сборки резьбовых соединений. Однако, главным параметром является положение свинчивания.

Долговечность соединений НКТ при повторяющихся циклах СПО обратно пропорциональна прикладываемому крутящему моменту, поэтому в скважинах, для которых герметичность не играет большой роли, для продления срока службы соединения следует использовать минимальные моменты при свинчивания.

4.3.11 При сильном ветре, вызывающем раскачивание талевой системы, а вместе с ней и поднятой над устьем скважины трубы, необходимо использовать центрирующие приспособления, а при их отсутствии свинчивание производить вручную или прекратить работу.

4.3.12 При проведении СПО должны быть использованы не повреждающие НКТ клиновые захваты («клинья»), которые должны быть проверены до начала работы.

4.3.13 Ориентировочные моменты свинчивания труб по ГОСТ 633 приведены в Приложении А, ориентировочные моменты свинчивания труб по API Spec 5CT/ISO 11960 приведены в руководящих указаниях API 5C1.

В полевых условиях фактический крутящий момент зависит от множества факторов, поэтому предварительный подбор момента является обязательным условием для обеспечения качественной сборки труб. Невыполнение предварительного подбора оптимального крутящего момента для каждого типоразмера труб на промысле приводит к повреждениям резьбы при сборке, значительному снижению ресурса резьбовых соединений (количества свинчиваний).

4.3.13.1 Подбор момента при свинчивании насосно-компрессорных труб с уплотнением «Металл-металл».

Для подбора крутящего момента при сборке труб с высокогерметичными соединениями НКМ, НКМВ производится измерение расстояния от внутреннего упорного торца до наружного торца муфты с помощью штангенциркуля. Затем на ответной ниппельной части трубы наносится риска на расстоянии от торца трубы, равному измеренному расстоянию от упорного торца до наружного торца муфты. После силового свинчивания торец муфты должен совпадать с риской, нанесенной на ниппельную часть трубы. По достижению торцем трубы упорного уступа муфты при силовом свинчивании происходит резкое увеличение крутящего момента. Зафиксированный при этом крутящий момент будет являться оптимальным для данных условий сборки (применяемая смазка, типоразмер труб и т.д.).

Дальнейшее свинчивание труб производится по установленному среднеарифметическому значению крутящего момента, полученного при проведении свинчивания 10 труб. Скорость силового свинчивания резьбовых соединений НКМ, НКМВ не должна превышать 10 об/мин.

4.3.14 При подъеме колонны насосно-компрессорных труб следует провести дефектоскопию, позволяющую быстро отделить сильно изношенные трубы, подлежащие удалению.

4.3.15 Трубные ключи для развинчивания размещаются близко к муфте, но не вплотную во избежание сдавливающего действия плашек трубных ключей на поверхность трубы. Постукивание по муфте молотком для разъема соединения не рекомендуется. Но, в случае необходимости, допускается лёгкое обстукивание средней части муфты по окружности плоским бойком молотка.

4.3.16 Во избежание повреждения резьбы, развинчивание следует производить вначале машинным ключом на 3-5 оборотов, а затем вручную. После окончания развинчивания трубу следует плавно вывести из муфты. Не допускается рывком извлекать трубу из муфты.

Особенно внимательно следить за тем, чтобы резьба была полностью разъединена до подъема трубы из муфты.

4.3.17 При вертикальном размещении труб на буровой, они подлежат установке на прочной деревянной площадке без предохранителя резьбы ниппеля.

4.3.18 Все резьбовые соединения подлежат очистке и смазке, для предотвращения коррозии. Перед укладкой на мостки на резьбу труб надевают чистые предохранительные детали.

4.3.19 Насосно-компрессорные трубы, поставленные вертикально на буровой, должны иметь достаточно опор для предотвращения изгиба.

4.3.20 Прежде чем оставить место складирования необходимо надежно закрепить трубы, установленные на подсвечник.

4.3.21 Перед повторным спуском следует убедиться, что резьба труб не имеет повреждений и подготовлена в соответствии с пунктом 4.3.8.

4.3.22 С целью равномерного износа резьбовых соединений и тела насосно-компрессорных труб рекомендуется при каждом спуске-подъеме менять местами трубы одной группы прочности из верхней и нижней частей колонны.

4.3.23 Для предотвращения утечек следует периодически повторно затягивать все соединения.

