Инструкция по расчету колонн насосно компрессорных труб 1998 - Большая энциклопедия инструкций и руководств

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ
ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Всесоюзный научно-исследовательский институт
разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб
(ВНИИТнефть)

ИНСТРУКЦИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ
НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

РД
39-0147014-217-86

Куйбышев 1987

Руководящий документ разработан Всесоюзным
научно-исследовательским институтом разработки и эксплуатации нефтепромысловых
труб.

Директор института С.М. Данелянц.

Составители: А.А. Джавадян, Т.Е. Столярова,
С.А. Сабирзянов, В.Н. Пчелкин, В.М. Ферштетер, Н.Д. Черкасов, В.Н. Ежов, П.П.
Крупнов, Р.С. Садырханов, Н.Е. Фломин.

Согласован с главным инженером Главного
управления по добыче нефти и газа Миннефтепрома В.Ф. Лесничим.

Утвержден первым
заместителем министра нефтяной промышленности В.Ю. Филановским.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ ПО
ЭКСПЛУАТАЦИИ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

РД 39-0147014-217-86

Взамен РД 39-1-108-78

Срок введения установлен с
20.11.1986 г.

Срок действия
до 20.11.1989 г.

Настоящая инструкция содержит основные технические данные
отечественных и зарубежных насосно-компрессорных труб (НКТ).

В РД приведены условия подготовки и спуска в скважину НКТ
для добычи нефти или специальных работ, описаны причины аварий и даны
рекомендации по их предотвращению, рассмотрено оборудование, применяемое при
спуско-подъемных операциях, а также условия приемки, перевозки и хранения НКТ.

Руководящий документ предназначен для предприятий
Министерства нефтяной промышленности, осуществляющих эксплуатацию НКТ.

1. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

Отечественные трубы

1.1. Насосно-компрессорные трубы, применяемые для
эксплуатации и ремонта нефтяных, газовых, нагнетательных и водозаборных
скважин, изготавливаются в соответствии со следующими нормативно-техническими
документами:

ГОСТ
633-80. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним (рис. 1 — 7, табл. 1 — 6) [ 1].

ТУ 14-3-1032-81. Трубы насосно-компрессорные с
термоупрочненными концами [ 2].

ТУ 14-3-1094-82. Трубы насосно-компрессорные с
противозадирным уплотнительным покрытием резьбы муфт [ 3].

ТУ 14-3-1352-85. Трубы насосно-компрессорные стальные с
узлом уплотнения из полимерного материала (рис. [ 4].

ТУ 14-3-1242-83. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним,
стойкие к сероводородному растрескиванию [ 5].

ТУ 14-3-1229-83. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним
с улучшенной ходимостью в эксплуатационных колоннах наклонно направленных
скважин (рис. 9) [ 6].

ТУ 14-3-999-81. Трубы насосно-компрессорные с улучшенной
ходимостью в эксплуатационных колоннах наклонно направленных скважин (наружный
диаметр 73 мм, толщина стенки 5,5 и 7 мм) [ 7].

1.2. Геометрические характеристики НКТ, изготовленных согласно
перечисленным ТУ, соответствуют ГОСТ
633-80.

1.3. Трубы и муфты к ним поставляются из стали одной группы
прочности (табл. 4).

1.4. Все трубы, кроме труб типа НКБ, снабжаются муфтами,
навинчиваемыми на один из концов трубы. Перед свинчиванием труб с муфтами на
заводе-изготовителе их резьбу покрывают смазкой для обеспечения герметичности
соединения и предохранения резьбы от задиров и коррозии.

С целью предохранения от коррозии наружную поверхность
трубы и муфты окрашивают.

Для соединения НКТ ( ГОСТ
633-80) разных диаметров должны применяться переводники, изготавливаемые по
ГОСТ 23979-80 «Переводники для насосно-компрессорных труб» [ 8].

Сортамент серийно освоенных труб и заводы-поставщики
приведены в справочном прил. 1, а
их геометрические и прочностные характеристики в справочных прил. 2 — 6.

Зарубежные трубы

1.5. Насосно-компрессорные трубы, поставляемые в СССР,
изготовляются в соответствии со стандартами Американского нефтяного института
(АНИ) и по технической документации фирм.

Геометрические, прочностные и эксплуатационные
характеристики зарубежных труб приведены в справочных прил. 7 — 31,
в стандарте 5С2 АНИ и ТУ на применение нарезных труб фирм-поставщиков.

1.6. В СССР в основном поставляются трубы, изготовляемые по
стандарт 5А АНИ, 5АС АНИ, 5АХ АНИ:

а) с муфтовым резьбовым соединением гладкие (рис. 10, табл. 7, 8);

б) с муфтовыми резьбовыми соединениями с высаженными наружу
концами (рис. 11, табл. 9, 10);

в) с безмуфтовыми резьбовыми соединениями, резьба которых
соответствует резьбе гладких НКТ (рис. 12).

На этих трубах нарезана резьба треугольного профиля (рис. 13, 14, табл. 11).

Трубы с муфтовыми резьбовыми соединениями могут быть
свинчены с трубами соответствующего размера, изготовленными по ГОСТ
633-80, без применения переводников.

1.7. Насосно-компрессорные трубы, выпускаемые по
технической документации фирм, отличаются от труб соответствующих стандартов
АНИ:

а) резьбой трапецеидального профиля (резьба типа
«Батресс»);

б) уплотняющими элементами типа металл-металл в резьбовом
соединении (трубы фирм «Валлурек», «Маннесман», «Хайдрил», «Сумитомо», «Ниппон
Кокан»);

в) цилиндрической двухступенчатой резьбой (трубы фирмы
«Хайдрил»), прочность соединения выше прочности тела трубы;

г) тефлоновым уплотнением в резьбовом соединении.

Наиболее распространенные типы труб приведены на рис. 15 — 17, их основные размеры — в справочных прил. 13 — 20.

1.8. Трубы по технической документации фирм и муфты к ним
изготавливаются из стандартизированных сталей марок Н-40, J -55, N -80 (стандарт 5А АНИ), С-75, L -80, С-95 (стандарт 5АС АНИ), Р-105 (стандарт 5АХ АНИ) и
нестандартизированных сталей марок С-90, Q -125,
V -150 с наименьшим пределом текучести соответственно 621,
862, 1034 МПа (механические свойства стандартизированных сталей приведены в
табл. 12). Данные о химическом
составе сталей, регламентированном стандартом 5АС АНИ, содержатся в табл. 13.

1.9. Зарубежные насосно-компрессорные трубы большинства
конструкций поставляются (по требованию потребителя) с уменьшенным наружным
диаметром муфты или муфтовой части, с увеличенной шириной наружных фасок на
торцах муфты. Муфты изготавливаются из стали той же марки, что и трубы, или из
более прочной стали.

1.10. Трубы изготавливают двух групп по длине: 6,10 — 7,32
м и 8,53 — 9,75 м.

1.11. Подбор труб для лифтовых колонн скважин,
эксплуатирующих сероводородсодержащие месторождения, производится на основании
рекомендаций фирм-поставщиков.

Таблица
1

Трубы гладкие и с высаженными наружу концами и муфты к ним
по ГОСТ
633-80

Размеры, мм

Условный диаметр трубы	Труба	Муфта
Наружный диаметр, D	Толщина стенки, S	Внутренний диаметр, d	Наружный диаметр высаженной части, D _в	Длина высаженной части, l_B _min	Масса 1 м гладкой трубы, кг	Увеличение массы трубы вследствие высадки обоих концов, кг	Наружный диаметр, D _м	Длина, L _м	Масса, кг
Трубы гладкие и муфты к ним
33	33,4	3,5	26,4	—	—	2,6	—	42,2	84	0,4
42	42,2	3,5	35,2	—	—	3,3	—	52,2	90	0,6
48	48,3	4,0	40,3	—	—	4,4	—	55,9	96	0,5
60	60,3	5,0	50,3	—	—	6,8	—	73,0	110	1,3
73	73,0	5,5	62,0	—	—	9,2	—	88,9	132	2,4
73	73,0	7,0	59,0	—	—	11,4	—	88,9	132	2,4
89	88,9	6,5	75,9	—	—	13,2	—	108,0	146	3,6
102	101,6	6,5	88,6	—	—	15,2	—	120,6	150	4,5
114	114,3	7,0	100,3	—	—	18,5	—	132,1	156	5,1
Трубы с высаженными наружу концами и муфты к ним
27	26,7	3,0	20,7	33,4	40	1,8	0,1	42,2	84	0,4
33	33,4	3,5	26,4	37,3	45	2,6	0,1	48,3	90	0,5
42	42,2	3,5	35,2	46,0	51	3,3	0,2	55,9	96	0,7
48	48,3	4,0	40,3	53,2	57	4,4	0,4	63,5	100	0,8
60	60,3	5,0	50,3	65,9	89	6,8	0,7	77,8	126	1,5
73	73,0	5,5	62,0	78,6	95	9,2	0,9	93,2	134	2,8
73	73,0	7,0	59,0	78,6	95	11,4	0,9	93,2	134	2,8
89	88,9	6,5	75,9	95,2	102	13,2	1,3	114,3	146	4,2
89	88,9	8,0	72,9	95,2	102	16,0	1,3	114,3	146	4,2
102	101,6	6,5	88,6	108,0	102	15,2	1,4	127,0	154	5,0
114	114,3	7,0	100,3	120,6	108	18,5	1,6	141,3	160	6,3

Примечание. На внутренней полости трубы на
расстоянии ( l_B_min + 25) мм от торца допускается
технологическая конусность не более 1:50.

Таблица 2

Трубы
гладкие высокогерметичные и муфты к ним НКМ по ГОСТ
633-80

Размеры, мм

Условный диаметр трубы	Труба	Муфта
Наружный диаметр, D	Толщина стенки, S	Внутренний диаметр, d	Масса 1 м, кг	Наружный диаметр, D_M	Длина, L_M	Масса, кг
60	60,3	5,0	50,3	6,8	73,0	135	1,8
73	73,0	5,5	62,0	9,2	88,9	135	2,5
7,0	59,0	11,4	88,9	135	2,5
89	88,9	6,5	75,9	13,2	108,0	155	4,1
8,0	72,9	16,0	108,0	155	4,1
102	101,6	6,5	88,6	15,2	120,6	155	5,1
114	114,3	7,0	100,3	18,5	132,1	205	7,4

Рис. 1. Гладкая насосно-компрессорная труба (а) и
муфта к ней (б) по ГОСТ
633-80

Рис. 2. Насосно-компрессорная труба с высаженными наружу
концами (а) и муфта к ней (б) по ГОСТ
633-80

Рис. 3. Насосно-компрессорная труба (а) и муфта (б)
типа НКМ по ГОСТ
633-80

Рис. 4. Насосно-компрессорная труба типа НКБ по ГОСТ
633-80

Рис. 5. Профиль резьбы насосно-компрессорных труб и муфт к
ним по ГОСТ
633-80:

1 — линия, параллельная оси резьбы; 2 —
линия среднего диаметра резьбы; 3 — ось резьбы

Рис. 6. Резьба насосно-компрессорных труб по ГОСТ
633-80:

1 — конец сбега резьбы; 2 — нитки со
срезанными вершинами; 3 — основная плоскость; 4 — линия среднего диаметра
резьбы

Таблица
3

Трубы безмуфтовые с высаженными наружу юнцами НКБ по ГОСТ
633-80

Размеры, мм

Условный диаметр трубы	Наружный диаметр, D	Толщина стенки, S	Внутренний диаметр, d	Наружный диаметр высаженной части, D_в (пред. откл. ± 0,5)	Внутренний диаметр в плоскости торца ниппельного конца d_ВН_max	Внутренний диаметр конца высаженной части d_в	Длина высаженной части d_в_min	Масса l м гладкой трубы, кг	Увеличение массы трубы вследствие высадки обоих концов, кг
60	60,3	5,0	50,3	71	53,5	48,3	95	6,8	1,8
73	73,0	5,5	62,0	84	65,5	60,0	100	9,2	2,2
73,0	7,0	59,0	86	63,0	57,0	100	11,4	2,6
89	88,9	6,5	75,9	102	79,5	73,9	100	13,2	3,2
88,9	8,0	72,9	104	77,0	70,9	100	16,0	3,7
102	101,6	6,5	88,6	116	92,0	86,6	100	15,2	4,0
114	114,3	7,0	100,3	130	104,0	98,3	100	18,5	4,8

Таблица
4

Механические
характеристики материалов насосно-компрессорных труб по ГОСТ
633-80

Показатель	Норма механических свойств для стали группы прочности
Д	К	Е	Л	М	Р
Исполнение
А	Б
Временное сопротивление s _в , МПа (кгс/мм²), не менее	655 (66,8)	638 (65,0)	687 (70,0)	689 (70,3)	758 (77,3)	823 (83,9)	1000 (101,9)
Предел текучести б_т, M Па (кгс/мм²):
не менее	379 (38,7)	373 (38,0)	491 (50,0)	552 (56,2)	654 (66,8)	724 (73,8)	930 (94,9)
не более	552 (56,2)	—	—	758 (77,3)	862 (87,9)	921 (93,9)	1137 (116,0)
Относительное удлинение d _5, %, не менее	14,3	16,0	12,0	13,0	12,3	11,3	9,5

Примечание. Для труб из стали группы
прочности Д исполнения Б максимальное значение предела текучести не ограничено.

Таблица
5

Резьбовые соединения гладких труб и труб с высаженными
наружу концами и муфт к ним по ГОСТ
633-80

Условный диаметр трубы	Наружный диаметр гладкой D и высаженной части D_В трубы	Шаг резьбы, r	Средний диаметр резьбы в основной плоскости d_ср	Диаметр резьбы в плоскости торца резьбы	Длина резьбы трубы	Сбег l₁_max	Внутренний диаметр резьбы в плоскости торца муфты d₃ *	Диаметр цилиндрической выточки муфты d₀ (пред. откл. + 0,8)	Ширина торцовой плоскости муфты B_min	Глубина выточки муфты l₀ (пред. откл. )	Расстояние от торца муфты до конца сбега резьбы на трубе при свинчивании вручную A
наружный d₁ *	внутренний d₂ *	Общая (до конца сбега) l	До основной плоскости l *
Номинальная	Пред. откл.
Трубы гладкие
33	33,4	2,540	32,065	32,382	29,568	29	± 2,5	16,3	8	31,210	35,0	2,0	8,0	5,0
42	42,2	40,828	40,948	38,124	32	19,3	39,973	43,8	2,5
48	48,3	46,924	46,866	44,042	35	22,3	46,069	49,9	1,5
60	60,3	58,989	58,494	55,670	42	29,3	58,134	61,9	4,0
73	73,0	71,689	70,506	67,682	53	40,3	70,834	74,6	5,5
89	88,9	87,564	85,944	83,120	60	47,3	86,709	90,5	6,5
102	101,6	3,175	99,866	98,519	94,899	62	± 3,2	49,3	10	98,619	103,2	6,5	9,5	6,5
114	114,3	3,175	112,566	111,031	107,411	65	± 3,2	52,3	10	111,219	115,9	6,0	9,5	6,5
Трубы с высаженными наружу концами
27	33,4	2,540	32,065	32,383	29,568	29	± 2,5	16,3	8	31,210	35,0	2,0	8,0	5,0
33	37,3	35,970	36,100	33,276	32	19,3	35,115	38,9	3,0
42	46,0	44,701	44,643	41,819	35	22,3	43,846	47,6	2,5
48	53,2	51,845	51,662	48,833	37	24,3	50,990	54,8	2,5
60	65,9	3,175	64,148	63,551	59,931	50	± 3,2	37,3	10	62,801	67,5	3,5	9,5	6,5
73	78,6	76,848	76,001	72,381	54	41,3	75,501	80,2	4,5
89	95,2	93,516	92,294	88,674	60	47,3	92,169	96,9	6,5
102	108,0	106,216	104,744	101,124	64	51,3	104,869	109,6	6,5
114	120,6	118,916	117,256	113,636	67	54,3	117,569	122,3	7,5

* Размеры для справок.

Таблица 6

Размеры профиля резьбы труб
и муфт по ГОСТ
633-80, мм

Параметры резьбы	Число ниток на длине 25,4 мм
10	8
Шаг резьбы P	2,540	3,175
Высота исходного профиля H *	2,200	2,750
Высота профиля h ₁	1,412	1,810
Рабочая высота профиля h *	1,336	1,734
Угол профиля a *	60°
Радиус закругления:
вершины профиля r	0,432^+0,045	0,508^+0,45
впадины профиля r ₁	0,356_-0,045	0,432_-0,045
Угол наклона стороны профиля a /2	30 ± 1°
Зазор Z *	0,076
Угол уклона j с	1°47 ¢ 24 ²
Конусность 2 tg j	1:16

* Размеры для
справок.

Рис. 7. Резьбовое соединение насосно-компрессорных труб по ГОСТ
633-80, свинченное вручную (а) и на станке (б)

Рис. 8. Муфта с узлом уплотнения из полимерного материала:

1 — проточки под тефлоновые кольца; 2 —
тефлоновое кольцо

Рис. 9. Муфта с улучшенной ходимостью

Таблица
7

Гладкие
насосно-компрессорные трубы по стандартам АНИ

Размеры, мм

Наружный диаметр	Толщина стенки	Марка стали
26,7	2,87	Н-40, J -55, С-75, N -80
33,4	3,38	Н-40, J-55, С-75, N-80
42,2	3,56	Н-40, J -55, C-75, N-80
48,3	3,68	Н-40, J-55, С-75, N -80
60,3	4,24	Н-40, J-55, С-75, N -80
4,83	Н-40, J-55, С-75, N-80, P-105
6,45	N-80, С-75, Р-105
73,0	5,51	Н-40, J-55, С-75, N-80, Р-105
7,82	С-75, N-80, Р-105
88,9	5,49	Н-40, J-55, С-75, N-80
6,45	Н-40, J-55, С-75, N-80, Р-105
7,34	Н-40, J-55, С-75, N-80
9,52	С-75, N-80, Р-105
101,6	5,74	Н-40, J-55, С-75, N-80
114,3	6,88	Н-40, J-55, С-75, N-80

Таблица 8

Соединения гладких насосно-компрессорных труб по стандартам
АНИ

Размеры,
мм

Наружный диаметр D	Толщина стенки S	Внутренний диаметр трубы d	Приведенная масса 1 м трубы и муфты * , кг	Шаг резьбы	Средний диаметр резьбы в основной плоскости d_ср	Общая длина, резьбы G	Наружный диаметр муфты D_М	Длина муфты L_М	Расстояние от торца муфты до конца сбега резьбы на трубе при свинчивании вручную (натяг) A	Ширина торцовой плоскости B	Диаметр расточки муфты d₀	Диаметр торцовой плоскости у муфты со скосами 20° D_В
26,7	2,87	20,96	1,70	2,54	25,334	27,8	33,4	81,0	5,08	1,6	28,3	30,0
33,4	3,38	26,64	2,53	2,54	32,065	28,6	42,2	82,6	5,08	2,4	35,0	37,8
42,2	3,56	35,08	3,44	2,54	40,828	31,8	52,2	88,9	5,08	3,2	43,8	47,2
48,3	3,68	40,94	4,09	2,54	46,924	34,9	55,9	95,2	5,08	1,6	49,9	52,1
60,3	4,24	51,82	5,98	2,54	58,989	41,3	73,0	108,0	5,08	4,8	61,9	66,7
4,83	50,64	6,71	2,54	58,989	41,3	73,0	108,0	5,08	4,8	61,9	66,7
6,45	47,40	8,66	2,54	58,989	41,3	73,0	108,0	5,08	4,8	61,9	66,7
73,0	5,51	62,00	9,41	2,54	71,689	52,4	88,9	130,2	5,08	4,8	74,6	81,0
7,82	57,36	12,68	2,54	71,689	52,4	88,9	130,2	5,08	4,8	74,6	81,0
88,9	5,49	77,92	11,68	2,54	87,564	58,8	108,0	142,9	5,08	4,8	90,5	98,4
6,45	76,00	13,48	2,54	87,564	58,8	108,0	142,9	5,08	4,8	90,5	98,4
7,34	74,22	15,11	2,54	87,564	58,8	108,0	142,9	5,06	4,8	90,5	98,4
9,52	69,86	18,93	2,54	87,564	58,8	108,0	142,9	5,08	4,8	90,5	98,4
101,6	5,74	90,12	14,02	3,175	99,866	60,3	126,0	146,0	6,35	4,8	103,2	111,1
114,3	6,88	100,54	18,66	3,175	112,566	65,1	132,1	155,0	6,35	4,8	115,9	123,2

* Масса 1 м трубы и муфты определена для
трубы длиной 6,1 м.