4.3.24 В случае прихвата труб необходимо использовать калиброванный индикатор веса. При этом необходимо учитывать натяжение колонны насосно-компрессорных труб и не принимать его за освобождение от прихвата.

4.3.25 После приложения значительного усилия для освобождения колонны насосно-компрессорных труб следует выполнить докрепление всех резьбовых соединений.

4.3.26 Перед укладкой труб на хранение или повторной эксплуатацией трубы и резьбовые соединения должны быть проверены, дефектные трубы замаркированы для последующего ремонта и контроля.

4.3.27 При подъеме насосно-компрессорных труб по причине повреждения необходимо для предотвращения аналогичных повреждений выполнить их исследование. Рекомендуется извлекать поврежденную трубу «в состоянии после отказа».

4.4 Требования к оборудованию при проведении СПО

4.4.1 При спуске насосно-компрессорных труб опорная поверхность элеватора должна быть плоской, а внутренний диаметр должен быть проконтролирован с целью прохождения трубы в элеватор.

4.4.2 Необходимо строго следить, чтобы смазка не попала на рабочие поверхности (с насечкой) плашек клиньев, контактирующие с трубой.

При попадании смазки ее следует немедленно удалить.

4.4.3 Запрещается эксплуатация спайдера-элеватора с изношенными, деформированными или поврежденными деталями.

4.4.4 Размеры клиньев и плашек должны соответствовать диаметру поднимаемых или спускаемых труб.

4.4.5 Для обеспечения требуемого момента свинчивания необходимо применение трубных ключей с указателем крутящего момента моментомером (манометром). Размер ключей должен соответствовать размеру трубы. Ключи необходимо правильно устанавливать на трубу, сухари (кулачки) должны быть хорошо подогнаны, чтобы исключить деформацию трубы под ними и сократить до минимума бороздки и вмятины на металле.

4.5 Рекомендации по выбору резьбовых смазок

4.5.1 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 резьбы и т.д.

4.5.2 Требования к эксплуатационным характеристикам многокомпонентной смазки для использования с насосно-компрессорными трубами включают следующие моменты:

  • совместимые фрикционные свойства, позволяющие провести свинчивание соединения правильно и равномерно;
  • адекватные смазочные свойства, позволяющие предотвратить заедание или повреждение контактных поверхностей соединения во время свинчивания и развинчивания;
  • адекватные герметизирующие свойства для соединений резьбового типа и не ухудшающие свойства не резьбового соединения, а именно, соединений «металл к металлу» 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.

4.5.3 Оценивая, подходит ли резьбовая многокомпонентная смазка, Потребитель должен определить при каких условиях она будет использоваться и в дополнение к результатам лабораторных испытаний, указанных в нормативных документах на смазку, учесть полевые испытания и опыт использования её на промыслах.

4.5.4 Рекомендуемые смазки и область их применения приведены в таблице 9.

Таблица 9 — Области применения резьбовых смазок

ВАЛЬМА-APINorm
ТУ 0254-010-54044229-2009

Для свинчивания и герметизации резьбовых соединений бурильных, обсадных, насосно-компрессорных труб, в том числе и хладостойкого и сероводородостойкого типа исполнения. Температурный диапазон от минус 50 °С до +200 °С. Соответствует ISO 13678 и API RP 5А3.

РУСМА-1
ТУ 0254-001-46977243-2002

Предназначена для герметизации и уплотнения закругленных и упорных резьб на соединениях обсадных, насосно-компрессорных, бурильных и магистральных труб любого диаметра при эксплуатации с высоким давлением. Соответствует ISO 13678 и API RP 5A3.

РУСМА Р-4
ТУ 0254-031-46977243-2004

Предназначена для герметизации и свинчивания резьбовых соединений бурильных, обсадных, насосно-компрессорных труб. Соответствует ISO 13678 и API RP 5 A3.

РУСМА Р-5
ТУ 0254-028-46977243-2004

Резьбовая ингибированная смазка предназначена для герметизации и защиты от коррозии резьбовых соединений обсадных и насосно-компрессорных труб внутрискважинного и промыслового оборудования, эксплуатирующегося на газоконденсатных месторождениях, содержащих сероводород ( ) и диоксид углерода ( ). Соответствует ISO 13678 и API RP 5А3.