Рис. 10. Соединение гладких насосно-компрессорных труб по
стандарту АНИ:

1 — соединение, свинченное на станке; 2 —
конец сбега резьбы; 3 — соединение, свинченное вручную; 4 — основная плоскость

Рис.
11. Соединение насосно-компрессорных труб с высаженными наружу концами по
стандарту АНИ:

1 — соединение, свинченное
на станке; 2 — конец сбега резьбы; 3 — соединение, свинченное вручную; 4 —
основная плоскость

Рис. 12. Безмуфтовое соединение труб по
стандарту АНИ

Рис. 13. Профиль резьбы насосно-компрессорных
труб по стандарту 5В АНИ

Таблица
9

Насосно-компрессорные трубы с высаженными наружу концами по
стандартам АНИ

Размеры, мм

Наружный диаметр D	Толщина стенки S	Марка стали
26,7	2,87	Н-40, J -55, С-75, N -80
33,4	3,38	Н-40, J-55, С-75, N-80
42,2	3,56	Н-40, J -55, C-75, N-80
48,3	3,68	Н-40, J-55, С-75, N -80
60,3	4,83	Н-40, J-55, С-75, N-80, P-105
6,45	С-75, N-80, Р-105
73,0	5,51	Н-40, J-55, С-75, N-80, Р-105
7,82	С-75, N-80, Р-105
88,9	6,45	Н-40, J-55, С-75, N-80, Р-105
9,52	С-75, N-80, Р-105
101,6	6,65	Н-40, J-55, С-75, N-80
114,3	6,88	Н-40, J-55, С-75, N-80

Рис. 14 Резьбовое соединение насосно-компрессорных труб по
стандарту 5В АНИ:

Плоскости: I — середины муфты или наименьшего диаметра
резьбы муфтовой части; II — торца трубы при свинчивании механическим способом; III — торца трубы при свинчивании вручную; I V — свинчивание вручную; V — начало сбега резьбы

Таблица
10

Соединения насосно-компрессорных труб с высаженными наружу
концами по стандартам АНИ

Размеры, мм

Наружный диаметр D	Толщина стенки S	Внутренний диаметр трубы d	Приведенная масса 1 м трубы и муфты * , кг	Шаг резьбы	Средний диаметр резьбы в основной плоскости d _ср	Общая длина, резьбы G	Наружный диаметр высадки D _В	Длина до переходной части муфты l_g	Наружный диаметр муфты	Диаметр расточки муфты d ₀	Длина муфты L _М	Ширина торцовой плоскости муфты B	Диаметр торцовой плоскости у муфты со скосами 20°
Нормальная	Уменьшенная	Нормальный	Уменьшенный	Нормальный	Уменьшенный
26,7	2,87	20,96	1,79	—	2,54	32,065	28,6	33,4	60,3	42 ,4	—	35,0	82,6	2,4	37,8	—
33,4	3,38	26,64	2,60	—	2,54	39,970	31,8	37,3	63,5	48,3	—	38,9	88,9	2,4	42,8	—
42,2	3,56	35,08	3,50	—	2,54	44,701	34,9	46,0	66,7	55,9	—	47,6	95,2	3,2	51,0	—
48,3	3,68	40,94	4,20	—	2,54	31,845	36,5	53,2	68,3	63,5	—	54,8	98,4	3,2	58,3
60,3	4,83	50,64	6,89	6, 81	3,175	64,148	49,2	65,9	101,6	77,8	73,9	67,5	123,8	4,0	71,8	69,9
6,45	47,40	8,83	8,75	3,175	64,148	49,2	65,9	101,6	77,8	73,9	67,5	123,8	4,0	71,8	69,9
73,0	5,51	62,00	9,58	9,44	3,175	76,848	54,0	78,6	108,0	93,2	87,9	80,2	133,4	5,6	85,9	83,2
7,82	57,36	12,93	12,80	3,175	76,848	54,0	78,6	108,0	93,2	87,9	80,2	133,4	5,6	85,9	83,2
88,9	6,45	76,00	13,81	13,52	3,175	93,516	60,3	95,2	114,3	114,3	106,2	98,6	146,0	6,4	104,8	100,7
9,52	69,86	19,24	18,96	3,173	93,516	60,3	95,2	114,3	114,3	—	96,8	146,0	6,4	104,8	100,7
101,6	6,65	88,30	16,36	—	3,175	106,216	60,5	108,0	114,3	127,0	—	109,6	152,4	6,4	117,5	—
114,3	6,88	100,54	19,20	—	3,175	118,916	66,7	120,6	120,6	141,3	—	122,2	158,8	6,4	131,0	—

Рис. 15. Соединения труб различных типов:

а — VAM
фирмы «Валлурек»; б — TDS фирмы «Маннесманн»; в — А-95 фирмы «Хайдрил»; г — С S фирмы «Хайдрил»; д — РН-6 фирмы
«Хайдрил»

Рис. 16. Соединения труб различных типов:

a — DSS — HTC фирмы «Атлас Брэдфорд»; б — IJ -4 S фирмы «Атлас Брэдфорд»; в — TC -4 S фирмы «Атлас Брэдфорд»; г — IJ -3 SS фирмы «Атлас Брэдфорд»; д — с тефлоновым кольцом (по стандарту
АНИ)

Рис.
17. Соединения труб различных типов:

а — FL -4 S фирмы «Атлас Брэдфорд»; б — NK 2 SC фирмы «Ниппон Кокан»; в — NK 3 SB фирмы «Ниппон Кокан»

Таблица 11

Размеры резьбы закругленного профиля насосно-компрессорных
труб (стандарт АНИ)

Элементы профиля резьбы	Число ниток на длине 25,4 мм
10 (p = 2,540)	8 (p = 3,175)
H = 0,866P	2,200	2,750
n_s = n_n = 0,626 P — 0,178	1,412	1,810
S_rs = S_rn = 0,120 P + 0,051	0,356	0,432
S_cs = S_cs = 0,120 P + 0,127	0,432	0,508

Таблица
12

Механические свойства сталей для насосно-компрессорных труб
(стандарт АНИ)

Показатели	Марка стали
Н-40	J -55	N -80	Р-105	С-75	L -80	С-95
Предел текучести s _T , МПа:
наименьший	275	379	552	723	516	552	654
наибольший	—	552	758	930	620	654	758
Временное сопротивление разрыву s _B , МПа, не менее	413	516	689	827	654	654	723

Таблица 13

Химический состав стали для труб
(стандарт АНИ)

Марка стали	Компоненты, %	Термообработка
C	М n	Mo	Cr	Ni	Cu	P	S	Si	Cr + Ni + Cu
Н-40	0,27 — 0,37	0,7 — 1,0	—	—	—	—	0,04	0,06	—	—	—
J -55	0,37 — 0,47	0,8 — 1,0		—	—	—	0,04	0,06	—	—	—
С-75-1	0,50	1,90	0,15 — 0,40	—	—	—	0,04	0,06	0,45	До 0,50	Нормализация и отпуск
C -75-2	0,43	1,50	—	—	—	—	0,04	0,06	0,45	—	Закалка и отпуск
C -75-3	0,38 — 0,48	0,75 — 1,0	0,15 — 0,25	0,8 — 1,1		—	0,04	0,04	—	—	Нормализация и отпуск
L -80	0,43	1,90	—	—	0,25	0,35	0,04	0,06	0,45	—	Закалка и отпуск
N -80	0,37 — 0,48	1,4 — 1,7	0,15	—	—	—	—	—	—	—	Нормализация
С-95	0,45	1,90	—	—	—	—	0,04	0,06	0,45	—	Закалка и отпуск
Р-105	0,37 — 0,45	0,6 — 0,8	0,25	0,80	1,80	—	—	—	—	—	Нормализация и отпуск

2. МАРКИРОВКА

Отечественные
трубы

2.1. На каждой трубе, изготовляемой по ГОСТ
633-80, на расстоянии 0,4 — 0,6 м от ее конца, снабженного муфтой (или
раструбного конца труб НКБ), должна быть четко нанесена ударным способом или
накаткой маркировка следующего содержания:

— условный диаметр трубы, мм;

— номер трубы;

— группа прочности;

— толщина стенки, мм (для труб с условным диаметром 73 и 89
мм);

— наименование или товарный знак предприятия-изготовителя;

— месяц и год выпуска.

Место нанесения маркировки должно быть обведено или подчеркнуто
устойчивой светлой краской. Высота знаков маркировки должна быть 5 — 8 мм. При
механическом способе нанесения маркировки труб допускается расположение ее в
один ряд. Допускается на каждой трубе маркировать номер плавки.

Рядом с маркировкой ударным способом или накаткой на каждой
трубе вдоль образующей трубы и муфты устойчивой светлой краской должна быть
нанесена маркировка следующего содержания:

— условный диаметр трубы, мм;

— группа прочности (для гладких труб с термоупрочненными
концами дополнительно маркируется «ТУК»);

— толщина стенки, мм (для труб с условным диаметром 73 и 89
мм);

— длина трубы, см;

— масса трубы, кг;

— тип трубы (кроме гладких труб);

— наименование или товарный знак предприятия-изготовителя.

Высота знаков маркировки должна быть 20 — 50 мм.

Для труб с условным диаметром 27 — 48 мм вместо маркировки
краской каждой трубы ударным способом или накаткой наносится маркировка на
металлическую бирку, надежно прикрепляемую к каждому пакету. При этом
маркируется общая длина и масса труб, находящихся в пакете.

2.2. На каждой муфте выбивают: тип трубы (кроме муфт к
гладким трубам), условный диаметр, товарный знак предприятия-изготовителя.
Образцы маркировки отечественных труб приведены в справочном прил. 32.

Зарубежные трубы

2.3. В соответствии c
требованиями стандартов АНИ на каждую насосно-компрессорную трубу и муфту
изготовитель должен наносить клеймами или краской знаки маркировки.

2.4. Каждую муфту обязательно
маркируют клеймами или краской по трафарету. Содержание маркировки и порядок
расположения ее элементов следующие:

а) название или товарный знак изготовителя;

б) монограмма АНИ;

в) сокращенное обозначение марки стали:

Марка
стали Обозначение

Н-40 Н

J-55 J

N-80 N

Р-105 Р

С-75
(модификация 1) C75-1

С-75
(модификация 2) С75-2

C -75 (модификация 3) С75-3

L -80 L

N-80
(закаленная и отпущенная) N , Q

Дополнительным знаком маркировки может служить также
сплошная или кольцевая окраска муфты. Цвета окраски соответствуют марке стали,
из которой изготовлена муфта (табл. 14).

Опознавательная окраска обязательна для муфт с уменьшенным
наружным диаметром, на которые, кроме того, наносится черный поясок по центру
муфты.

2.5. На каждую трубу на расстоянии около 305 мм от муфтовой
части или навинченной муфты наносят маркировку клеймами и краской.

Исключение составляют трубы с условными диаметрами 1,050 и
1,315 дюйма (26,7 и 33,4 мм). На этих трубах маркировка клеймением,
предусмотренная п. 2.6, не
производится, а из данных маркировки, регламентируемых п. 2.7, наносится только условное обозначение трубы по
способу изготовления.

Все элементы маркировки, предусмотренные этими пунктами,
выбиваются на табличке, прикрепляемой к пакету труб.

2.6.
Содержание маркировки клеймением и порядок расположения ее элементов следующие:

а) название или товарный знак изготовителя;

б) монограмма АНИ;

в) масса единицы длины труб (1 фута в фунтах или 1 м в кг);

г) сокращенное обозначение марки стали, из которой
изготовлена труба (см. п. 2.4);

д) условное обозначение трубы по способу изготовления;
бесшовные трубы обозначаются буквой S, электросварные — буквой Е.

2.7. Маркировка, выполняемая краской
по трафарету, должна содержать следующие элементы, наносимые в указанном
порядке:

а) условный диаметр трубы (в дюймах или миллиметрах);

б) масса единицы длины трубы (1 фута в фунтах или 1 м в
кг);

в) сокращенное обозначение марки стали (см. п. 2.4);

г) условное обозначение трубы по способу изготовления (см.
п. 2.6 д);

д) слово TESTED и значение
давления гидроиспытания (в psi или кгс/см²)
— в том случае, когда оно превышает стандартное.

Таблица
14

Цвета опознавательной маркировки в зависимости от марки
стали

Марка стали	Цвет
Н-40	Черный
J -55	Светло-зеленый
N-80	Красный
P -105	Белый
С-75 (всех модификаций)	Голубой
L -80	Красный с коричневым

2.8. Длина трубы в футах и десятых долях фута или в мм и
масса трубы наносятся краской на расстоянии до 610 мм от муфты или муфтовой
части трубы.

2.9. На теле трубы на
расстоянии до 610 мм от муфты или муфтовой части краской может быть нанесена
опознавательная маркировка в виде кольца, указывающая марку стали (см. табл. 14).

2.10. Зарубежные трубы, поставляемые по технической
документации фирм, маркируют по указанию организаций-потребителей
(внешнеторговых организаций).

2.11. Образцы маркировки зарубежных труб приведены в
справочном прил. 32.

3. УСЛОВИЯ ПОСТАВКИ И
ПРИЕМКИ

3.1. Насосно-компрессорные трубы предъявляются к приемке
партиями. Если партия отгруженных труб меньше грузоподъемности вагона, то
допускается погрузка разных партий труб при условии их разделения.

Партия должна состоять из труб одного условного диаметра,
одной толщины стенки и группы прочности, одного типа и сопровождаться единым
документом, удостоверяющим соответствие их качества требованиям стандарта и
содержащим:

— наименование предприятия-изготовителя;

— условный диаметр труб и толщину стенки, мм; длину труб,
м;

— массу труб, кг;

— тип труб;

— группу прочности, номер плавки, массовую долю серы и
фосфора для всех входящих в партию плавок;

— номера труб (от — до) каждой плавки;

— результаты испытаний;

— обозначение стандарта.

3.2. Приемка новых труб от заводов-изготовителей, входной
контроль и приемка труб, бывших в эксплуатации, должны осуществляться в
соответствии с «Инструкцией о порядке приемки продукции
производственно-технического назначения и товаров народного потребления по
количеству» [ 9], «Инструкцией о
порядке приемки продукции производственно-технического назначения и товаров
народного потребления по качеству» [ 10],
«Методическими рекомендациями по организации приемки продукции производственно-технического
назначения по качеству» [ 11].

3.3. Проверке соосности резьб должно быть подвергнуто не
менее 1 % муфт от каждой партии. Проверка внутреннего диаметра и общей
изогнутости труб НКБ должна проводиться до высадки концов. Проверке качества
сопряжения торцов трубы НКМ и упрочненного уступа муфты подвергают каждое
соединение партии.

Проверка резьбы труб
и муфт заключается в определении отклонений по конусности и натягу.
Предусматривается овальность не более 0,10 мм для труб условным диаметром до 60
мм, не более 0,13 мм для труб условным диаметром 73 — 89 мм, не более 0,15 мм
для труб больших диаметров.

Резьбовые концы НКТ должны быть защищены предохранительными
кольцами и ниппелями. При навинчивании предохранительных колец и ниппелей
резьба смазывается антикоррозионной смазкой.

4. УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ

4.1. С целью
предотвращения отложений парафина и солей в трубах, а также защиты от коррозии
внутреннюю поверхность НКТ покрывают эмалями, эпоксидными смолами, лаками, а
также производят остеклование труб. Испытание труб на изгиб показало, что
лаковые покрытия при этом не разрушаются, в эпоксидных смолах образуются
трещины, а эмаль и стекло разрушаются до полного откалывания. По
износостойкости силикатные покрытия (эмали и стекла) превосходят полимерные
(смолы и лаки). Термостойкость полимерных покрытий составляет 100 — 150 °С,
силикатных 200 — 600 °С. В связи с этим конкретные меры, позволяющие
предотвратить коррозионные поражения труб, могут быть выработаны только путем
опробования на каждом месторождении различных методов борьбы с коррозией и
выбора наиболее оптимальных.

4.2. При эксплуатации нефтяных и газовых скважин, продукция
которых содержит сероводород или другие коррозионно-активные вещества, трубы подвергаются
сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением. Для исключения
указанного вида разрушения необходимо производить выбор марок труб и расчет
лифтовых колонн с учетом опасности его проявления.

В скважинах, продукция которых содержит сероводород, даже
при незначительных его концентрациях применение отечественных труб групп
прочности Е, Л и М и зарубежных из сталей марок N -80,
Р-105, Q -125, V -150 не
рекомендуется из-за опасности сульфидного растрескивания. В этих условиях
целесообразно применение отечественных стальных труб группы прочности Д и
зарубежных труб из стали марок С-75, L -80, С-95.

4.3. При наличии в пластовой продукции коррозионно-активных
компонентов рекомендуется применять трубы с покрытиями или использовать для их
защиты ингибиторы коррозии.

5. ПОДГОТОВКА К СПУСКУ В
СКВАЖИНУ

5.1. Подготовка новых и бывших в эксплуатации труб должна
производиться на трубных базах в соответствии с РД 39-1-592-81 [ 12] и РД 39-2-197-79 [ 13].

5.2. Перед спуском
труб в скважину следует проводить контроль качества труб, который включает в
себя проверку резьб ниппеля и муфты, а также целостности тела трубы. При
визуальном контроле обнаруживают внешние дефекты, при необходимости производят
инструментальный (например, с помощью калибров) или дефектоскопический
контроль.

С целью проверки на герметичность каждую трубу с
навинченной на нее муфтой подвергают испытанию внутренним гидравлическим
давлением (справочное прил. 5).
Продолжительность испытания должна быть не менее 10 с.

Трубы, при гидроиспытании которых обнаружена утечка
испытательной жидкости в резьбовом соединении, подвергают восстановлению, а в
теле — отбраковывают.

3.3. Перед спуском в скважину трубы комплектуют по типам и
размерам. При необходимости их соединяют между собой переводниками. Поднимаемые
с мостков трубы должны иметь навинченные на ниппельных концах предохранительные
кольца.

5.4. Подняв трубу, следует отвинтить предохранительное
кольцо, тщательно очистить резьбу ниппеля, а также резьбу муфты (раструба)
ранее спущенной трубы волосяной щеткой и смазать резьбовой смазкой.

5.5. Перед спуском в скважину длина каждой трубы должна
быть измерена с помощью стальной рулетки. Точность измерений обусловлена планом
работ.

Длина трубы определяется расстоянием между свободным торцом
муфты (муфтовой части) и предполагаемым положением торца муфты, навинченной на
противоположный конец трубы. Для труб по ГОСТ
633-80 и стандартам АНИ, труб с соединениями VAM
(фирма «Валлурек»), TDS (фирма «Маннесман»), IJ -4 S и ТС-4 S
(фирма «Атлас Брэдфорд») это положение соответствует концу сбега наружной
резьбы (рис. 18).

Для труб типа НКБ, с соединениями А-95, CS , PH -6 (фирма «Хайдрил»), DSS — HT , IJ -3 SS (фирма «Атлас Брэдфорд») это положение соответствует месту
нахождения уплотнительного торца наружной резьбовой части по большему диаметру
(рис. 19.

5.6. При суммировании результатов измерений длины отдельных
труб получаем теоретическую длину колонны. Для определения ее истинного
значения необходимо ввести поправки, связанные с удлинением колонны под
действием растягивающих сил.

5.7. Для обеспечения герметичности соединений в скважинах с
высоким давлением, особенно в газовых и газоконденсатных, необходимо:

— при свинчивании труб с муфтами их резьбы покрывать
смазкой (можно применять ленту ФУМ), обеспечивающей герметичность соединения и
предохраняющей резьбу от задиров и коррозии;

— при подъеме НКТ с мостков предохранять от ударов концы
трубы о фланец колонны или о другие металлические предметы.

Рис. 18. Схема измерения длины трубы:

1 — коней сбега наружной резьбы; 2 —
измеряемая длина; 3 — муфта или муфтовая часть; 4 — труба

Рис. 19. Схема измерения длины трубы

1 — уплотнительный торец по большому
диаметру наружной резьбовой части; 2 — труба; 3 — измеряемая длина; 4 — муфта
или муфтовая часть

6. ОБОРУДОВАНИЕ,
ПРИМЕНЯЕМОЕ ПРИ СПУСКО-ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЯХ

6.1. Для захвата колонны труб и удержания их на весу при
спуско-подъемных операциях, осуществляемых без применения механизмов для
свинчивания и развинчивания труб, необходимо использовать трубные элеваторы
типа ЭХЛ, ЭТАР, ЭТАД и др. (диаметры захватываемых труб от 48 до 114 мм,
грузоподъемность от 10 до 125 т).

6.2. При механизированном свинчивании и развинчивании труб,
а также при работе с клиновым захватом-спайдером рекомендуется использовать
элеваторы типа ЭГ (диаметры от 33 до 114 мм, грузоподъемность от 16 до 80 т),
ЭТА (диаметры от 48 до 89 мм, грузоподъемность от 32 до 80 т).

6.3. Для спуска и подъема безмуфтовых труб и труб с муфтами
уменьшенного диаметра рекомендуется применять клиновые элеваторы типа ЭНКБ-80,
разработанные АзИНМАШем.

6.4. Элеваторы должны быть исправными, иметь штропы
одинаковой длины.

6.5. Для захвата и удержания на весу колонны безмуфтовых
насосно-компрессорных труб в процессе их спуска и подъема при ремонте скважин
применяют спайдеры-элеваторы ЭС33-52 ´ 28 (диаметры от 33 до 52 мм, грузоподъемность 28 т).

6.6. Для автоматизации операций по захвату, удержанию на
весу, освобождению и центрированию колонны НКТ в процессе спуско-подъемных
операций при ремонте скважин используют спайдер АСГ-80 (диаметры от 60 до 89
мм, грузоподъемность 80 т). Насечки клиньев спайдеров и клиновых элеваторов во
время работы необходимо регулярно очищать.

6.7. Для ручного и механизированного свинчивания и
развинчивания насосно-компрессорных труб и муфт к ним предназначены
соответственно:

— ключ КТНМ (диаметры от 20 до 132 мм);

— ключи КТГУ (диаметры от 33 до 89 мм) и КТД (диаметры от
33 до 114 мм);

— ключ КСМ (диаметры от 48 до 89 мм).

6.8. Для механизации операций по свинчиванию и
развинчиванию, захвату, удержанию на весу и центрированию колонны НКТ при
текущем ремонте скважин предназначены ключ механический КМУ (диаметры от 48 до
73 мм) и автомат АПР-2ВБ (диаметры от 48 до 114 мм).

6.9. Размер ключа должен соответствовать размеру трубы.
Ключи необходимо правильно устанавливать на трубу, сухари должны быть хорошо
подогнаны.

7. СПУСК В СКВАЖИНУ

7.1. При монтаже подъемного сооружения, вышки, мачты
необходимо обеспечить строгое центрирование талевой системы по оси скважины.

7.2. Перед спуском в скважину трубы должны быть уложены на
мостках муфтами к устью скважины (резьба трубы и муфты защищается с помощью
предохранительных деталей) или установлены муфтами вверх на деревянных
подкладках.

7.3. При спуске необходимо тщательно осматривать тело и
резьбовые части каждой трубы во избежание попадания в колонну аварийно-опасных
труб.

7.4. Все трубы при спуске в скважину проверяются
шаблоном-оправкой. Длина оправок 1250 мм, диаметры их приведены в табл. 15, 16.

7.5. После того, как
труба поднята над устьем скважины, необходимо удалить с резьб предохранительные
детали, тщательно очистить и смазать резьбы муфты и трубы.

7.6. Трубу следует направлять в муфту вертикально. Посадку
трубы в муфту необходимо производить осторожно, чтобы не повредить резьбу.

7.7. При сильном ветре, вызывающем раскачивание талевой
системы, а вместе с ней и трубы, поднятой над устьем скважины, необходимо
использовать центрирующие приспособления, а при их отсутствии операции
свинчивания и развинчивания резьб труб и муфт производить без применения
механизмов.

Таблица
15

Размеры оправок для НКТ ( ГОСТ
633-80)

Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Наружный диаметр оправки, мм
33	3,5	24,0
42	3,5	32,8
48	4,0	37,9
60	5,0	47,9
73	5,5	59,6
7,0	56,6
89	6,5	72,7
8,0	69,7
102	6,5	85,4
114	7,0	97,1

7.8. Свинчивание рекомендуется производить с приложением
крутящих моментов, значения которых приведены в табл. 17 и справочном прил. 11.

7.9. Если ниппель свободно, с моментом, меньшим
минимального, ввинчивается в муфту до последнего витка резьбы или если после
свинчивания с максимальным моментом остается более двух свободных, не вошедших
в муфту витков, следует забраковать обе трубы: спущенную в скважину и следующую
за ней.

7.10. При спуске необходимо предохранять резьбовые
соединения насосно-компрессорных труб от ударов.

7.11. Во избежание повреждения тела трубы в месте захвата
клиньями спайдера рекомендуется применять стопорные ключи, особенно в тех
случаях, когда в скважину опущено менее 10 труб.

Таблица
16

Размеры оправок (стандарт АНИ) для НКТ

Условный (дюймов) и наружный (мм) диаметры труб	Толщина стенки, мм	Наружный диаметр оправки, мм
1,050 (26,7)	2,87	18,5
1,315 (33,4)	3,38	24,3
1,660 (42,2)	3,56	32,7
1,900 (48,3)	3,68	38,5
2 3/8 (60,3)	4,83	48,3
6,45	45,0
2 7/8 (73,0)	5,51	59,6
7,82	55,0
3 1/2 (88,9)	6,45	72,8
9,52	66,7
4 (101,6)	6,65	85,1
4 1/2 (114,3)	6,88	97,4

7.12. Спуск колонны НКТ на забой необходимо выполнять
плавно, на минимальной скорости.

Таблица
17

Рекомендуемые моменты свинчивания насосно-компрессорных
труб по ГОСТ
633-80 (группа прочности Д)

Условный диаметр, мм	Момент свинчивания, Н × м
минимальный	максимальный
Трубы гладкие
48	500	750
60	800	1100
73	1000	1500
89	1300	2200
102	1600	2500
114	2000	3200
Трубы с высадкой
73	—	2700

8. СМАЗКА РЕЗЬБОВЫХ
СОЕДИНЕНИЙ

8.1. В соответствии с требованиями, предъявляемыми к
резьбовым соединениям, при свинчивании обязательно применять резьбовые смазки.
Тип смазки выбирается в зависимости от условий эксплуатации.

Смазку Р-402 (ТУ
38-101-708-78) целесообразно использовать для труб, работающих в скважинах с
температурой на забое до 200 °С, а также при наружной температуре до -50 °С. В
остальных случаях более целесообразно использовать для резьбовых соединений
смазку Р-2.

Резьбовая смазка Р-2 (ТУ 38-101-332-76) предназначена для
труб, работающих в скважинах с температурой до 100 °С, свободно наносится при
температуре окружающего воздуха до -5 °C.

Составы
смазок, %

Р-402 Р-2

Жировая
основа 31 37

Графитовый
порошок 21 18

Свинцовый
порошок 29 29

Цинковая
пыль 14 12

Медная
пудра 5 4

8.2. В качестве резьбовых смазок могут быть использованы
графитная смазка УСсА или смазки, которые изготовляются путем смешивания
компонентов в промысловых условиях. Составы этих смазок следующие, %:

Состав
1 Состав
2

Графитовый
порошок 15 Графитовый порошок 10

Технический
жир 75 Солидол 70 — 80

Машинное
масло 10 Соляровое масло 10 — 20

8.3. В результате длительного хранения возможен отстой
масла, что вызывает необходимость перемешивания смазок перед употреблением.

При нагревании перед употреблением нельзя допускать
расплавления смазки, так как это может привести к ее необратимым изменениям
вследствие осаждения тяжелых добавок.

8.4. Смазку нужно наносить с помощью шпателя (лопатки) на
участки поверхности резьбы ниппеля и муфты шириной 20 — 25 мм.

Ориентировочный расход смазок

Условный
диаметр труб, мм 60 73 89 102 114

Расход
смазки, г 15 20 30 35 40

8.5. Для резьбовых соединений, изготовленных по стандартам
АНИ и техническим условиям фирм, необходимо применять смазки, рекомендуемые
стандартом 5А2 АНИ или фирмой-поставщиком.

9. ПОДЪЕМ ТРУБ

9.1. Подъем колонны насосно-компрессорных труб и посадку ее
на фланец следует производить плавно, без ударов и рывков.

9.2. Трубные ключи необходимо устанавливать на тело трубы
вблизи муфты (муфтовой части).

9.3. При развинчивании соединений, не рекомендуется
наносить удары по муфте тяжелым молотком (кувалдой).

9.4. После окончания развинчивания резьбового соединения
трубу следует плавно вывести из муфты.

9.5. Для предохранения от прогиба труб диаметром менее 60,3
мм, поднимаемых свечами, и труб большого диаметра в том случае, когда длина свечи
превышает 18 м, рекомендуется устанавливать на вышке промежуточные опоры.

9.6. В вертикальном положении трубы устанавливаются на
прочную эластичную прокладку.

9.7. Для выявления дефектов, препятствующих дальнейшему
использованию труб, при подъеме их тщательно осматривают.

9.8. Для равномерного износа труб целесообразно при
проведении спуско-подъемных операций периодически менять местами трубы верхней
и нижней частей колонны. При применении многосекционных лифтовых колонн
перестановку труб производить внутри каждой секции.

9.9. После сильного натяжения колонны при срыве пакера или
освобождении ее от прихвата все резьбовые заводские соединения следует
докрепить.

9.10. Для выявления причин, приведших к аварии, все
поднятые из скважины поврежденные трубы следует сложить отдельно так, чтобы не
нанести им дополнительных повреждений.

10. ПОДГОТОВКА ТРУБ ДЛЯ
ПРОВЕДЕНИЯ ОПЕРАЦИЙ ПО ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

10.1. Для проведения операций по интенсификации добычи
нефти следует применять насосно-компрессорные трубы, прочностные характеристики
которых проверены расчетом.

10.2. Насосно-компрессорные трубы, предназначенные для
проведения гидроразрыва пласта, должны быть подвергнуты испытанию давлением, в
1,5 раза превышающим ожидаемое давление разрыва.

10.3. Для проведения кислотных обработок, рекомендуется
использовать специальную колонну труб с покрытием, применяемую только для этих
целей, и защищать трубы ингибиторами коррозии.

11. ПРИЧИНЫ АВАРИЙ И
РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ИХ ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ

11.1. Обрывы труб по резьбе и телу происходят вследствие:

— несоответствия используемых труб условиям эксплуатации;

— неудовлетворительного качества труб;

— повреждения резьбы из-за отсутствия предохранительных
элементов;

— применения несоответствующего или неисправного
оборудования и инструмента;

— нарушения технологии проведения спуско-подъемных операций
или износа резьбы при многократном свинчивании — развичивании;

— усталостного разрушения по последней нитке резьбы,
находящейся в сопряжении;

— применения в колонне элементов или соединений, не
соответствующих техническим условиям и стандартам;

— действия определенных усилий и факторов, обусловленных
особенностями способа эксплуатации скважин (вибрацией колонны, истиранием ее
внутренней поверхности штангами и т.п.).

11.2. Для скважин, оборудованных электропогружными
установками, наиболее часто встречающимися авариями является срыв резьбового
соединения в нижней части колонны НКТ, испытывающей воздействие работающего
агрегата.

Для предотвращения указанных аварий рекомендуется тщательно
крепить резьбовые соединения труб, находящихся в нижней трети колонны, а также
использовать в этой части лифта трубы с высаженными наружу концами, крутящий
момент для свинчивания которых в среднем в два раза превышает момент
свинчивания для гладких труб (табл. 17).

11.3. Для фонтанного и глубиннонасосного способов добычи
наиболее характерна аварийность с трубами в верхних интервалах лифтов как
наиболее нагруженных. В первом случае это связано с раскачиванием подвески при
прохождении газовых пачек и значительными растягивающими нагрузками от массы
колонны, а во втором — с периодическим удлинением колонны и большими
растягивающими усилиями.

Для предотвращения данных аварий рекомендуется в верхних
интервалах лифтов использовать гладкие НКТ повышенных групп прочности или
применять трубы с высаженными наружу концами.

11.4. Негерметичность резьбовых соединений под воздействием
внешнего и внутреннего давления может быть вызвана следующими причинами:

— повреждением или износом резьбы;

— нарушением технологии проведения спуско-подъемных
операций;

— применением труб, не соответствующих условиям
эксплуатации и способу добычи;

— неправильным выбором смазки.

11.5. Обрыв труб и их негерметичность могут быть вызваны
коррозией: точечной коррозией внутренней и наружной поверхности, коррозионным и
сульфидным растрескиванием под напряжением и т.д. Рациональные способы борьбы с
коррозией глубинного оборудования выбирают в зависимости от конкретных условий
эксплуатации месторождений.

12. ПЕРЕВОЗКА

Общие
положения

12.1. Перед погрузкой труб на транспортное средство резьба
труб и муфт должна быть покрыта антикоррозионной смазкой и предохранена
специальными кольцами и ниппелями. Перед погрузкой следует обязательно
проверить наличие предохранительных деталей.

12.2. Трубы транспортируются пакетами. Масса пакета не
должна превышать 5 т, а по требованию потребителя — 3 т.

12.3. При погрузке не допускаются удары труб или пакетов о
металлические части транспортных средств или друг о друга.

12.4. Каждая отгруженная партия труб должна иметь
сопроводительную документацию (сертификат, товарно-транспортную накладную и
т.д.).

Перевозка автомобилями и
тракторами

12.5. Перевозка труб автомобилями и тракторами должна
производиться на специально оборудованных для этих целей трубовозах, прицепах,
санях и т.п.

Для перевозки труб могут быть рекомендованы трубовозы типа
АзИНМАШ-22М, 2ТЭМ, обеспечивающие механизированную погрузку и выгрузку труб.

Категорически запрещается транспортировать трубы волоком.

12.6. При погрузке и выгрузке для захвата труб следует
пользоваться специальными клещами, траверсами или стропами.

12.7. Погрузка труб для перевозки может производиться в
один или несколько рядов.

Трубы следует укладывать муфтами в одну сторону.

12.8. При
транспортировании концы труб не должны выступать за пределы транспортного
средства более чем на 1 м.

12.9. После погрузки на транспортное средство необходимо
надежно закрепить трубы, закрыть боковые стойки и снять накаты.

Чтобы избежать самопроизвольного открытия стоек, их
необходимо дополнительно закрепить.

12.10. Перед разгрузкой (до открытия стоек) следует
проверить крепление труб. При ручной разгрузке трубы нужно скатывать по
накатам, предохраняя трубы от самопроизвольного раскатывания.

12.11. При выгрузке нельзя сбрасывать трубы, а также
ударять их друг о друга или о крепкий грунт.

Укладывать трубы необходимо муфтами к устью скважины.

Перевозка вертолетами

12.12. Подготовка труб к перевозке должна производиться на
площадке, оборудованной грузоподъемным механизмом с динамометром и
расположенной рядом с вертолетной площадкой.

12.13. Трубы перевозят в упакованных и взвешенных пакетах
(массу пакета допускается определять по данным маркировки на трубах).

Порядок подвешивания пакета труб к вертолету и его отцепки
определяется экипажем вертолета в соответствии с действующими нормативными
документами.

Перевозка водным
транспортом

12.14. Трубы нужно укладывать в трюм или на палубу судна на
деревянные брусья, расположенные друг от друга на расстоянии не более 3 м и
установленные горизонтально.

12.15. Во время транспортирования трубы необходимо
предохранять от соприкосновения с трюмной водой и коррозионно-активными
веществами.

12.16. Штабеля должны быть прочно закреплены путем обвязки
и установки, вертикальных стоек, чтобы при качке и крене трубы не перемещались.

Перевозка железнодорожным
транспортом

12.17. В один вагон должны загружаться трубы только одной
партии. Трубы необходимо транспортировать в пакетах, прочно увязанных не менее
чем в двух местах.

Допускается отгрузка в одном вагоне пакетов труб разных
партий при условии их разделения.

12.18. При увязке труб в пакеты муфты на трубах (раструбные
концы НКБ) должны быть сориентированы в одну сторону.

13. ХРАНЕНИЕ

13.1. Перед укладкой на хранение трубы необходимо очистить,
покрыть антикоррозионной смазкой их неокрашенные части и резьбы и навинтить на
резьбы предохранительные детали.

В качестве антикоррозионной смазки рекомендуется пушечная
смазка или технический вазелин. Забракованные трубы необходимо хранить отдельно
от исправных.

Рис. 20. Хранение насосно-компрессорных труб в штабелях:

а — вид сверху; б — вид сбоку

13.2. Насосно-компрессорные трубы рекомендуется хранить в
складских помещениях, при их отсутствии допускается хранение на специально
подготовленных открытых площадках.

13.3. Трубы должны укладываться на деревянных подкладках
так, чтобы нижний ряд находился на высоте не менее 35 см от пола или земли.
Подкладки должны располагаться горизонтально, количество их по длине труб
должно составлять не менее трех.

13.4. Смежные ряды труб следует разделять деревянными
прокладками (не менее трех в одном ряду). Прокладки должны располагаться под
прямым углом к оси трубы друг над другом и над опорами для предотвращения
прогиба труб. Высота прокладки должна быть такой, чтобы муфты труб (муфтовые
части) не касались друг друга.

13.5. Соседние ряды труб следует располагать уступами
примерно на длину муфты или муфтовой части (рис. 20).

13.6. Высота штабеля не должна превышать 3 м, причем трубы
необходимо надежно закреплять во избежание их раскатывания.

13.7. Трубы, находящиеся на хранении, следует периодически
осматривать для своевременного обнаружения коррозионных повреждений и проверки
надежности крепления штабеля.

14. РАЗБРАКОВКА И РЕМОНТ

14.1. Для определения пригодности к дальнейшей
эксплуатации, а также ремонту трубы очищают от грязи и отложений. Затем
производят контрольно-сортировочные работы (разбраковку), которые целесообразно
разделять на две стадии:

— визуальное выявление дефектов;

— выявление дефектов различными методами специального
контроля и измерениями (дефектоскопическими установками, калибрами и т.д.).

Трубы, имеющие значительное искривление, вмятины, трещины,
видимые плены, раковины, песочины и расслоения, заметную скрученность, а также
дефекты, которые обнаружены при инструментальном и ультразвуковом контроле,
маркируются как брак и складируются отдельно.

14.2. В процессе разбраковки разделяются трубы с
устранимыми и трубы с неустранимыми дефектами (РД 39-1-1151-84) [ 14].

Ремонт труб, имеющих устранимые дефекты, производится по
типовой технологии, приведенной в РД 39-1-592-81 [ 12].