РУС-ОЛИМП
ТУ 0254-009-54044229-05

Для замковых соединений бурильных труб импортного и отечественного производства, а также для свинчивания и герметизации резьбовых соединений обсадных, насосно-компрессорных труб. Температурный диапазон от минус 50 °С до +200 °С. Соответствует ISO 13678.

РУС-ПРЕМИУМ
ТУ 0254-008-54044229-05

Для свинчивания резьбовых соединений насосно-компрессорных и обсадных труб с резьбовыми соединениями с уплотнением «металл-металл», в том числе для газоплотных соединений типа VAM и гармонизированных с ним соединений VAGT. SECFR. SPMS2 при эксплуатации труб на сероводородосодержащих месторождениях. Смазка также может использоваться как консервационная. Соответствует ISO 13678 и API RP 5А3.

РУС, РУС-1
ТУ 0254-005-54044229-02

Для свинчивания и герметизации резьбовых соединений обсадных, насосно-компрессорных труб и резьбовых соединений трубопроводов. Температурный диапазон от минус 30 °С до +200 °С.

РУС-СНЕЖНАЯ КОРОЛЕВА
ТУ 0254-006-54044229-02

Для свинчивания и герметизации резьбовых соединений бурильных, обсадных, насосно-компрессорных труб, в том числе хладостойкого и сероводородостойкого типа исполнения. Температурный диапазон от минус 60 °С до +200 °С.

Читайте также:  Гильзы для теплотрассы трубы

Bestolife API Modified Фирма Bestolife

Для свинчивания обсадных труб, тюбингов и трубопроводных труб. Смазка предупреждает истирание поверхности при подпитке, устойчива к поглощению воды, предупреждает течи, устойчива к расслоению и изменению объема, не затвердевает, не высыхает, не испаряется и не окисляется. Содержит ингибиторы коррозии и ингибиторы , которые обеспечивают устойчивость к точечной коррозии. Соответствует или превышает спецификации, указанные в рекомендованных нормах и правилах API Recommended Practice 5А3.

Bestolife 270 Фирма Bestolife

Для использования в утяжеленных бурильных трубах, обсадных колоннах, тюбингах, трубопроводных стыках и трубопроводных соединениях. Обеспечивает максимальную защиту и устойчивое уплотнение всех резьбовых соединений (за исключением кислородных магистралей). Эта патентованная формула содержит свыше 60% металлического свинца и специальные неметаллические добавки, которые применимы во всех условиях и устойчивы к воздействию и бурового раствора.

Смазка обеспечивает защиту при длительном хранении. Основные твердые компоненты устойчивы к воздействию химических веществ, остаются устойчивыми при температуре свыше 1000F и обеспечивают противокоррозионную защиту. Соответствует или превышает эксплуатационные параметры, установленные API RP 5А3, а также требованиям API Specification 5СТ.

Таблица 9а — Области применения консервационных смазок

Смазка ИП-1 (л) и (З)
ТУ 33.101820-80

Цилиндровое нефтяное масло, загущенное кальциевым мылом кислот хлопкового масла и саломаса; содержит противозадирную присадку. Обладает хорошими водостойкостью и противозадирными характеристиками, низкими морозостойкостью и механической стабильностью, удовлетворительной коллоидной стабильностью. Работоспособна при температуре от 0° до плюс 70 °С (Л), от минус 10° до плюс 70 °С (З).

Rust Veto AS Фирма HOUGHTON

Ингибитор коррозии смазочного типа, содержащий высококачественные ингибиторы коррозии и предназначенный для использования в экстремальных климатических условиях. Продукт специально разработан для долгосрочной защиты резьбы на трубной продукции, находящейся в агрессивной окружающей среде. Ингибитор позволяет создать защиту от коррозии до 12 месяцев во время наружного хранения в агрессивной окружающей среде.

Антикоррозионное средство «KENDEX OCTG»

Антикоррозионное средство разработано специально для длительной защиты труб нефтяного сортамента, стойкое к воздействию серных восстановителей и различных бактерий, которые в обычных условиях способствуют развитию коррозии.

4.5.5 Минимальное количество смазки должно распределяться между ниппелем и муфтой в пропорции: 2/3 — на муфту, 1/3 — на ниппель. В исключительных случаях, если смазка наносится на один элемент соединения, предпочтительно, чтобы это была муфта. Средний расход смазки для свинчивания резьбовых соединений в промысловых условиях приведен в таблице 10.