14.3. Насосно-компрессорные трубы после ремонта могут быть
использованы по прямому назначению для эксплуатации скважин в том случае, если
они отвечают всем требованиям ГОСТ
633-80.

Если после эксплуатации или ремонта толщина стенки труб
будет менее допустимой ГОСТ
633-80, трубы применяются согласно их прочностным характеристикам при
пониженных нагрузках в качестве элементов лифтовой колонны (хвостовиков,
газовых сепараторов и т.п.) или переводятся в другую область назначения (для
изготовления трубопроводов, манифольдов и т.п.) в соответствии с РД
39-2-1247-85 «Инструкция о порядке учета, перевода в другие области назначения
и использования бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб, отбракованных
при подготовке к эксплуатации» [ 15].
Прочностные характеристики отремонтированных труб приведены в РД 39-1-1151-84.

14.4. На отремонтированные трубы должна быть нанесена
маркировка светлой краской в виде поясков по окружности на расстоянии 0,3 — 0,4
м от муфты или муфтового конца трубы:

— один поясок — на трубах, отвечающих требованиям ГОСТ
633-80;

— два пояска — на трубах, которые должны применяться при
пониженных нагрузках, т.е. не по прямому назначению.

Повторное использование насосно-компрессорных труб
необходимо производить с учетом установленной нормы амортизации.

15. ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ
ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

15.1. При проведении всех работ с насосно-компрессорными
трубами следует строго соблюдать действующие правила и инструкции по технике
безопасности.

15.2. При погрузке и разгрузке труб должны быть приняты
меры против самопроизвольного скатывания их со штабелей или транспортных
средств.

15.3. Запрещается перед разгрузкой труб со стеллажей или
транспортных средств извлекать удерживающие стойки, а также клинья со стороны,
противоположной месту разгрузки.

15.4. Перемещение труб диаметром 100 мм и более должно
осуществляться при помощи грузоподъемных механизмов.

15.5. При погрузке, выгрузке и укладке труб в штабеля
следует применять грузоподъемные механизмы или безопасные трубные накаты
(скаты).

15.6. При складировании труб необходимо принять меры,
обеспечивающие их устойчивость.

15.7. Трубы следует укладывать в штабеля высотой до 3 м на
подкладках с концевыми упорами.

Нижний ряд труб должен быть уложен на подкладки, укреплен
инвентарными металлическими башмаками или концевыми упорами, надежно
закрепленными на подкладках.

15.8. При перевозке труб применяются прицепы. Крепление
труб осуществляется стойками и цепями с зажимами или с другими
приспособлениями.

15.9. Запрещается оставлять нагруженный талевый механизм на
весу при перерывах в работе по подъему или спуску труб.

15.10. При работе без автомата АПР-2 трубы следует спускать
в скважину через направляющие воронки.

15.11. Подъемный крюк должен иметь амортизатор и исправную
пружинную защелку, предотвращающую выпадание штропов. При свинчивании и
развинчивании труб крюк должен свободно вращаться.

15.12. При подъеме труб с мостков и при подаче их на мостки
элеватор должен быть повернут замком вверх.

15.13. При укладке трубы на мостки свободный конец ее
должен устанавливаться на скользящую подкладку.

15.14. Трубы условным диаметром более 60 мм можно подавать
на мостки и поднимать с них свечами из двух труб, причем длина свечи не должна
превышать 16 м.

15.15. При перевозке труб вертолетами все члены бригады,
осуществляющие прицепку и отцепку пакетов труб, должны иметь очки для защиты от
пыли и снега, резиновые сапоги и резиновые рукавицы для предохранения от
воздействия статического электричества.

15.16. Во избежание поражения статическим электричеством
при прицепке грузов к вертолету нельзя дотрагиваться до элементов внешней
подвески до тех пор, пока подвеска и трос заземления не коснутся земли.

16. УЧЕТ И СПИСАНИЕ

16.1. Учет работы насосно-компрессорных труб должен
осуществляться в порядке, установленном РД 39-1-456-80 [ 16].

16.2. Списание НКТ производится в соответствии с «Типовой
инструкцией о порядке списания пришедших в негодность оборудования,
хозяйственного инвентаря и другого имущества, числящегося в составе основных
фондов (средств)» [ 17].

16.3. Решение о списании НКТ принимается совместно с
представителями трубной базы и нефтегазодобывающего управления.

16.4. Трубы, вышедшие из строя в результате аварий,
списываются на основании акта о расследовании аварии с колонной
насосно-компрессорных труб.

Приложение 1

Справочное

Поставщики,
труб и освоенный сортамент

Завод-изготовитель	Условный диаметр труб, мм	Тип труб	Группа прочности
Первоуральский новотрубный завод	60; 73	Гладкие	Д, К
Синарский трубный завод	60; 73	Гладкие и с высаженными наружу концами	Д, К
73	Гладкие	Е
73	Гладкие, НКМ	Д, К
Азербайджанский трубопрокатный завод им. В.И. Ленина	60; 89; 114	Гладкие	Д, К
114	Гладкие, НКМ	Д, К
Руставский металлургический завод	73	Гладкие	Д, К, Е
Нижнеднепровский трубопрокатный завод им. К. Либкнехта	73	Гладкие	Д

Приложение
2

Справочное

Геометрические размеры и
масса отечественных насосно-компрессорных труб

Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Внутренний диаметр, мм	Площадь поперечного сечения, см²	Объем жидкости, л	Приведенная масса 1 м трубы с муфтой (муфтовой частью) по ГОСТ 633-80, кг*
вмещаемой 1 м трубы	вытесняемой 1 м тела трубы
тела гладкой части трубы	канала трубы
гладкой	с высаженными концами	гладкие	с высаженными концами	типа НКМ	типа НКБ
33	3,5	26,4	3,29	5,47	0,55	0,33	0,34	2,64	2,67	—	—
42	3,5	35,2	4,25	9,73	0,97	0,43	0,44	3,37	3,40	—	—
48	4,0	40,3	5,56	12,75	1,28	0,56	0,58	4,46	4,54	—	—
60	5,0	50,3	8,68	19,86	1,99	0,87	0,90	6,95	7,06	7,01	7,01
73	5,5	62,0	11,66	30,18	3,02	1,17	1,22	9,48	9,64	9,49	9,46
73	7,0	59,0	14,51	27,33	2,73	1,45	1,51	11,68	11,84	11,69	11,70
89	6,5	75,9	16,70	45,34	4,52	1,67	1,76	13,62	13,85	13,68	13,58
89	8,0	72,9	20,21	41,83	4,17	2,02	2,12	—	16,65	16,48	16,43
102	6,5	88,6	19,41	61,62	6,16	1,94	2,03	15,73	15,95	15,80	15,67
114	7,0	100,3	23,58	78,97	7,90	2,36	2,47	19,10	19,43	19,37	19,06

* Приведенная масса 1 м трубы с муфтой
рассчитана для труб длиной 8,5 м.

Приложение 3

Справочное

Страгивающие и
растягивающие нагрузки для насосно-компрессорных труб ( ГОСТ 633-80 ), кН

Условный диаметр труб, мм	Толщина стенки, мм	Страгивающая нагрузка для гладких труб по группам прочности	Растягивающая нагрузка для труб с высаженными концами и НКБ по группам прочности	Растягивающая нагрузка для труб НКМ по группам прочности
Д	К	Е	Л	М	Д	К	Е	Л	М	Д	К	Е	Л	М
33	3,5	—	—	—	—	—	122	162	177	209	242	—	—	—	—	—
42	3,5	—	—	—	—	—	157	208	229	272	312	—	—	—	—	—
48	4,0	113	148	160	192	222	210	273	310	356	410	—	—	—	—	—
60	5,0	196	250	285	337	388	322	425	468	552	640	265	348	382	452	522
73	5,5	278	365	402	476	540	435	572	620	743	855	363	476	524	610	716
7,0	370	486	535	636	730	540	712	783	935	1065	468	617	680	804	925
89	6,5	415	546	620	710	820	622	818	900	1065	1227	549	710	780	921	1064
8,0	—	—	—	—	—	754	995	1090	1298	1485	670	882	967	1142	1320
102	6,5	440	580	640	755	870	723	951	1040	1237	1430	622	820	902	1065	1230
114	7,0	545	717	833	932	1076	880	1155	1270	1505	1745	766	1070	1110	1310	1510

Приложение 4

Справочное

Внутреннее и наружное
давления, при которых напряжения в теле труб ( ГОСТ 633-80 , исполнение Б) достигают предела текучести, МПа

Условный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Внутреннее давление p_T по группам прочности	Наружное давление p_кр по группам прочности
Д	К	Е	Л	М	Д	К	Е	Л	М
33	3,5	68,5	90,0	99,0	117,0	135,0	54,2	66,5	72,6	84,8	96,7
42	3,5	54,2	71,2	78,3	92,5	107,0	39,7	50,7	55,2	63,8	72,0
48	4,0	54,0	71,0	78,2	92,4	107,0	41,1	52,7	57,5	66,5	75,1
60	5,0	54,0	71,0	78,2	92,4	107,0	39,0	50,0	54,6	63,1	71,4
73	5,5	49,0	64,7	71,0	84,0	97,0	36,2	46,5	50,5	58,0	65,2
7,0	62,6	82,2	90,5	107,0	123,3	51,0	66,0	72,3	84,1	95,8
89	6,5	47,6	62,7	69,0	81,6	94,1	36,6	46,5	50,6	58,0	65,0
8,0	58,6	77,2	85,0	100,0	116,0	48,7	63,1	69,0	80,4	91,0
102	6,5	41,6	55,0	60,4	71,4	82,4	29,6	37,6	40,5	45,9	50,8
114	7,0	40,0	52,5	57,7	68,9	78,9	28,9	36,2	38,8	43,9	48,3

Приложение
5

Справочное

Испытательные
гидравлические давления для НКТ по ГОСТ 633-80

Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Давление для труб из стали групп прочности, МПа (кгс/см²)
Д	К	Е	Л	М	Р
Исполнение А	Исполнение Б
27	3,0	67,2 (685)	66,2 (675)	87,3 (890)	98,1 (1000)	—	—	—
33	3,5	64,3 (655)	63,3 (645)	83,4 (850)	93,7 (955)	—	—	—
42	3,5	50,5 (515)	49,5 (505)	65,2 (665)	73,6 (750)	—	—	—
48	4,0	50,5 (515)	49,5 (505)	65,2 (665)	73,6 (750)	—	—	—
60	5,0	50,5 (515)	49,5 (505)	65,2 (665)	73,6 (750)	87,3 (890)	96,6 (985)	122,6 (1250)
73	5,5	45,6 (465)	45,1 (460)	59,4 (605)	66,7 (680)	79,0 (805)	87,3 (890)	112,6 (1145)
7,0	57,9 (590)	57,4 (585)	75,0 (765)	84,9 (865)	100,6 (1025)	110,9 (1130)	122,6 (1250)
89	6,5	44,1 (450)	43,7 (445)	57,4 (585)	64,7 (660)	76,5 (780)	84,4 (860)	108,9 (1110)
8,0	54,4 (555)	53,5 (545)	70,6 (720)	79,5 (810)	94,2 (960)	104,0 (1060)	122,6 (1250)
102	6,5	38,7 (395)	38,3 (390)	50,0 (510)	56,4 (575)	66,7 (680)	73,6 (750)	95,2 (970)
114	7,0	37,3 (380)	36,8 (375)	48,1 (490)	54,4 (555)	64,3 (655)	71,1 (725)	91,2 (930)

Примечания:

1. Если расчетное давление p превышает 68,6 МПа (700 кгс/см²),
испытательное давление принимают равным 68,6 МПа (700 кгс/см²). По
требованию потребителя испытательное давление принимают равным расчетному
давлению p, но не более 122,6 МПа
(1250 кгс/см²).

2. По согласованию изготовителя с
потребителем для труб гладких и с высаженными наружу концами и муфт к ним
исполнения Б групп прочности Д и К испытательное давление ограничивается
величиной 19,7 МПа (200 кгс/см²), для групп прочности Е и выше —
29,4 МПа (300 кгс/см²).

Приложение 6

Справочное

Предельные глубины спуска
одноступенчатой колонны насосно-компрессорных труб отечественного производства
по ГОСТ 633-80 , м

Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки трубы, мм	Группа прочности
Д	К	Е	Л	М
Трубы гладкие
48	4,0	1986	2614	2874	3397	3920
60	5,0	2207	2904	3194	3775	4355
73	5,5	2308	3037	3341	3948	4555
7,0	2484	3266	3593	4246	4899
89	6,5	2381	3138	3446	4073	4700
102	6,5	2192	2885	3173	3750	4327
114	7,0	2237	2944	3238	3827	4416
Трубы с высаженными наружу концами
33	3,5	3612	4751	5226	6177	7128
42	3,5	3593	4729	5200	6147	7092
48	4,0	3582	4714	5185	6128	7070
60	5,0	3564	4690	5159	6097	7035
73	5,5	3535	4651	5116	6046	6976
7,0	3573	4700	5171	6110	7051
89	6,5	3504	4610	5072	5994	6916
8,0	3539	4657	5122	6054	6985
102	6,5	3535	4651	5117	6047	6977
114	7,0	3537	4654	5119	6050	6981
Трубы типа НКБ
60	5,0	3589	4723	5195	6140	7085
73	5,5	3610	4750	5224	6174	7124
7,0	3615	4756	5232	6183	7135
89	6,5	3581	4712	5183	6126	7068
8,0	3589	4722	5194	6138	7083
102	6,5	3605	4743	5217	6166	7115
114	7,0	3611	4752	5227	6177	7127
Трубы типа НКМ
60	5,0	2933	3860	4247	5018	5790
73	5,5	3001	3948	4343	5133	5923
7,0	3141	4132	4546	5372	6198
89	6,5	3076	4047	4451	5261	6070
102	6,5	3078	4050	4455	5265	6075
114	7,0	3094	4071	4478	5293	6107

Примечание. Предельные глубины спуска
рассчитаны для одноступенчатой колонны, составленной из труб одной группы
прочности и толщины стенки, при коэффициенте запаса прочности n₁ = 1,3 для вертикальных скважин.

Приложение 7

Справочное

Геометрические
характеристики насосно-компрессорных труб по стандартам АНИ

Наружный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Внутренний диаметр, мм	Площадь, см²	Объем жидкости, л
проходного канала трубы	поперечного сечения тела трубы	вмещаемой 1 м трубы	вытесняемой 1 м тела труб
гладких	с высаженными концами
26,7	2,87	20,96	3,45	2,15	0,35	0,22	0,23
33,4	3,38	26,64	5,57	3,19	0,56	0,32	0,34*
42,2	3,18	35,84	10,07	3,91	1,01	—	0,4*
3,56	35,08	9,64	4,34	0,97	0,43	0,45*
48,3	3,18	41,91	13,79	4,52	1,38	—	0,45*
3,68	40,94	13,13	5,18	1,31	0,52	0,55*
52,4	396	44,48	15,53	6,02	1,55	—	0,62*
60,3	4,24	51,82	21,09	7,45	2,11	0,76	—
4,83	50,64	20,15	8,39	2,02	0,87	0,89
6,45	47,40	17,65	10,89	1,77	1,1	1,13
73,0	5,51	62,0	30,17	11,66	3,02	1,2	1,23
7,82	57,30	25,84	15,99	2,58	1,63	1,65
88,9	5,49	77,92	47,67	14,37	4,77	1,46	—
6,45	76,00	45,34	16,70	4,53	1,74	1,76
7,34	74,22	43,24	18,80	4,32	1,93	—
9,52	69,86	38,30	23,74	3,83	2,41	2,45
101,6	5,74	90,12	63,75	17,28	6,38	1,8	—
6,65	88,30	61,19	19,84	6,12	—	2,09
114,3	6,88	100,54	79,33	23,23	7,93	2,39	2,42

* Параметры относятся и к трубам с
безмуфтовым соединением.

Приложение 8

Справочное

Предельные глубины спуска
одноступенчатой колонны насосно-компрессорных труб, изготовляемых по стандартам
АНИ, м

Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Марка стали
Н-40	J -55 (К-55)	С-75	N -80 ( L -80)	Р-105
Трубы гладкие
26,7	2,87	1312	1809	2443	2624	—
33,4	3,38	1520	2067	2828	3010	—
42,2	3,56	1565	2169	2952	3153	—
48,3	3,68	1636	2238	3047	3254	—
60,3	4,24	1762	2418	3293	3512	—
4,83	1869	2568	3508	3737	4907
6,45	—	—	3891	4148	5445
73,0	5,51	1954	2689	3670	3916	5134
7,82	—	—	4107	4386	5751
88,9	5,49	1943	2674	3642	3886	—
6,45	2060	2836	3858	4120	5404
7,34	2138	2937	4006	4276	—
9,52	—	—	4258	4543	5961
101,6	5,74	1794	2463	3357	3582	—
114,3	6,88	1937	2679	3668	3916	—
Трубы высаженные с муфтами нормального диаметра
26,7	2,87	2578	3566	4856	5199	—
33,4	3,38	2662	3639	4970	5295	—
42,2	3,56	2659	3670	5010	5340	—
48,3	3,68	2655	3663	4981	5311	—
60,3	4,83	2634	3628	4912	5247	6921
6,45	—	—	5052	5314	7056
73,0	5,51	2633	3629	4978	5299	6905
7,82	—	—	4997	5354	7020
88,9	6,45	2617	3620	4901	5235	6851
9,52	—	—	4997	5357	6996
101,6	6,65	2633	3620	4936	5266	—
114,3	6,88	2604	3605	4887	5248	—
С муфтами уменьшенного диаметра
60,3	4,83	2665	3671	4970	5308	7003
6,45	—	—	5098	5362	7120
73,0	5,51	2672	3683	5052	5378	7007
7,82	—	—	5048	5408	7091
88,9	6,45	2674	3698	5006	5348	6998
9,52	—	—	5071	5436	7099
Безмуфтовые соединения насосно-компрессорных труб
33,4	3,38	2163	3004	4086	4356	—
42,2	3,18	2484	3391	—	—	—
3,56	2238	3059	4189	4455	—
48,3	3,18	2636	3630	—	—	—
3,68	2283	3144	4285	4566	—
52,4	3,96	2574	3544	4815	5149	—

Приложение 9

Справочное

Растягивающие нагрузки,
при которых напряжения в резьбовой части соединений труб, изготавливаемых по
стандартам АНИ, достигают предела текучести, кН

Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Марка стали
Н-40	J -55 (К-55)	С-75	N -80 ( L -80)	Р-105
Трубы гладкие
26,7	2,87	28	39	53	57	—
33,4	3,38	49	67	91	97	—
42,2	3,56	69	95	129	138	—
48,3	3,68	85	117	159	170	—
60,3	4,24	134	184	251	268	—
4,83	160	220	300	319	419
6,45	—	—	429	458	601
73,0	5,51	234	322	440	469	615
7,82	—	—	663	709	929
88,9	5,49	289	398	542	578	—
6,45	354	487	662	708	928
7,34	412	566	771	823	—
9,52	—	—	1027	1096	1438
101,6	5,74	321	440	600	640	—
114,3	6,88	461	637	872	931	—
Трубы с безмуфтовым соединением
33,4	3,38	71	98	133	142	—
42,2	3,18	99	135	—	—	—
3,56	99	135	185	197	—
48,3	3,18	120	165	—	—	—
3,68	120	165	224	239	—
52,4	3,96	159	219	297	318	—

Приложение 10

Справочное

Давления, при которых
напряжения в теле труб достигают предела текучести, МПа

Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Внутреннее давление	Наружное давление
Н-40	J -55 (К-55)	С-75	N -80 ( L -80)	С-90	С-95 (0-95)	Р-105	H -40	J -55 (К-55)	С-75	N -80 ( L -80)	С-90	С-95 (0-95)	Р-105
26,7	2,87	52	72	97	104	—	—	136	53	73	99	106	—	—	139
3,91	—	97	132	141	—	—	185	—	95	129	138	—	—	181
33,4	3,38	49	67	91	97	—	—	128	50	69	94	100	—	—	131
4,55	—	90	123	131	—	—	172	—	89	121	130	—	—	170
42,2	3,18	36	50	—		—	—	—	38	53	—		—	—	—
3,56	41	56	76	81	—	—	107	43	58	80	85	—	—	112
4,85	—	76	104	111	—	—	146	—	77	105	112	—	—	147
5,03	—	79	108	115	—	—	151	—	80	109	116	—	—	152
48,3	3,18	32	44	—	—	—	—	—	34	46	—	—	—	—	—
3,68	37	51	69	74	—	—	97	39	53	73	78	—	—	98
5,08	—	70	95	102	—	—	133	—	71	97	104	—	—	136
5,56	—	76	104	111	—	—	146	—	77	105	112	—	—	148
52,4	3,96	36	50	68	73	—	—	96	38	53	72	77	—	—	97
4,19	38	53	72	77	87	92	101	40	56	76	81	90	96	106
5,69	—	72	98	105	—	—	137	—	73	100	107	—	—	140
60,2	4,24	34	47	64	68	—	—	—	36	50	66	69	—	—	—
4,83	39	53	72	77	87	92	101	41	56	76	81	91	97	107
5,54	—	61	83	89	100	105	116		63	86	92	104	109	121
6,45	—	71	97	103	115	123	136	—	72	99	105	119	125	138
6,63	—	73	99	106	—	—	139	—	74	101	108	—	—	142
7,11	—	—	107	114	128	135	149	—	—	108	115	129	136	151
8,53	—	94	128	137	154	162	179	—	92	126	134	151	159	176
73,0	5,51	36	50	68	73	82	87	98	38	53	72	77	85	89	97
7,01	—	64	87	93	104	110	122	—	66	90	96	108	114	126
7,82	—	71	97	103	116	123	136	—	73	99	106	119	125	138
8,03	53	73	99	106	119	126	139	54	74	101	108	119	128	142
8,64	—	78	107	114	—	—	150	—	79	108	115	—	—	151
9,19	—	—	114	122	137	144	159	—	—	114	121	137	144	159
9,96	—	90	123	132	—	—	173	—	89	122	130	—	—	170
10,29	—	93	127	136	153	161	178	—	92	125	133	150	158	175
11,18	—	101	138	148	—	—	194	—	98	134	143	—	—	187
88,9	5,49	30	41	56	60	67	71	78	32	41	52	54	59	61	65
6,45	35	48	66	70	79	83	92	37	51	69	73	80	83	90
7,34	40	55	75	80	90	95	105	42	57	78	84	94	99	110
9,35	—	70	95	102	—	—	133	—	71	97	104	—	—	136
9,53	—	71	97	103	116	123	136	—	72	99	106	119	125	139
10,49	—	79	107	114	128	135	149	—	79	108	115	129	136	151
11,43	—	85	116	124	140	147	163	—	85	116	124	139	147	162
12,09	—	90	123	131	—	—	172	—	89	121	120	—	—	170
12,40	—	92	126	135	151	160	177	—	91	124	132	149	157	174
12,95	—	97	132	140	—	—	184	—	94	129	137	—	—	180
13,46	—	100	137	146	—	—	192	—	97	133	141	—	—	186
14,61	—	—	149	159	178	188	208	—	—	142	152	170	180	199
101,6	5,74	27	37	51	55	61	65	72	28	35	44	45	49	50	53
6,65	32	43	59	63	71	75	83	34	45	58	61	66	69	74
7,26	—	47	65	69	—	—	90	—	50	67	71	—	—	87
8,38	—	55	75	80	90	95	104	—	57	78	83	94	99	110
9,65	—	63	86	92	103	109	120	—	65	89	95	107	113	124
10,92	—	71	97	104	117	123	136	—	73	99	106	119	126	139
12,70	—	83	113	120	—	—	158	—	83	113	120	—	—	158
15,49	—	101	138	147	—	—	193	—	98	134	142	—	—	187
114,3	5,69	—	33	45	48	54	57	63	22	28	33	34	36	37	38
6,88	29	40	54	58	65	69	76	31	39	49	52	56	58	62
7,37	—	43	58	62	70	74	82	—	44	56	59	64	67	71
8,56	—	50	68	72	81	86	95	—	52	72	76	84	88	95
9,65	—	—	76	81	92	97	107	—	—	80	85	96	101	112
10,20	43	59	81	86	97	102	113	45	62	84	89	101	106	117
10,92	—	63	86	92	104	110	121	—	66	89	95	107	113	125
12,70	—	74	101	107	121	127	141	—	75	102	109	123	129	143
14,22	—	82	113	120	135	143	158	—	83	113	120	135	143	158
16,00	—	93	127	135	—	—	177	—	91	124	133	—	—	174

Приложение 11

Справочное

Моменты свинчивания для
зарубежных труб с муфтами, изготовленных по стандарту АНИ, Н·м

Условный диаметр труб, дюймов (мм)	Толщина стенки, мм	Уровень	Марка стали
Н-40	J -55	С-75	L -80	N -80	Р-105
Трубы гладкие
1,050 (26,7)	2,87	Опт.*	193	248	317	331	345	—
Мин.*	152	193	235	248	262	—
Макс.*	248	317	400	414	428	—
1,315 (33,4)	3,38	Опт.	290	373	497	511	524	—
Мин.	221	276	373	386	400	—
Макс.	359	469	621	635	662	—
1,660 (42,2)	3,56	Опт.	373	483	635	649	676	—
Мин.	276	359	483	483	511	—
Макс.	469	607	800	814	842	—
1,900 (48,3)	3,68	Опт.	442	566	745	773	787	—
Мин.	331	428	566	580	593	—
Макс.	552	704	938	966	980	—
2 3/8 (60,3)	4,24	Опт.	649	842	1004	1145	1173	—
Мин.	483	635	828	856	883	—
Макс.	814	1049	1380	1435	1463	—
4,83	Опт.	773	1007	1325	1366	1408	1766
Мин.	580	759	994	1021	1063	1325
Макс.	966	1256	1656	1711	1766	2208
6,45	Опт.	—	—	1904	1960	2015	2539
Мин.	—	—	1435	1477	1518	1904
Макс.	—	—	2387	2456	2525	3174
2 7/8 (73)	5,51	Опт.	1104	1449	1904	1973	2029	2553
Мин.	828	1090	1435	1477	1518	1918
Макс.	1378	1808	2387	2470	2540	3187
7,82	Опт.	2884	—	—	2981	3050	3850
Мин.	2167	—	—	2236	2291	2884
Макс.	3602	—	—	3726	3809	4816
3 1/2 (88,9)	5,49	Опт.	1270	1670	2208	2291	2346	—
Мин.	952	1256	1656	1725	1766	—
Макс.	1587	2084	2760	2870	2939	—
6,45	Опт.	1546	2042	2691	2801	2857	3616
Мин.	1159	1532	2015	2098	2139	2719
Макс.	1932	2553	3367	3505	3574	4526
7,34	Опт.	1808	2374	3133	3257	3326	—
Мин.	1352	1780	2346	2443	2498	—
Макс.	2263	2967	3919	4071	4154	—
9,52	Опт.	—	—	4181	4333	4430	5603
Мин.	—	—	3133	3257	3326	4209
Макс.	—	—	5230	5423	5534	8390
4 (101,6)	5,74	Опт.	1297	1711	2263	2360	2401	—
Мин.	980	1283	1697	1766	1808	—
Макс.	1628	2139	2829	2953	3008	—
4 1/2 (114,3)	6,88	Опт.	1822	2401	3174	3312	3367	—
Мин.	1366	1808	2387	2484	2525	—
Макс.	2277	3008	3974	4140	4209	—
Трубы с высадкой
1,050 (26,7)	2,87	Опт.	635	828	1076	1118	1145	—
Мин.	483	621	814	842	856	—
Макс.	800	1035	1352	1394	1435	—
1,315 (33,4)	3,38	Опт.	607	787	1021	1049	1090	—
Мин.	455	593	773	787	814	—
Макс.	759	980	1283	1311	1366	—
1,660 (42,2)	3,56	Опт.	731	952	1256	1297	1325	—
Мин.	552	718	938	980	994	—
Макс.	911	1187	1573	1628	1656	—
1,900 (48,3)	3,68	Опт.	925	1676	1587	1642	1684	—
Мин.	690	911	1187	1228	1269	—
Макс.	1159	1518	1987	2056	2111	—
2 3/8 (60,3)	4,83	Опт.	1366	1780	2346	2429	2484	3133
Мин.	1021	1339	1766	1822	1863	2346
Макс.	1711	2222	2939	3036	3105	3919
6,45	Опт.	—	—	2926	3022	3091	3905
Мин.	—	—	2194	2263	2318	2926
Макс	—	—	3657	3781	3864	4885
2 7/8 (73)	5,51	Опт.	1725	2277	2995	3105	3174	4015
Мин.	1297	1711	2249	2332	2387	3008
Макс.	2153	2843	3740	3878	3974	5023
7,82	Опт.	—	—	3933	4071	4168	5257
Мин.	—	—	2953	3050	3133	3946
Макс.	—	—	4913	5092	5216	6569
3 1/2 (88,9)	6,45	Опт.	2387	3146	4154	4319	4416	5589
Мин.	1794	2360	3119	3243	3312	4195
Макс.	2981	3933	5189	5396	5520	6983
9,52	Опт.	—	—	5575	5796	5920	7493
Мин.	—	—	4181	4347	4444	5617
Макс.	—	—	6969	7245	7397	9370
4 (101,6)	6,65	Опт.	2677	3533	4678	4871	4968	—
Мин.	2015	2650	3505	3657	3726	—
Макс.	3353	4416	5851	6086	6210	—
4 1/2 (114,3)	6,88	Опт.	2981	3947	5216	5437	5548	—
Мин.	2236	2967	3919	4085	4168	—
Макс.	3726	4940	6527	6803	6941	—

* Опт., Мин., Макс. — соответственно
оптимальный, минимальный и максимальный моменты свинчивания труб.

Приложение 12

Справочное

Рекомендуемые моменты
свинчивания для безмуфтовых труб, изготовленных по стандарту АНИ, Н·м

Условный диаметр трубы, дюймов (мм)	Уровень	Марка стали
Н-40	J -55 (К-55)	С-75	N -80 ( L -80)
1,315 (33,4)	Мин.*	320	410	540	570
Опт.*	430	550	720	760
Макс.*	540	690	900	950
1,660 (42,2)	Мин.	390	520	680	950
Опт.	520	690	900	720
Макс.	660	870	1120	1190
1,900 (48,3)	Мин.	470	600	790	840
Опт.	620	800	1050	1120
Макс.	770	1000	1310	1400
2,063 (52,4)	Мин.	590	770	1010	1060
Опт.	790	1020	1340	1420
Макс.	980	1260	1670	1780

* См. примечание к прил. 11.

Приложение 13

Справочное

Основные размеры (мм) и
масса (кг) труб с резьбовыми соединениями типа VAM фирмы «Валлурек»

Условный диаметр трубы, дюймов	Труба	Муфта	Масса 1 м трубы с муфтой
Наружный диаметр	Толщина стенки	Внутренний диаметр	Наружный диаметр	Длина
нормальный	уменьшенный	увеличенный
2 3/8	60,3	4,83	50,64	68,50	66,50	—	125,00	6,85
5,54	49,22	68,50	66,50	73,00	7,59
6,45	47,40	70,50	68,50	73,00	8,63
2 7/8	73,0	5,51	62,00	81,20	80,00	88,90	141,00	9,52
7,01	59,00	84,50	82,90	11,46
7,82	57,36	84,50	82,90	12,80
9,19	54,62	—	84,50	14,44
3 1/2	88,9	5,49	77,92	96,60	—	108,00	165,00	11,46
6,45	76,00	98,10	96,40	13,69
7,34	74,22	99,50	97,90	15,18
9,53	69,84	102,50	100,50	18,90
10,49	67,92	105,10	102,30	20,39
11,43	66,04	105,10	102,30	21,88
4	101,6	5,74	90,12	109,90	—	120,00	179,00	14,14
6,65	88,30	110,90	109,60	16,22
8,38	84,84	113,50	110,70	19,35
9,65	82,30	117,00	113,30	22,02
10,92	79,76	117,00	—	24,55
4 1/2	114,3	5,69	102,92	123,50	122,00	132,10	199,00	15,62
6,88	100,54	123,50	122,00	18,75
7,37	99,56	126,00	122,00	20,09
8,56	97,18	126,00	124,00	22,47
9,65	95,00	129,70	—	25,15
10,92	92,46	126,70	—	27,97
12,70	88,90	132,10	—	32,14
14,32	85,86	134,10	—	36,61

Приложение 14

Справочное

Основные размеры (мм) и
масса (кг) труб с резьбовыми соединениями типа TDS фирмы «Маннесман»

Условный диаметр трубы, дюймов	Труба	Муфта	Масса 1 м трубы с муфтой
Наружный диаметр	Толщина стенки	Внутренний диаметр	Наружный диаметр	Длина
2 3/8	60,3	4,24	51,82	73,0	126,2	5,96
4,83	50,64	6,85
6,45	47,40	8,64
2 7/8	73,0	5,51	62,00	88,9	142,2	9,53
7,01	59,00	11,50
7,82	57,36	12,80
3 1/2	88,9	5,49	77,92	108,0	166,2	11,50
6,45	76,00	13,70
7,34	74,22	15,20
9,52	69,86	18,90
4	101,6	5,74	90,12	120,6	170,2	14,20
6,65	88,30	16,40
4 1/2	114,3	6,88	100,54	132,1	174,2	18,80
7,37	99,56	20,10
8,56	97,18	22,50

Приложение 15

Справочное

Основные размеры (мм) и
масса (кг) труб с резьбовыми соединениями типа DSS — HTS , IJ -3 SS , IJ -4 S * фирмы «Атлас
Брэдфорд»

Условный диаметр трубы, дюймов	Труба	Соединение	Масса 1 м трубы с соединением
Наружный диаметр	Толщина стенки	Внутренний диаметр	Наружный диаметр	Внутренний диаметр
1 (1,315)	33,4	3,38	26,64	39,7	25,0	2,68
33,4	4,50	24,4	40,6	21,6	3,35
1 1/4 (1,660)	42,2	3,56	35,08	48,1	33,0	3,58
1 1/2 (1,900)	48,3	3,68	40,94	53,9	38,9	4,32
2 1/16	52,4	3,96	44,48	59,4	43,2	4,84
2 3/8	60,3	4,83	50,64	68,8	49,4	7,00
5,54	49,22	68,8	48,0	7,90
6,45	47,40	73,9	45,8	8,86
6,63	47,04	73,9	45,6	9,24
8,53	43,24	79,6	41,8	11,47
2 7/8	73,0	5,51	62,00	84,3	60,4	9,68
7,01	59,00	86,0	57,5	11,77
7,82	57,36	89,15	58,9	12,96
8,64	55,72	92,3	54,2	14,16
10,29	52,42	95,5	50,9	16,39
11,18	50,64	95,5	49,1	17,36
3 1/2	88,9	6,45	76,00	98,4	74,2	13,86
7,34	74,22	100,25	73,1	15,35
9,52	69,86	108,2	68,2	19,30
12,09	64,72	111,4	62,7	23,54
12,95	63,00	114,9	61,5	24,88
4	101,6	6,65	88,30	111,4	86,4	16,39
8,38	84,84	116,1	83,2	19,97
15,49	70,62	124,1	68,7	33,53
4 1/2	114,3	6,88	100,54	125,5	98,6	19,00
7,37	99,56	125,5	97,7	20,12
8,56	97,18	128,5	95,6	23,10
9,47	95,36	130,8	93,4	25,18
10,92	92,46	133,6	90,55	28,61
12,70	88,90	136,5	87,0	32,18

* Производится начиная с диаметра 2 3/8
дюйма.

Приложение 16

Справочное

Основные размеры (мм) и
масса (кг) труб с резьбовыми соединениями типа TC -4 S фирмы «Атлас
Брэдфорд»

Условный диаметр трубы, дюймов	Труба	Муфта	Масса 1 м трубы с муфтой
Наружный диаметр	Толщина стенки	Внутренний диаметр	Наружный диаметр	Длина
обычный	уменьшенный
2 3/8	60,3	4,83	50,64	73,0	69,85	177,8	7,00
5,54	49,22	73,0	69,85	7,90
6,45	47,40	76,2	71,1	8,87
6,63	47,04	76,2	71,1	9,24
8,53	43,24	79,4	73,7	11,47
2 7/8	73,0	5,51	62,00	85,71	82,55	190,5	9,68
7,01	59,00	88,9	85,7	11,77
7,82	57,36	88,9	85,7	12,96
8,64	5572	92,1	87,6	14,16
10,29	52,42	92,1	88,9	16,39
11,18	50,64	95,25	88,9	17,36
3 1/2	88,9	6,45	76,00	104,6	100,3	209,6	13,86
7,34	74,22	104,8	100,3	15,35
9,52	69,86	107,95	104,1	19,29
12,09	64,72	111,1	106,7	23,54
12,95	63,00	111,1	107,95	24,88
4	101,6	6,65	88,30	117,5	113,0	215,9	16,39
8,38	84,84	120,65	114,9	19,97
4 1/2	114,3	6,88	100,54	130,2	125,7	222,3	19,00
7,37	99,56	130,2	125,7	20,11
8,56	97,18	133,35	129,5	23,10
9,47	95,36	133,35	129,5	25,18
10,92	92,46	136,5	132,1	28,61
12,70	88,9	139,7	134,6	32,18

Приложение 17

Справочное

Основные размеры (мм) и
масса (кг) труб с резьбовыми соединениями типа FL -4 S фирмы «Атлас
Брэдфорд»

Условный диаметр трубы, дюймов	Труба	Соединение	Масса 1 м трубы с соединением
Наружный диаметр	Толщина стенки	Внутренний диаметр	Длина
2 3/8	60,3	4,83	50,64	38,7	7,00
6,45	47,40	52,1	8,86
7,11	46,08	53,3	9,91
2 7/8	73,0	5,51	62,00	37,4	9,68
7,01	59,00	53,3	11,77
7,82	57,36	54,9	12,96
9,19	54,62	97,6	15,50
3 1/2	88,9	5,49	77,92	41,5	11,47
6,45	76,00	52,0	13,86
7,34	74,22	54,1	15,35
9,34	70,22	99,3	19,07
9,52	69,86	97,7	19,30
10,40	68,10	110,4	23,10
4	101,6	5,74	90,12	42,7	14,16
6,65	88,30	52,5	16,39
7,26	87,08	63,8	17,28
8,38	84,84	56,2	20,86
4 1/2	114,3	5,21	103,88	40,3	14,16
5,69	102,92	42,5	15,66
6,35	101,60	53,6	17,28
6,88	100,54	52,0	18,77
7,37	99,56	54,0	20,12
8,56	97,18	56,4	22,50
9,47	95,36	98,8	25,18
10,92	92,46	107,9	28,01

Приложение 18

Справочное

Основные размеры (мм) и масса (кг) труб с резьбовыми
соединениями типа CS фирмы «Хайдрил»