Таблица 10 — Средний расход смазки для свинчивания резьбовых соединений в промысловых условиях

Кол-во смазки на одно соединение, г

Примечание. Количество смазки в зависимости от типов резьбового соединения и типов смазки.

4.5.6 На рабочем месте должна находиться смазка одного типа, изготовленная по одному нормативному документу (ТУ) в оригинальной таре состояния поставки, снабжённой 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.).

4.5.7 Расходная тара со смазкой должна быть закрыта крышками для предохранения от загрязнения и попадания в смазку посторонних предметов.

4.5.8 Смазки перед употреблением должны тщательно перемешиваться. При использовании всех смазок необходимо избегать попадания их на кожу и в желудочно-кишечный тракт.

4.5.9 Потребитель несёт ответственность за выполнение требований по охране окружающей среды в районе проведения работ и за соответствующий выбор, использование и утилизацию многокомпонентной смазки.

4.5.10 Применение машинного, дизельного масла в качестве заменителей консистентных смазок, а также свинчивание резьб без смазки ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

4.6 Основные рекомендации по предотвращению аварийных ситуаций

4.6.1 Причины повреждения насосно-компрессорных труб

4.6.1.1 Виды и причины повреждения НКТ:

  • неправильный выбор группы прочности НКТ;
  • неаккуратная погрузка, разгрузка и транспортировка;
  • повреждение резьбы вследствие ослабления и спадения резьбозащитных колец и ниппелей;
  • необеспечение достаточной защиты при хранении;
  • использование изношенного или неправильного оборудования для погрузки-разгрузки, неподходящих захватов трубных ключей и трубных клещей;
  • несоблюдение правил спуска и подъема НКТ;
  • износ муфт (по наружной поверхности, по резьбе);
  • замена изношенных муфт муфтами, изготовленными не в соответствии с требованиями НД;
  • падение колонны, даже на небольшое расстояние.

4.6.1.2 Негерметичность соединений может быть вызвана следующими причинами:

  • неподходящая смазка для резьбы и/или ее неправильное нанесение;
  • грязная резьба (резьба со следами антикоррозионной смазки, коррозии, загрязнения);
  • недостаточная или чрезмерно сильная затяжка резьб;
  • деформированная резьба из-за небрежной посадки (посадка с ударом, перекос при посадке и т.п.) ниппеля в муфту;
  • частое повторение СПО.

4.6.2 Рекомендации по предотвращению аварийных ситуаций

4.6.2.1 До начала работ по эксплуатации скважин необходимо проанализировать степень рисков аварийного разрушения насосно-компрессорных колонн, обусловленного, в частности, особыми условиями эксплуатации (работа при низких температурах, в коррозионно-активных средах и т.д.) и при необходимости разработать мероприятия по их снижению.

4.6.2.2 Для сокращения аварийных ситуаций при ведении работ по эксплуатации скважин следует:

  • строго соблюдать требования действующих технологических регламентов, правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности.
  • постоянно следить за состоянием скважины и исправностью оборудования и инструмента;
  • 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 превышать предельных нагрузок в соответствии с Приложением А, требованиям ТУ, рекомендациями «Технического каталога резьбовых соединений» (Трубной Металлургической компании) и ИСО 10405 для труб изготовленных по API Spec 5CT/ISO 11960, с учетом коэффициентов запаса прочности.

С целью предупреждения возникновения аварийных ситуаций, запрещается спускать насосно-компрессорные трубы в скважину:

  • при несоответствии данных заводской маркировки значениям, указанным в сертификате;
  • при обнаружении в результате контроля дефектов, размеры которых превышают допустимые;
  • при некачественном заводском креплении муфты (натяг не соответствует требованиям НД, явно выражена несоосность трубы и муфты и т.д.)
  • 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, нарушение герметичности резьбового соединения.

4.6.2.3 Как правило, месторождения, вводимые в эксплуатацию, должны рассматриваться 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 сероводорода) в добываемом флюиде. Желательно также определение рН и химического состава пластовых вод (содержание ионов железа, органических кислот, общее количество хлоридов и других коррозионно-активных компонентов);
  • проведение испытаний по определению скорости коррозии с помощью контрольных образцов, изготовленных из тех же материалов, что и эксплуатируемые трубы;
  • проведение контроля с помощью измерительных или оптико-инструментальных приборов.