Условный диаметр трубы, дюймов	Труба	Соединение	Масса 1 м трубы
Наружный диаметр	Толщина стенки	Внутренний диаметр	Наружный диаметр	Внутренний диаметр
нормальный	уменьшенный
1,050	26,7	2,87	20,96	33,7	33,0	17,4	1,79
3,9	18,88	33,7	—	17,4	2,23
1,315	33,4	3,38	26,64	39,4	38,7	24,6	2,70
4,55	24,30	40,6	—	21,9	3,35
1,660	42,2	3,56	35,08	47,8	47,2	33,0	3,60
4,85	32,50	48,9	—	30,9	4,50
5,03	32,14	48,9	—	30,5	4,80
1,900	48,3	3,68	40,94	53,7	53,2	38,9	4,30
5,08	38,14	54,9	—	36,6	5,40
5,56	37,18	55,3	—	35,3	6,20
2 1/16	52,4	3,96	44,48	59,2	58,4	43,2	4,80
5,71	41,98	60,3	—	39,4	6,70
2 3/8	60,3	4,83	50,64	68,6	66,8	49,4	7,00
5,54	49,22	69,6	—	48,0	7,90
2 7/8	73,0	5,51	62,00	81,8	80,1	60,3	9,70
3 1/2	88,9	6,45	76,00	99,2	96,6	74,2	13,80
7,34	74,22	100,5	—	73,1	15,30
4	101,6	6,65	88,30	111,9	109,6	86,2	16,10
4 1/2	114,3	6,88	100,54	124,7	122,5	98,2	19,00
7,37	99,56	125,3	—	97,5	20,10

Приложение 19

Справочное

Основные размеры (мм) и
масса (кг) труб с резьбовыми соединениями типа РН-6 фирмы «Хайдрил»

Условный диаметр трубы, дюймов	Труба	Соединение	Масса 1 м трубы
Наружный диаметр	Толщина стенки	Внутренний диаметр	Наружный диаметр	Внутренний диаметр
2 3/8	60,3	6,45	47,40	73,8	45,8	8,9
6,63	47,04	74,6	45,6	9,2
8,53	43,24	79,4	41,8	11,5
2 7/8	73,0	7,01	59,00	87,3	57,5	11,8
7,82	57,36	88,9	55,9	13,0
8,64	55,72	92,1	54,1	14,1
10,29	52,42	95,2	50,8	16,4
3 1/2	88,9	9,35	70,20	109,5	68,6	19,0
9,53	69,84	109,5	68,2	19,3
12,10	64,70	114,3	63,1	23,5
4	101,6	8,38	84,84	117,5	83,2	19,9
4 1/2	114,3	8,56	97,18	130,2	95,6	23,1
10,92	92,46	134,9	90,4	28,6

Приложение 20

Справочное

Основные размеры (мм) и
масса (кг) труб с резьбовыми соединениями типа А-95 фирмы «Хайдрил»

Условный диаметр трубы, дюймов	Труба	Соединение	Масса 1 м трубы
Наружный диаметр	Толщина стенки	Внутренний диаметр	Наружный диаметр	Внутренний диаметр
1,660	42,2	3,56	35,08	47,2	33,0	3,6
1,900	48,3	3,68	40,94	53,2	38,9	4,3
2,063	52,4	3,96	44,48	58,0	43,2	4,8
2 3/8	60,3	4,83	50,64	66,3	49,4	7,0
2 7/8	73,0	5,51	62,00	79,5	60,3	9,7
3 1/2	88,9	6,45	76,00	96,0	74,2	13,8
4	101,6	6,65	88,30	109,0	86,2	16,1
4 1/2	114,3	6,88	100,54	121,7	98,2	19,0

Приложение 21

Справочное

Растягивающие нагрузки,
при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести [трубы с
высаженными наружу концами по стандарту АНИ, трубы фирм «Валлурек» ( VAM ), «Хайдрил» ( P Н, CS ), «Маннесман» ( TDS ), «Атлас
Брэдфорд» ( DSS — HT , IJ -4 S , IJ -3 SS , FL -4 S , TC -4 S )], кН

Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Марка стали
Н-40	J -55 (К-55)	С-75	N-80 ( L -80)	С-90	С-95 (0-95)	Р-105
26,7	2,87	59	82	111	119	—	—	156
3,91	—	106	145	154	—	—	203
33,4	3,38	88	121	165	175	—	—	230
4,55	—	156	213	227	—	—	298
42,2	3,56	119	164	224	238	—	—	313
4,85		216	294	314	—	—	412
5,03	—	223	303	323	—	—	424
48,3	3,68	142	196	267	284	—	—	373
5,08	—	262	356	279	—	—	498
5,56	—	283	385	411	—	—	540
52,4	3,96	—	228	311	331	—	—	435
5,69	—	317	431	460	—	—	604
60,3	4,83	232	319	435	464	522	552	610
5,54	—	362	493	526	592	624	690
6,45	—	414	564	602	677	715	790
6,63	—	424	578	618	696	735	804
7,11	—	—	615	656	737	778	860
8,53	—	526	718	765	861	909	1005
73,0	5,51	322	443	604	645	725	765	846
7,01	—	552	752	802	902	952	1052
7,82	—	610	828	884	994	1049	1160
8,64	—	663	902	961	—	—	1264
9,19	—	698	953	1017	1144	1207	1334
9,96	—	748	1019	1089	—	—	1431
10,29	—	765	1049	1117	1255	1323	1460
11,18	—	823	1117	1196	—	—	1568
88,9	5,49	—	549	744	794	893	943	1042
6,45	461	637	864	922	1037	1095	1210
7,34	—	716	973	1038	1167	1232	1362
9,35	—	882	1210	1284	—	—	1686
9,53	—	902	1229	1311	1475	1557	1721
10,49	—	984	1337	1426	1604	1693	1871
11,43	—	1059	1439	1535	1727	1823	2015
12,09	—	1110	1510	1609	—	—	2111
12,40	—	1127	1542	1644	1850	1953	2158
12,95	—	1176	1598	1705	—	—	2234
13,46	—	1207	1646	1754	—	—	2303
14,61	—	—	1764	1881	2117	2234	2469
101,6	5,74	—	657	894	954	1073	1133	1252
6,65	549	755	1026	1095	1231	1300	1437
7,26	588	814	1110	1186	1333	1411	1559
8,38	—	931	1269	1354	1523	1608	1777
9,65	—	1058	1442	1538	1730	1826	2019
10,92	—	1080	1609	1716	1931	2038	2253
12,70	—	1343	1833	1950	—	—	2568
15,49	—	1588	2166	2303	—	—	3028
114,3	6,88	637	884	1201	1281	1441	1521	1681
7,37	—	941	1281	1366	1537	1622	1793
8,56	—	1078	1471	1569	1765	1863	2059
9,65	—	1210	1641	1751	1969	2074	2298
10,21	—	1264	1725	1833	2068	2186	2412
10,92	—	1343	1834	1957	2201	2324	2568
12,70	—	1537	2097	2237	2516	2656	2936
14,22	—	1696	2313	2467	2775	2929	3228
16,00	—	1872	2548	2725	—	—	3577

Приложение 22

Справочное

Рекомендуемые моменты
свинчивания для соединений типа VAM фирмы «Валлурек» с использованием смазки по стандарту 5А2
АНИ, Н·м

Условный диаметр трубы, дюймов (мм)	Толщина стенки, мм	Уровень	Марка стали
С-75, С-95, N -80 ( L -80)	Р-105
2 3/8 (60,3)	4,83	Мин.*	2453	2698
Опт.*	2600	2943
Макс.*	2747	3434
5,54	Мин.	2453	2698
Опт.	2698	2943
Макс.	3188	3434
6,45	Мин.	2698	2698
Опт.	2943	3139
Макс.	3434	3924
2 7/8 (73)	5,51	Мин.	3434	3434
Опт.	3679	3679
Макс.	3924	3924
7,01	Мин.	3924	3924
Опт.	4218	4218
Макс.	4905	4905
7,82	Мин.	4169	4169
Опт.	4415	4415
Макс.	5150	5150
3 1/2 (88,9)	6,45	Мин.	4415	5886
Опт.	4905	6377
Макс.	5396	7358
7,34	Мин.	5886	5886
Опт.	6622	6622
Макс.	7848	7848
4 (101,6)	5,74	Мин.	4415	—
Опт.	5396	—
Макс.	6377	—
6,65	Мин.	5396	4415
Опт.	5886	5396
Макс.	6377	6377
8,38	Мин.	5886	5886
Опт.	6867	6867
Макс.	8339	8339
9,65	Мин.	7848	7848
Опт.	8829	8829
Макс.	10300	10300
10,92	Мин.	9810	9810
Опт.	10790	10790
Макс.	12750	12790
4 1/2 (114,3)	6,88	Мин.	5886	6867
Опт.	6377	7358
Макс.	7848	8829

* Мин., Опт., Макс. — соответственно
минимальный, оптимальный, максимальный моменты свинчивания.

Приложение 23

Справочное

Рекомендуемые моменты
свинчивания для соединения типа TDS фирмы «Маннесман», Н·м

Условный диаметр трубы, дюймов (мм)	Толщина стенки, мм	Уровень	Марка стали
J -55	С-75	N -80 ( L -80)	С-90	С-95	Р-105

2 3/8 (60,3)	4,83	Мин.*	1200	1350	1350	1450	1450	1500
Макс.*	1450	1650	1650	1800	1800	1900
6,45	Мин.	—	1500	1500	1800	1800	2000
Макс.	—	1900	1900	2200	2200	2500
2 7/8 (73)	5,51	Мин.	1700	1850	1850	2100	2100	2400
Макс.	2100	2300	2300	2600	2600	3000
7,01	Мин.	—	2250	2250	2600	2600	2800
Макс.	—	2800	2800	3200	3200	3600
7,82	Мин.	—	2600	2600	3000	3000	3200
Макс.	—	3200	3200	3700	3700	4000
3 1/2 (88,9)	6,45	Мин.	2600	3200	3200	3600	3600	4000
Макс.	3200	4000	4000	4500	4500	5000
7,34	Мин.	2900	3500	3500	3900	3900	4500
Макс.	3600	4400	4400	4900	4900	5700
9,52	Мин.	—	4000	4000	5000	5000	6100
Макс.	—	5000	5000	6300	6300	7600
4,0 (101,6)	6,65	Мин.	3100	3700	3700	4300	4300	4800
Макс.	3800	4600	4600	5400	5400	6000
4 1/2 (114,3)	6,88	Мин.	3600	4300	4300	4600	4600	5400
Макс.	4500	5300	5300	5800	5800	6700
7,37	Мин.	3800	4700	4700	5400	5400	5900
Макс.	4800	5900	5900	6700	6700	7400
8,56	Мин.	4600	5200	5200	5900	5900	6600
Макс.	5700	6500	6500	7400	7400	8200

* Мин., Макс. — соответственно минимальный
и максимальный моменты свинчивания.

Приложение 24

Справочное

Оптимальные моменты
свинчивания для соединений типа DSS — HTC , IJ -3 SS , IJ -4 S * фирмы «Атлас Брэдфорд», Н·м

Условный диаметр трубы, дюймов (мм)	Толщина стенки, мм	Марка стали
J -55 (К-55)	С-75	N -80 ( L -80)	P -105
1 (33,4)	3,38	276	414	414	552
4,50	276	414	414	552
1 1/4 (42,2)	3,56	552	690	690	828
1 1/2 (48,3)	3,68	690	828	828	1104
2 1/16 (52,4)	3,96	828	1104	1104	1380
2 3/8 (60,3)	4,83	1518	1794	1794	2070
5,54	1794	2070	2070	2346
6,45	2070	2346	2346	2622
6,63	2346	2622	2622	2898
8,53	2760	3036	3036	3312
2 7/8 (73)	5,51	2208	2484	2484	3036
7,01	3036	3588	3588	4140
7,82	3588	4140	4140	4830
8,64	4140	4830	4830	5520
10,29	4968	5520	5520	6072
11,18	5520	6210	6210	6900
3 1/2 (88,9)	6,45	3036	3588	3588	4140
7,34	3588	4140	4140	4830
9,52	4140	4830	4830	5520
12,09	5520	6210	6210	6900
12,95	6210	6900	6900	7590
4 (101,6)	6,65	3312	3864	3864	4416
8,38	4416	4968	4968	5520
15,49	5520	6210	6210	6900
4 1/2 (114,3)	6,88	3450	4140	4140	4830
7,37	4140	4830	4830	5520
8,56	4830	5520	5520	6210
9,47	5520	6210	6210	6900
10,92	6210	6900	6900	7590
12,70	6900	7590	7590	8280

* Производится начиная с диаметра 2 3/8
дюйма.

Приложение 25

Справочное

Оптимальные моменты
свинчивания для соединений типа TC -4 S фирмы «Атлас Брэдфорд», Н·м

Условный диаметр трубы, дюймов (мм)	Толщина стенки, мм	Марка стали
J -55	С-75	N-80 ( L -80)	Р-105
2 3/8 (60,3)	4,83	1794	2760	2760	3312
5,54	1794	2760	2760	3312
6,45	2484	3450	3450	4140
6,63	2484	3450	3450	4140
8,53	3588	4416	4416	5244
2 7/8 (73)	5,51	2346	3588	3588	4140
7,01	2760	4140	4140	4830
7,82	2760	4140	4140	4830
8,64	2760	4140	4140	4830
10,29	3450	4968	4969	5796
11,18	3450	4968	4968	5796
3 1/2 (88,9)	6,45	3174	4416	4416	5658
7,34	3174	4416	4416	5658
9,52	3864	5106	5106	6486
12,09	4140	5520	5520	6900
12,95	4140	5520	5520	6900
4 (101,6)	6,65	4140	5520	5520	6210
8,38	4830	6210	6210	7590
4 1/2 (114,3)	6,88	4002	5520	5520	6900
7,37	4002	5520	5520	6900
8,56	4830	6210	6210	7728
9,47	5520	8280	8280	8970
10,92	6900	8280	8280	9936
12,70	6900	8280	8280	10350

Приложение 26

Справочное

Оптимальные моменты
свинчивания для соединений типа FL -4 S фирмы «Атлас Брэдфорд», Н·м

Условный диаметр трубы, дюймов (мм)	Толщина стенки, мм	Марка стали
J -55 (К-155)	С-75, Р-105, N -80 ( L -80)
2 3/8 (60,3)	4,83	552	690
6,45	552	690
7,11	690	828
2 7/8 (73)	5,51	828	1104
7,01	828	1104
7,82	966	1242
9,19	966	1242
3 1/2 (88,9)	5,49	1932	2208
6,45	1932	2208
7,34	1932	2208
9,34	2070	2346
9,52	2070	2346
11,40	2070	2346
4 (101,6)	5,74	2760	3174
6,65	3036	3450
7,26	3036	3450
8,38	3312	3726
4 1/2 (114,3)	5,21	3450	—
5,69	3450	—
6,35	3726	4416
6,88	3726	4416
7,37	4140	4830
8,56	4140	4830
9,47	4416	5101
10,92	4416	5106

Приложение 27

Справочное

Оптимальные моменты
свинчивания для соединений типа А-95, CS , PH -6 и РН-4 фирмы «Хайдрил», Н·м

Условный диаметр трубы, дюймов (мм)	Марка стали
J -55 (К-55)	С-75	N -80 ( L -80)	P -105
Соединения А-95 фирмы «Хайдрил»
1,660 (42,2)	550	—	830	—
1,900 (48,3)	830	—	1110	—
2,063 (52,4)	970	—	1240	—
2 3/8 (60,3)	1520	—	2070	—
2 7/8 (73)	2070	—	2900	—
3 1/2 (88,9)	3460	—	4150	—
4 (101,6)	4150	—	4840	—
4 1/2 (114,3)	4840	—	6220	—
Соединения С S фирмы «Хайдрил»
1,050 (26,7)	280	410	410	410
1,315 (33,4)	410	550	550	550
1,660 (42,2)	550	830	830	830
1,900 (48,3)	830	1110	1110	1110
2,063 (52,4)	970	1240	1240	1240
2 3/8 (60,3)	1520	2070	2070	2070
2 7/8 (73)	2070	2900	2900	2900
3 1/2 (88,9)	3460	4150	4150	4150
4 (101,6)	4150	4840	4840	4840
4 1/2 (114,3)	4840	6220	6220	6220
Соединения РН-6 фирмы «Хайдрил»
2 3/8 (60,3)	2210	3040	3040	3730
2 7/8 (73)	3040	4150	4150	4840
3 1/2 (88,9)	5530	7600	7600	9680
4 (101,6)	5530	7600	7600	9680
4 1/2 (114,3)	6220	8290	8290	10370
Соединения РН-4 фирмы «Хайдрил»
2 7/8 (73)	5530	6910	6910	8990
3 1/2 (88,9)	7600	10370	10370	13130
4 (101,6)	8290	11750	11750	14520
4 1/2 (114,3)	9680	13130	13130	16590

Приложение 28

Справочное

Основные размеры (мм) и
масса (кг) труб с резьбовыми соединениями типа NK 2 SC фирмы «Ниппон
Кокан»

Условный диаметр трубы, дюймов	Труба	Муфта	Номинальная масса 1 м трубы
Наружный диаметр	Толщина стенки	Внутренний диаметр	Наружный диаметр	Длина
Обычная	Специальная
2 3/8	60,3	4,83	50,64	76,20	73,81	177,39	7,00
5,54	49,22	76,20	73,81	7,84
6,45	47,40	76,20	73,81	8,86
2 7/8	73,0	5,51	62,00	88,90	86,77	186,89	9,67
7,01	59,00	92,10	88,90	11,76
7,82	57,36	92,10	88,90	12,95
11,18	50,64	93,19	—	17,34
3 1/2	88,9	6,45	76,0	108,00	103,81	215,49	13,84
7,34	74,22	108,00	103,81	15,18
9,52	69,86	108,00	106,68	19,27
11,46	66,08	111,10	108,00	22,47
13,46	61,98	111,10	—	25,37
4	101,6	6,65	88,30	117,00	115,01	226,21	16,37
8,38	84,84	125,00	116,99	19,96
12,70	76,20	125,00	—	28,30
15,49	70,62	127,00	—	33,51
4 1/2	114,3	6,88	100,54	132,11	128,98	239,90	18,98
7,37	99,56	132,11	128,98	20,11
8,56	97,18	132,11	130,00	23,09
11,25	91,80	141,30	135,00	28,60
12,70	88,90	141,30	135,00	32,17
14,22	85,86	141,30	—	35,75
16,00	82,30	141,30	—	39,47

Приложение 29

Справочное

Основные размеры (мм) и
масса (кг) труб с резьбовыми соединениями типа NK 3 SB фирмы «Ниппон
Кокан»

Условный диаметр трубы, дюймов	Труба	Муфта	Номинальная масса 1 м трубы
Наружный диаметр	Толщина стенки	Внутренний диаметр	Наружный диаметр	Длина
Обычная	Специальная
2 3/8	60,3	4,83	50,64	73,0	68,58	215,19	7,00
5,56	49,18	68,58	7,89
6,45	47,40	69,39	8,86
6,63	47,04	69,70	9,23
8,53	43,24	—	11,47
2 7/8	73,0	5,51	62,00	88,90	81,79	215,19	9,67
7,01	59,00	83,31	11,76
7,82	57,36	84,40	12,95
8,64	55,72	85,50	14,15
9,96	53,08	—	15,94
10,29	52,42	—	16,38
11,18	50,64	—	17,34
3 1/2	88,9	6,45	76,00	108,00	98,60	216,79	13,34
7,34	74,22	99,90	15,34
9,35	70,20	102,90	19,07
9,52	69,86	103,10	19,27
11,46	66,08	—	22,47
3 1/2	88,9	12,09	64,72	108,00	—	216,79	23,53
12,95	63,00	—	24,87
13,46	61,98	—	25,37
4	101,6	6,65	88,30	120,70	111,81	231,60	16,37
8,38	84,84	114,10	19,96
12,70	76,20	—	28,30
15,49	70,62	—	13,51
4 1/2	114,3	6,88	100,54	132,11	124,99	243,79	18,98
7,37	99,56	124,99	20,11
8,56	97,18	126,90	23,09
10,92	92,46	—	28,60
12,70	88,90	—	32,17
14,22	85,86	—	35,75
16,00	82,30	—	39,47