4.6.2.4 Наиболее характерными коррозионными разрушениями поверхности труб являются питтинговая коррозия, коррозионное растрескивание под напряжением, сульфидное растрескивание под напряжением, износ элементов с внутренней резьбой. Возможны другие виды локального коррозионного разрушения — эррозионный износ, коррозия в виде отдельных язв (каверн). Глубина питтингов и язв (каверн) может быть измерена с помощью подходящего измерительного инструмента (глубиномера или профилометра). Для выявления растрескивания могут быть необходимы дополнительные вспомогательные методы, например, проведение магнитопорошковой дефектоскопии. Коррозионное разрушение обычно происходит при воздействии пластовой воды на поверхность металла и может быть усугублено абразивным воздействием насосного оборудования, газлифтом или высокими скоростями извлекаемой жидкости. На развитие процессов коррозии также оказывает влияние различие в микроструктуре металла, в состоянии поверхности, морфологии и адгезии образовавшихся осадков (продукты коррозии могут как плотно прилегать к поверхности металла, так и отслаиваться от нее в результате чего образуются гальванические пары). Известна также биметаллическая коррозия, возникающая в результате соединения разнородных металлов. Простой и универсальный способ защиты от коррозионного разрушения не может быть предложен, вследствие того, что коррозионные разрушения возникают в результате комплексного воздействия целого ряда факторов и принимают различные формы. 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 поверхности 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.

b) В насосных и газлифтных скважинах через межтрубное пространство вводятся ингибиторы, обеспечивающие приемлемую защиту от коррозии. В скважинах такого типа, особенно в насосных скважинах, продление срока эксплуатации насосно-компрессорных труб возможно также с помощью модернизированной технологии работ, например применения предохранителей штанг вращения труб, удлинения и замедления рабочих ходов насосов.

4.6.2.5 Рекомендуемые эксплуатационные характеристики для новых труб, изготовленных по ГОСТ 633, приведены в приложении А, а для труб изготовленных API Spec 5CT/ISO 11960, в ISO/TR 10400:2007(Е).

4.6.3 Расследование аварий рекомендуется проводить в соответствии с «Инструкцией по расследованию аварий с бурильными, обсадными и насосно-компрессорными трубами и составлению документов для предъявления рекламаций»*.

* Документ не приводится. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных.

4.7 Ремонт труб, бывших в эксплуатации

4.7.1 Организация своевременного и качественного ремонта насосно-компрессорных труб, бывших в эксплуатации, является важным условием снижения их расхода и предотвращения аварийного разрушения колонн НКТ.

Ремонт должен осуществляться на технологическом оборудовании, предназначенном для выполнения процесса диагностики и ремонта насосно-компрессорных труб.

4.7.2 Общепринятыми в настоящее время методами контроля тела трубы являются визуальный, измерительный, электромагнитный, ультразвуковой методы, метод вихревых токов и другие. Эксплуатация труб приводит к возникновению следующих характерных дефектов: наружных и внутренних коррозионных повреждений, продольных повреждений внутренней поверхности тросами, продольных и поперечных рисок на наружной поверхности от плашек и трубных ключей, подрезов, поперечному растрескиванию и износу внутренней поверхности насосно-компрессорных труб насосными штангами.

4.7.3 Измерение толщины стенки допускается проводить микрометрами, ультразвуковыми и рентгеновскими приборами, имеющими точность измерений до 2%, при настройке по стандартным образцам с толщиной стенки, близкой к толщине стенки труб.

4.7.4 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 толщины стенки происходит как с наружной, так и с внутренней поверхности тела трубы. В соответствии с таблицей 11 не должны классифицироваться следующие участки труб: концы труб с резьбой и/или с высадкой. Уменьшение толщины стенки концов трубы с высадкой, имеющих большую толщину стенки, чем тело трубы, допускается до значений, превышающих указанные, без ухудшения качества и в зависимости от условий эксплуатации. Повреждение и/или уменьшение толщины стенки на концах труб с резьбой, требует отдельной оценки в зависимости от условий эксплуатации.

Таблица 11 — Классификация НКТ, бывших в употреблении

Источник

Adblock
detector