Приложение 30

Справочное

Растягивающие нагрузки,
при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, для труб с
резьбовыми соединениями типа NK 2 SC и NK 3 SC фирмы «Ниппон Кокан», кН

Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Марка стали
J -55	С-75	N -80 ( L -80)	С-90	С-95	P -105	NK -125	NKCB 22-140
60,3	4,83	323	431	461	519	549	608	725	813
5,54	363	490	529	588	627	686	823	921
6,45	412	568	598	676	715	794	941	1058
6,63	421	578	617	696	735	813	970	1078
8,53	529	715	764	862	911	1009	1196	1343
73,0	5,51	441	608	647	725	764	843	1009	1127
7,01	549	755	804	902	951	1058	1254	1401
7,82	608	823	882	1000	1049	1156	1382	1548
8,64	666	902	970	1088	1147	1264	1499	1686
9,96	745	1019	1088	1225	1294	1431	1695	1901
10,29	774	1049	1117	1254	1333	1470	1744	1960
11,18	823	1117	1196	1352	1421	1568	1872	2097
88,9	6,45	627	862	921	1039	1098	1205	1441	1617
7,34	715	970	1039	1166	1235	1362	1617	1813
9,35	882	1205	1294	1450	1529	1695	2019	2254
9,52	902	1225	1313	1470	1558	1725	2048	2293
11,40	1058	1441	1529	1725	1823	2009	2391	2685
12,09	1107	1509	1607	1813	1911	2117	2519	2813
12,95	1166	1597	1705	1921	2029	2234	2666	2989
13,46	1205	1646	1764	1980	2087	2313	2754	3077
101,6	5,74	657	892	951	1068	1137	1254	1490	1666
6,65	755	1029	1098	1235	1303	1441	1715	1921
8,38	931	1264	1352	1519	1607	1784	2117	2372
12,70	1343	1833	1960	2205	2323	2568	3058	3430
15,49	1588	2166	2313	2607	2744	3038	3616	4047
114,3	6,88	822	1205	1284	1441	1519	1686	1999	2244
7,37	941	1284	1362	1539	1617	1793	2127	2391
8,56	1078	1470	1568	1764	1862	2058	2450	2744
10,92	1343	1833	1960	2205	2323	2568	3058	3430
12,70	1539	2097	2234	2519	2656	2940	3489	3920
14,22	1695	2313	2470	2773	2930	3244	3851	4312
16,00	1872	2558	2724	3067	3244	3577	4253	4773

Приложение 31

Справочное

Давления, при которых напряжения
в теле трубы достигают предела текучести, для труб с резьбовыми соединениями
типа NK 2 SC , NK 3 SB фирмы «Ниппон
Кокан», МПа

Наружный диаметр трубы, мм	Толщина стенки трубы, мм	Марка стали
J -55	С-75	N -80 ( L -80)	С-90	С-95	P -105	NK -125	NKCB 22-140
Наружное давление
60,3	4,83	58,0	79,1	84,4	95,0	100,3	110,9	120,3	140,4
5,54	65,8	89,6	95,7	107,6	113,6	125,6	149,4	167,4
6,45	75,4	102,7	109,5	123,2	130,2	143,8	171,3	191,8
6,63	77,1	105,2	112,2	126,3	133,3	147,3	175,4	196,5
8,53	95,8	130,7	139,3	156,8	165,6	182,9	217,7	243,9
73,0	5,51	55,1	75,1	80,1	88,7	92,8	100,6	115,3	125,5
7,01	68,5	93,3	99,5	112,0	118,2	130,7	155,7	174,2
7,82	75,5	102,9	109,7	123,5	130,3	144,0	171,5	192,1
8,64	82,2	112,1	119,6	134,6	142,1	157,1	187,0	209,4
9,96	92,8	126,6	135,1	152,0	160,5	177,4	211,2	236,5
10,39	95,5	130,2	138,8	156,2	164,8	182,3	217,0	243,0
11,18	102,2	139,4	148,7	167,3	176,6	195,3	232,4	260,3
88,9	6,45	53,0	71,7	75,6	82,9	86,5	93,6	106,8	115,8
7,34	59,7	81,5	86,9	97,8	98,4	114,0	135,8	148,9
9,35	74,2	101,2	107,9	121,5	125,4	141,7	168,6	188,9
9,52	75,5	102,9	109,7	123,5	127,7	144,0	171,6	192,1
11,40	88,2	120,3	128,3	144,3	152,9	168,4	200,6	224,5
12,09	92,7	126,4	134,8	151,7	160,2	177,0	210,7	236,0
12,95	98,1	133,9	142,8	160,7	169,6	187,5	223,2	250,0
13,46	101,3	138,2	147,4	165,9	175,1	193,5	230,4	258,0
101,6	5,74	36,6	45,3	47,1	50,8	52,4	55,4	60,2	62,5
6,65	47,2	60,1	63,1	68,7	71,6	76,8	86,3	92,4
8,38	59,7	81,4	86,8	97,6	103,1	114,0	135,6	148,7
12,70	86,3	117,7	125,5	141,2	149,0	164,7	196,1	219,6
15,49	102,0	139,0	148,3	166,8	176,2	194,6	231,7	259,5
114,3	6,88	41,1	51,4	53,7	58,2	60,3	64,2	70,9	75,0
7,37	46,0	58,3	61,2	66,7	69,2	74,2	83,1	88,9
8,56	54,6	74,4	79,4	87,6	91,5	99,1	113,5	123,5
10,92	68,2	92,9	99,1	111,6	117,7	130,2	155,0	173,5
12,70	77,8	106,2	113,3	127,5	134,6	148,7	177,1	198,3
14,22	86,0	117,2	125,0	140,7	148,4	164,0	195,4	218,8
16,00	95,0	129,5	138,1	155,4	164,0	181,3	215,9	241,8
Внутреннее давление
60,3	4,83	55,2	75,3	80,3	90,4	95,4	105,4	125,5	140,6
5,54	63,3	86,4	92,1	103,7	109,4	121,0	144,0	161,3
6,45	73,7	100,7	107,3	120,8	127,5	140,9	167,7	187,9
6,63	75,9	103,4	110,4	124,1	131,0	144,7	172,4	193,0
8,53	97,6	133,1	142,1	159,7	168,6	186,5	222,0	248,6
73,0	5,51	52,0	71,1	75,8	85,3	90,0	99,4	118,4	132,6
7,01	66,3	90,4	96,4	108,4	114,4	126,5	150,6	168,6
7,82	73,9	100,8	107,6	121,0	127,7	141,2	168,0	188,2
8,64	81,6	111,3	118,7	133,6	141,0	155,9	185,6	207,8
9,96	94,0	128,3	136,9	153,9	162,6	179,6	213,9	239,6
10,29	97,2	132,6	141,4	159,1	167,9	185,6	221,1	247,5
11,18	105,7	144,0	153,7	172,8	182,4	201,7	240,2	268,9
88,9	6,45	50,1	68,2	72,8	82,0	86,5	95,6	113,8	127,5
7,34	57,0	77,7	82,9	93,2	98,4	108,7	129,5	145,1
9,35	72,5	98,9	105,6	118,7	125,4	138,5	165,0	184,7
9,52	73,9	100,8	107,6	121,1	127,7	141,2	168,1	188,2
11,40	88,5	120,8	128,8	145,0	152,9	169,0	201,3	225,5
12,09	93,8	128,0	136,6	153,6	162,1	179,2	213,3	238,9
12,95	100,6	137,1	146,3	164,5	173,7	192,0	228,5	256,1
13,46	104,5	142,6	152,0	171,1	180,6	199,5	237,6	266,1
101,6	5,74	38,9	53,2	56,7	63,8	67,3	74,4	88,6	99,2
6,65	45,2	61,7	65,8	73,9	78,1	86,3	102,7	115,1
8,38	56,9	77,6	82,8	93,1	98,4	108,7	129,4	145,0
12,70	86,3	117,7	125,5	141,2	149,0	164,7	196,1	219,6
15,49	105,3	143,5	153,1	172,3	181,8	201,0	239,2	267,9
114,3	6,88	41,6	56,6	60,5	67,9	71,8	79,3	94,4	105,8
7,37	44,4	60,7	64,6	72,8	76,9	84,8	101,1	113,2
8,56	51,7	70,5	75,2	84,6	89,2	98,6	117,5	131,6
10,92	66,0	90,0	96,0	107,9	113,9	125,9	149,8	167,9
12,70	76,7	104,5	111,6	125,5	132,4	146,5	174,3	195,3
14,22	85,9	117,1	125,0	140,6	148,4	164,0	195,3	218,6
16,00	96,7	131,8	140,6	158,1	167,0	184,5	219,6	246,0

Приложение
32

Образцы
маркировки отечественных и зарубежных насосно-компрессорных труб

Пример маркировки
гладкой трубы из стали группы прочности Д условным диаметром 60 мм с толщиной
стенки 5 мм

Изготовитель:
Первоуральский новотрубный завод

а) Маркировка клеймением в белой рамке:	б) Маркировка белой краской:
— условный диаметр трубы, мм	60 — условный диаметр трубы, мм
Д — группа прочности стали
5 — толщина стенки трубы, мм
— номер трубы	927 — длина трубы, см
— товарный знак завода

Д — группа прочности стали
5 — толщина стенки трубы, мм
— месяц и год выпуска
□ — клеймо ОТК (□○)
— товарный знак завода

Пример маркировки гладкой трубы из стали группы прочности Д
условным диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм

Изготовитель: Синарский трубный завод

Маркировка клеймением:

32488 — номер трубы	— товарный знак предприятия-изготовителя
73 — условный диаметр трубы, мм	11.84 — месяц и год выпуска
5,5 — толщина стенки, мм
Д — группа прочности

Пример маркировки гладкой трубы из стали группы прочности Д
условным диаметром 60 мм с толщиной стенки 5 мм

Изготовитель: Азербайджанский трубопрокатный завод

а) Маркировка клеймением в белой рамке:	б) Маркировка белой краской :
60 — условный диаметр трубы, мм	60 — условный диаметр трубы, мм
1035 — номер трубы	Д — группа прочности стали
Д — группа прочности стали	5 — толщина стенки трубы, мм
5 — толщина стенки трубы, мм	860 — длина трубы, см
— клеймо ОТК завода при окончательной приемке	АТЗ (или ) — товарный знак завода
— клеймо ОТК при пооперационной приемке
АТЗ — товарный знак завода
5-81 — месяц и год выпуска

Примечание. На опытных трубах наносят
слово «Опытная», на трубах второго сорта — «2-й сорт»

Пример маркировки гладкой трубы из стали группы прочности К
условным диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм

Изготовитель: Руставский металлургический завод

а) Маркировка клеймением в белой рамке:	б) Маркировка белой краской:
5659 — номер трубы	К — группа прочности стали
4-83 — месяц и год выпуска	73 — условный диаметр трубы, мм
— клеймо ОТК при пооперационной приемке	— длина трубы, м
	— товарный знак завода

Примечание. На трубах второго сорта в
маркировке клеймением и краской ставят знак «2с» и посередине трубы наносят два
пояска белой краской.

Пример маркировки труб из стали группы прочности Д условным
диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм

Изготовитель: Нижнеднепровский трубопрокатный завод им. К.
Либкнехта

а) Маркировка клеймением в белой рамке:	б) Маркировка краской:
73 — условный диаметр трубы, мм	73 — условный диаметр трубы, мм
1036 — номер трубы	Д — группа прочности стали
Д — группа прочности стали	5,5 — толщина стенки, мм
5,5 — толщина стенки, мм	950 — длина трубы, см
— товарный знак завода	— товарный знак завода
4 1985 — месяц и год выпуска	1036 — номер трубы
950 — длина трубы, см	01212 — номер плавки
01212 — номер плавки

Изготовитель:
фирма «Сумитомо металз индастриз, Лимитед» (Япония)

а) Маркировка клеймением в белой рамке:	б) Маркировка белой краской:
— знак фирмы «Сумитомо металз индастриз, Лимитед»	— знак фирмы «Сумитомо металз индастриз, Лимитед»
— монограмма Американского нефтяного института ( API )	— монограмма Американского нефтяного института
P — марка стали (Р-105)	73 — наружный диаметр трубы, мм
S — трубы бесшовные	5,51 — толщина стенки трубы, мм
	P — марка стали (Р-105)
	S — трубы бесшовные
	9740 — длина трубы, мм
	N . W .89 — чистая масса трубы, кг
	LOT N O 971 — номер партии труб
	ch NO 476115 — номер анализа
	piece N O 82 — порядковый номер трубы в поставляемой партии

Пример маркировки трубы из
стали марки Р-105 наружным диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,51 мм

Изготовитель: фирма «Ниппон Кокан
кабусики кайся» (Япония)

а) Маркировка клеймением в белой рамке:

NKK — знак фирмы «Ниппон Кокан кабусики кайся»

— монограмма Американского нефтяного института
(API)

432 — номер партии труб

Р — марка стали (Р-105)

б)
Маркировка белой краской:

NKK — знак фирмы «Ниппон Кокан кабусики кайся»

— монограмма Американского нефтяного института

73,0 — наружный диаметр трубы, мм

5,51 — толщина стенки трубы, мм

R-2 — знак, указывающий на то, что размеры даны в
мм

Р — марка стали (Р-105)

9590 — длина трубы, мм

88 — чистая масса трубы, кг

NO.0119 — номер трубы в партии

MADE
in JAPAN — изготовлено в Японии

HNO
282730 — номер анализа

v/o P ROM S YRIOIMPORT — всесоюзное объединение «Промсырьеимпорт»

TRANS
NO.58251 — транспортный номер

index
NO.4741 — номер индекса

ORDER
NO.052-260/184618 — номер ордера

Пример маркировки трубы из
стали марки Р-105 наружным диаметром 73,02 мм (2 7/8″) с толщиной стенки
5,51 мм

Изготовитель: фирма «Дальмине сидерга» (Аргентина)

Маркировка
белой краской:

358 — номер трубы в партии

1039 — номер партии труб

— монограмма Американского нефтяного института

2
7/8″ — наружный диаметр трубы,
дюймов

P-105 — марка стали трубы

6,40 — толщина стенки

INDEX-4741 — номер индекса

TRANS
53878 — транспортный номер

DALMINE
SIDERGA — название фирмы

TUBO DE AGERO
SINGOSTIRA — трубы легированные бесшовные

INDUSTRIA
ARGENTINA — производство Аргентины

Примечание. Поясок белой краской означает,
что трубы изготовлены из стали марки P -105.

Пример маркировки трубы из
стали марки Р-105 наружным диаметром 114,3 мм (4 1/2″) с толщиной стенки
6,88 мм

Изготовитель: фирма «Дальмине сидерга» (Аргентина)

Маркировка
белой краской:

4
1/2″ — наружный диаметр трубы,
дюймов

12,6 — масса 1 фута трубы с учетом муфты, фунтов

P — марка стали
(Р-105)

S — трубы бесшовные

SOGONORD DALMINE SIDERGA — название, фирмы

TUBO DE AGERO SINGOSTIRA — трубы легированные
бесшовные

INDUSTRIA ARGENTINA — производство
Аргентины

Примечание. Поясок белой краской означает,
что трубы изготовлены из стали марки Р-105.

Приложение 33

Справочное

ПЕРЕЧЕНЬ
НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ПО НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫМ ТРУБАМ

1. ГОСТ 633-80 . Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. — Введ.
01.01.83; В части труб исполнения А 01.01.84; Срок действия до 01.01.88. — 38
с. УДК 622.245.1:006.354. Группа В62 СССР.

2. ТУ 14-3-1032-81. Трубы
насосно-компрессорные с термоупрочненными концами. — Введ. 01.01.82; Срок
действия до 01.01.87. — 8 с.

3.
ТУ 14-3-1094-82. Трубы насосно-компрессорные с противозадирным уплотнительным
покрытием резьбы муфт. — Введ. 01.10.82; Срок действия до 01.10.87. — 6 с.
Группа В62.

4. ТУ 14-3-1352-85. Трубы
насосно-компрессорные стальные с узлом уплотнения из полимерного материала. —
Введ. 01.10.85; Срок действия до 01.10.90. — 12 с. Группа В62.

5. ТУ 14-3-1242-83. Трубы
насосно-компрессорные и муфты к ним, стойкие к сероводородному растрескиванию.
— Введ. 01.03.84; Срок действия до 01.01.87. — 12 с. Группа В62 СССР.

6. ТУ 14-3-1229-83. Трубы
насосно-компрессорные и муфты к ним с улучшенной ходимостью в эксплуатационных
колоннах наклонно направленных скважин. — Введ. 01.02.84; Срок действия до
01.02.89. — 9 с. Группа В62.

7. ТУ 14-3-999-81. Трубы
насосно-компрессорные с улучшенной ходимостью в эксплуатационных колоннах
наклонно направленных скважин. — Введ. 01.10.81; Срок действия до 01.07.91. — 9
с. УДК 621.643.23. Группа В62.

8. ГОСТ 23979-80. Переводники для
насосно-компрессорных труб Введ. 01.07.80; Срок действия до 01.07.90. — 17 с.
УДК 622.245.13:006.354. Группа Г43 СССР.

9. Инструкция о порядке приемки
продукции производственно-технического назначения и товаров народного
потребления по количеству: Утв. 15.06.65 № П-6/Госарбитраж СМ СССР. Дополнения
и изменения 29.12.75 № 81 и 14.11.74 № 98/Госарбитраж СМ СССР. — Бюл.
нормативных актов министерств и ведомств СССР, 1975, № 2, с. 23 — 32.

10. Инструкция о порядке приемки
продукции производственно-технического назначения и товаров народного
потребления по качеству: Утв. 25.04.66 № П-7/Госарбитраж СМ СССР. Дополнения и
изменения 29.12.73 № 81 и 14.11.74 № 98/Госарбитраж СМ СССР. — Бюл. нормативных
актов министерств и ведомств СССР, 1975, № 2, с. 33 — 44.

11. Министерство нефтяной
промышленности. Методические рекомендации по организации приемки продукции
производственно-технического назначения по качеству: Утв.
28.06.82/Миннефтепром. — М.: Б.и., 1982. — 32 с. — В надзаг.: ВНИИ организации,
управления и экономики нефтегаз. пром-сти.

12. РД 391-1-592-81. Типовая
технологическая инструкция по подготовке к эксплуатации и ремонту
насосно-компрессорных труб в цехах центральных трубных баз производственных
объединений Миннефтепрома. — Введ. 01.10.81. Куйбышев: Б.и., 1981. — 80 с. — В
надзаг.: М-во нефт. пром-сти, ВНИИ разработки и эксплуатации нефтепромысловых
труб.

13. РД 39-2-197-79. Типовые
технологические процессы подготовки к эксплуатации и ремонта
насосно-компрессорных труб. — Введ. 01.11.1979. — Куйбышев: Б.и., 1980. — 26 с.
— В надзаг.: М-во нефт. пром-сти, ВНИИ разработки и эксплуатации
нефтепромысловых труб.

14. РД 39-1-1151-84. Технические
требования на разбраковку насосно-компрессорных труб. — Введ. 01.10.1984. —
Куйбышев: Б.и., 1984. — 16 с. — В надзаг.: М-во нефт. пром-сти, ВНИИ разработки
и эксплуатации нефтепромысловых труб.

15. РД 39-2-1247-85. Инструкция о
порядке учета, перевода в другие области назначения и использования бурильных,
обсадных и насосно-компрессорных труб, отбракованных при подготовке к
эксплуатации. — Введ. 15.03.85. — Куйбышев: Б.и., 1985. — 28 с. — В надзаг.:
М-во нефт. пром-сти, ВНИИ разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб.

16. РД 39-1-456-80. Инструкция по
учету работы и списанию бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб. —
Введ. 25.12.80. — Куйбышев: Б.и., 1981. — 51 с. — В надзаг.: М-во нефт.
пром-сти, ВНИИ разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб.

17.
Типовая инструкция о порядке списания пришедших в негодность оборудования, хозяйственного
инвентаря и другого имущества, числящегося в составе основных фондов (средств):
Утв. 16.06.82/Минфин СССР, Госплан СССР. — Переизд. с учетом изменений,
внесенных письмом Минфина СССР и Госплана СССР от 31.07.68 № 188/АБ-22-5. — М.:
Б.и., 1969. — 8 с.

СОДЕРЖАНИЕ

1. Основные технические данные . 1

Отечественные
трубы .. 1

Зарубежные
трубы .. 2

2.
Маркировка . 14

Отечественные
трубы .. 14

Зарубежные
трубы .. 15

3.
Условия поставки и приемки . 16

4.
Условия применения . 16

5.
Подготовка к спуску в скважину . 17

6.
Оборудование, применяемое при спуско-подъемных операциях . 18

7.
Спуск в скважину . 18

8.
Смазка резьбовых соединений . 20

9.
Подъем труб . 20

10.
Подготовка труб для проведения операций по интенсификации добычи нефти . 21

11.
Причины аварий и рекомендации по их предотвращению .. 21

12.
Перевозка . 22

Общие
положения . 22

Перевозка
автомобилями и тракторами . 22

Перевозка
вертолетами . 22

Перевозка
водным транспортом .. 22

Перевозка
железнодорожным транспортом .. 23

13.
Хранение . 23

14.
Разбраковка и ремонт . 24

15.
Правила безопасности при эксплуатации . 24

16.
Учет и списание . 25

Приложение
1 Поставщики, труб и
освоенный сортамент . 25

Приложение
2 Геометрические размеры и
масса отечественных насосно-компрессорных труб . 25

Приложение
3 Страгивающие и
растягивающие нагрузки для насосно-компрессорных труб ( ГОСТ
633-80) 26

Приложение
4 Внутреннее и наружное
давления, при которых напряжения в теле труб ( ГОСТ
633-80, исполнение Б) достигают предела текучести . 26

Приложение
5 Испытательные
гидравлические давления для НКТ по ГОСТ
633-80 . 26

Приложение
6 Предельные глубины
спуска одноступенчатой колонны насосно-компрессорных труб отечественного
производства по ГОСТ
633-80 . 27

Приложение
7 Геометрические
характеристики насосно-компрессорных труб по стандартам АНИ .. 28

Приложение
8 Предельные глубины
спуска одноступенчатой колонны насосно-компрессорных труб, изготовляемых по
стандартам АНИ .. 28

Приложение
9 Растягивающие нагрузки,
при которых напряжения в резьбовой части соединений труб, изготавливаемых по
стандартам АНИ, достигают предела текучести . 29

Приложение
10 Давления,
при которых напряжения в теле труб достигают предела текучести . 29

Приложение
11 Моменты свинчивания для зарубежных
труб с муфтами, изготовленных по стандарту АНИ .. 30

Приложение
12 Рекомендуемые моменты
свинчивания для безмуфтовых труб, изготовленных по стандарту АНИ .. 32

Приложение
13 Основные размеры и масса
труб с резьбовыми соединениями типа VAM фирмы «Валлурек» . 32

Приложение
14 Основные размеры и масса
труб с резьбовыми соединениями типа TDS фирмы «Маннесман» . 32

Приложение
15 Основные размеры и масса
труб с резьбовыми соединениями типа DSS- HTS,
IJ-3 SS, IJ-4 S*
фирмы «Атлас Брэдфорд» . 33

Приложение
16 Основные размеры и масса
труб с резьбовыми соединениями типа TC-4 S
фирмы «Атлас Брэдфорд» . 33

Приложение
17 Основные размеры и масса
труб с резьбовыми соединениями типа FL-4 S
фирмы «Атлас Брэдфорд» . 34

Приложение
18 Основные размеры и масса
труб с резьбовыми соединениями типа CS фирмы «Хайдрил» . 34

Приложение
19 Основные размеры и масса
труб с резьбовыми соединениями типа РН-6 фирмы «Хайдрил» . 35

Приложение
20 Основные размеры и масса
труб с резьбовыми соединениями типа А-95 фирмы «Хайдрил» . 35

Приложение
21 Растягивающие нагрузки,
при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести [трубы с
высаженными наружу концами по стандарту АНИ, трубы фирм «Валлурек» ( VAM), «Хайдрил» ( PН, CS), «Маннесман» ( TDS), «Атлас Брэдфорд» ( DSS- HT, IJ-4 S, IJ-3 SS, FL-4 S, TC-4 S)] 35

Приложение
22 Рекомендуемые моменты
свинчивания для соединений типа VAM фирмы «Валлурек» с использованием смазки по стандарту 5А2
АНИ .. 36

Приложение
23 Рекомендуемые
моменты свинчивания для соединения типа TDS фирмы «Маннесман» . 37

Приложение
24 Оптимальные
моменты свинчивания для соединений типа DSS- HTC,
IJ-3 SS, IJ-4 S*
фирмы «Атлас Брэдфорд» . 38

Приложение
25 Оптимальные
моменты свинчивания для соединений типа TC-4 S
фирмы «Атлас Брэдфорд» . 38

Приложение
26 Оптимальные
моменты свинчивания для соединений типа FL-4 S
фирмы «Атлас Брэдфорд» . 39

Приложение
27 Оптимальные
моменты свинчивания для соединений типа А-95, CS, PH-6 и РН-4 фирмы «Хайдрил» . 39

Приложение
28 Основные
размеры и масса труб с резьбовыми соединениями типа NK2 SC фирмы «Ниппон Кокан» . 40

Приложение
29 Основные
размеры и масса труб с резьбовыми соединениями типа NK3 SB фирмы «Ниппон Кокан» . 40

Приложение
30 Растягивающие
нагрузки, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести,
для труб с резьбовыми соединениями типа NK2 SC и
NK3 SC фирмы «Ниппон Кокан» . 41

Приложение
31 Давления,
при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, для труб с
резьбовыми соединениями типа NK2 SC, NK3 SB фирмы «Ниппон Кокан» . 41

Приложение
32 Образцы
маркировки отечественных и зарубежных насосно-компрессорных труб . 42

Приложение
33 Перечень
нормативно-технической документации по насосно-компрессорным трубам .. 46

Источник

Найти:
Где:
Тип документа:
Отображать:
Упорядочить:

Дата актуализации: 01.01.2021

РД 39-1-306-79

Инструкция по расчету колонн насосно-компрессорных труб

Обозначение:	РД 39-1-306-79
Обозначение англ:	RD 39-1-306-79
Статус:	Введен впервые
Название рус.:	Инструкция по расчету колонн насосно-компрессорных труб
Дата добавления в базу:	01.02.2020
Дата актуализации:	01.01.2021
Дата введения:	20.03.1980
Область применения:	Инструкция содержит методики определения действующих нагрузок и прочностных расчетов колонн насосно-компрессорных труб для различных способов эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин. Кроме того, даны методики расчета колонн при различных способах воздействия на пласт и при освоении скважин. Инструкция предназначена для предприятий нефтяной и газовой промышленности
Оглавление:	1 Общие положения 2 Фонтанный способ эксплуатации 2.1 Основные исходные данные для расчета 2.2 Действующие на колонну нагрузки 2.3 Формулы для определения прочности и устойчивости труб. Коэффициенты запасов прочности 2.4 Методика расчета лифтовых колонн 3 Компрессорный способ эксплуатации 3.1 Основные исходные данные для расчета 3.2 Действующие на колонну нагрузки 3.3 Формулы для определения прочности труб. Коэффициенты запасов прочности 3.4 Методика расчета лифтовых колонн 4 Эксплуатация скважин штанговыми насосами 4.1 Основные исходные данные для расчета 4.2 Действующие на колонну нагрузки 4.3 Формулы для определения прочности и устойчивости труб. Коэффициенты запасов прочности 4.4. Методика расчета колонн 5 Эксплуатация скважин электропогружными насосами 5.1 Основные исходные данные для расчета 5.2 Действующие на колонну нагрузки 5.3 Формулы для определения прочности труб. Коэффициенты запасов прочности 5.4 Методика расчета колонн 6 Интенсификация притока жидкости к забою скважины. Особенности расчета колонн 6.1 Основные исходные данные для расчета 6.2 Нагнетательные скважины, оборудованные пакерами 6.3 Гидроразрыв пласта 6.4 Гидропескоструйная перфорация 6.5 Тепловая обработка забоя скважины Рекомендации по расчету колонн, составленных из труб зарубежного производства 7 Примеры расчета лифтовых колонн 7.1 Фонтанная скважина без пакера 7.2 Газовая скважина с гидравлическим пакером 7.3 Фонтанная скважина с механическим пакером 7.4 Компрессорная скважина 7.5 Скважина, оборудованная штанговым насосом 7.6 Фонтанная наклонно направленная скважина без пакера Приложение 1. Прочностные, геометрические и весовые характеристики труб отечественного производства Приложение 2. Прочностные, геометрические и весовые характеристики труб зарубежного производства Приложение 3. Предельные глубины спуска одноступенчатой колонны насосно—компрессорных труб отечественного производства Приложение 4. Геометрические и весовые характеристики штанговой колонны Приложение 5. Значения показательной функции
Разработан:	ВНИИТнефть АзНИПИнефть
Утверждён:	25.12.1979 Министерство нефтяной промышленности СССР (USSR Ministry of the Petroleum Industry )
Расположен в:	Техническая документация Экология ДОБЫЧА И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ, ГАЗА И СМЕЖНЫЕ ПРОИЗВОДСТВА Добыча и переработка нефти и природного газа Строительство Нормативные документы Отраслевые и ведомственные нормативно-методические документы Проектирование и строительство объектов нефтяной и газовой промышленности

Источник

Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин

Москва, 1997г.

Настоящая инструкция разработана Акционерным обществом открытого типа «Научно-исследовательским ин-ститутом разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб (АООТ «»ВНИИТнефть») с учетом работ, выполненных Всесоюзным научно-исследовательским институтом при-родных газов (ВНИИгаз), Всесоюзным научно-исследова-тельским и проектным институтом по креплению скважин и буровым растворам (ВНИИКРнефть), Всесоюзным научно-исследовательским институтом буровой техники (ВНИИБТ) и др.

Составители: О.Д.Даниленко, К.И.Джафаров,

В.Г.Колесников, В.Ф.Кузнецов, В.Д.Малеванский, Т.П.Поликарпова, А.Г.Потапов, В.Н.Пчелкин, Г.М.Саркисов, А.Е.Сароян, Е.А.Чеблаков, Г.Г.Шинкевич, Н.Д.Щербюк. Н.В.Якубовский.

Одобрена и рекомендована к применению на терри-

тории Российской Федерации и стран СНГ решением кон-ференции Ассоциации Буровых Подрядчиков 18.09.96г.

Согласована:

Федеральный горный и промышленный надзор России (письмо от 12.03.97 № 10-13/127) Российское акционерное общество «Газпром» (письмо от 26.12.96 № 02-4-3/157) Институт ВНИИгаз (письмо от 10.01.97 № 1-10/67) Акционерное общество «Нефтяная компания» Роснефть» (письмо от 21.01.97 № 10-2) Министерство природных ресурсов Российской Федерации (письмо от 13.03.97 № 21-11/53) Сибирско-Дальневосточная нефтяная компания «Сиданко» (письмо от 25.02.97 № 06-14/18)

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ ПО РАСЧЕТУ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ДЛЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Вводится взамен РД 39-7/1-

0001-89 «Инструкция по рас-чету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин»

Срок введения установлен с 01.07.97г.

Настоящий документ разработан в соответствии с

требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», Госгортехнадзор России, 1993г и вне-сенными в них дополнениями и изменениями от 06.06.96г.

В настоящем документе содержатся методики опре-деления основных нагрузок, действующих на обсадные трубы и колонны в процессе проводки, освоения и эксплуа-тации скважин, рекомендации по выбору обсадных труб, резьбовых соединений и герметизирующих средств при их свинчивании.

Приводятся примеры расчетов, а также основные прочностные характеристики отечественных и импортных труб.

Руководящий документ предназначен для предпри-ятий и организаций, занимающихся проектированием. Строительством и эксплуатацией скважин в условиях суши и морских акваторий.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.В соответствии с настоящей инструкцией произво-

дятся расчеты обсадных колонн из отечественных и им-портных обсадных труб для скважин, продукции которых не содержит сероводород.

Основные особенности расчета обсадных колонн, контактирующих с сероводородом, приведены в разделе 12 настоящей инструкции.

1.2.Выбор исходных данных для расчета необходимо осуществлять с учетом конкретных условий бурения: зна-чений горного и пластового давлений и интервалов их дей-ствия, давления гидравлического разрыва пласта и давле-ния на устье скважины при закрытом превенторе, снижения уровня жидкости в скважине и удельного веса бурового раствора при газонефтеводопроявлениях. Исходные дан-ные записывают в таблицы, приведенные в прил.1.

1.3.Расчет обсадных колонн производят по макси-мальным значениям избыточных наружных и внутренних давлений, а также осевых нагрузок (при бурении, опробо-вании, эксплуатации, ремонте скважин), при этом учитыва-ют раздельное и совместное их действие.

1.4.В результате расчета определяют конструкцию обсадной колонны (типоразмеры труб по секциям и их дли-ны), а также давление при испытании ее на герметичность.

В соответствии с настоящей инструкцией производят выбор типов резьбовых соединений и герметизирующих средств для них.

1.5.После бурения двух или трех первых разведочных скважин институт-разработчик проектов и технико-технологические службы заказчика проектов обязаны уточ-нить данные для расчета колонн последующих скважин.

1.6.Значения максимальных расчетных избыточных наружных и внутренних давлений должны быть внесены в паспорт скважины.

Не допускается превышение этих величин при строи-тельстве и эксплуатации скважин, проведении ремонтных работ и др. Если условия работы изменяются и избыточные давления превышают первоначальные расчетные, необхо-димо предусмотреть соответствующие технологические операции, предупреждающие повреждение обсадных ко-лонн.

Основные обозначения величин, принятые в формулах

Определения Обозна-

чение ве-личины

Расстояние от устья скважины, м: -до башмака колонн L -до башмака предыдущей колонны LO- до сечения, в котором нагнетаемая жидкость выходит из колонны

L′

Определения Обозна-

чение ве-личины

-до нижнего конца дополнительной колонны труб, спускаемой для нагнетания жидкости при испытании на герметичность по частям или ин-тенсификации

LД

-до пакера, устанавливаемого на дополнитель-ной колонне

LП

-до уровня цементного раствора h -до уровня жидкости в колонне H -до пласта, в котором возможны нефтегазово-допроявления

-до верхнего конца потайной колонны lО-до верхнего конца i-й секции обсадной колонны Li -до середины пласта S, Si -до рассчитываемого сечения Z Длина i-й секции обсадной колонны, м li Удельный вес газа по воздуху (относительный) γ Удельный вес, Н/м3: -испытательной жидкости γЖ-бурового раствора за колонной γР-цементного раствора за колонной γЦ-вышележащих пород (средний) γП-жидкости в колонне γВ-гидростатического столба воды γГСДавление, МПа: -в газовых скважинах и газовой части газожид-костных скважин при окончании эксплуатации

Рmin

-гидравлического разрыва пластов на глубине Z PГР

-избыточное внутреннее на устье в период вво-да в эксплуатацию (в хорошо изученных рай-онах исходные значения РвУ принимают по ре-зультатам промысловых испытаний)

РвУ

-внутреннее на глубине Z РвZ

-наружное на глубине Z PнZ

-внутреннее избыточное на глубине Z РвиZ

-наружное избыточное на глубине Z РниZ

-критическое избыточное наружное, при котором напряжения в теле трубы достигают предела текучести

Ркр

Определения Обозна-

чение ве-личины

-избыточное внутреннее, по котором напряже-ния в теле трубы достигают предела текучести

Рт

-пластовое на глубине Z РплZ

-пластовое на глубине L′ РплL′

-потери давления на трение при движении жид-кости в колонне

Рп

-давление насыщения-минимальное давление, при котором газовая фаза находится в жидко-сти пласта только в растворенном состоянии

Рнас

-дополнительное давление (репрессия) для обеспечения выхода жидкости из колонны при закачке

∆Р

Вес колонны,кН: -1 м i-й секции (теоретический) в воздухе qi

-i-й секции Qi

-общий вес подобранных секций Q Страгивающая осевая нагрузка, кН PCT

Допустимая осевая нагрузка, кН [P] Температура газа, °С (К): -на устье скважины Tу -на забое скважины Та -средняя Тср Коэффициент сжимаемости («Инструкция по исследованию газовых скважин».-.:Недра,1974)

Коэффициент запаса прочности при расчете на наружное избыточное давление

Коэффициент запаса прочности при расчете на внутреннее избыточное давление

Коэффициент запаса прочности при расчете на растяжение

Коэффициент запаса прочности на растяжение в клиновом захвате

2.РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ДЛЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Внутреннее давление

2.1.Внутреннее давление определяют для процессов,

в течение которых оно достигает максимальных и мини-мальных значений (испытание на герметичность, опробо-вание, эксплуатация и ремонт скважин).

Максимальные значения рабочих внутренних давле-ний характерны для периода ввода скважин в эксплуатацию (при закрытом устье) или периода нагнетания в скважины жидкостей для интенсификации добычи (например, при гидроразрывах).

Минимальные внутренние давления характерны для окончания эксплуатации скважин, для случая полного за-мещения жидкости в скважине пластовым флюидом при от-крытом фонтанировании, для процесса испытания колонн на герметичность снижением уровня.

2.2.При расчете колонн нефтяных скважин внутреннее давление в период ввода в эксплуатацию при закрытом устье [(рис.1,а) РУ >0] определяют по формуле

РвZ=РплL-10-6⋅γВ (L-Z) при 0≤Z≤L (2.1)

Если давление насыщения нефти газом меньше ра-

бочего давления на устье скважины при его закрытии, то в расчетах учитывается значение γВ для пластовых условий.

Расчет колонн нефтяных скважин при вызове притока, испытании на герметичность снижением уровня и при окон-чании эксплуатации (рис 1, б, в) производят по формулам

РвZ=0 при 0≤Z≤Н (2.2) РвZ=10-6⋅γВ (Z-Н) при Н≤Z≤L Расчет колонн газонефтяных скважин на всех стадиях

эксплуатации производят по п.4.4. 2.3.Внутреннее давление в колонне на глубине Z при

выполнении работ, связанных с нагнетанием жидкости в скважину (интенсификация, гидроразрыв, ремонтные рабо-ты и др.) определяют по следующим формулам:

а.При отсутствии дополнительно спущенных труб и пакера (нагнетание непосредственно по колонне) (рис.2, а):

РвZ=PплL′+∆P-10-6⋅γВ (L′-Z) при 0≤Z≤L (2.3) Давление на устье при Z=0 РвZ=РвУ=PплL′+∆P-10-6⋅γВ⋅L′ (2.4) ∆P-дополнительное давление (репрессия), необходи-

мое для обеспечения выхода жидкости из колонны при за-качке, определяется опытным путем, выдается геологиче-ской службой.

б.При нагнетании жидкости через дополнительно спущенную колонну труб с пакером на глубине Ln≤L′ и Ln≤Lд (рис.2,б) внутреннее давление на глубине Z при Ln≤ Z ≤L также определяют по формуле (2.3).

в.Давление на устье дополнительной колонны РвУ вы-числяют по формуле (2.4).

г.Расчет внутренних давлений для газлифтных сква-жин в интервале от устья до глубины установки пускового клапана производится по максимальной величине пусково-го давления на устье РвУП.

Значение РвП принимается постоянным по всей рас-четной длине колонны.

РвZ=РвУП при 0≤Z≤Нпуск (2.5) Наружное давление 2.4.Наружное давление определяют для тех же про-

цессов, что и внутреннее давление. 2.5.В незацементированной зоне наружное давление

на колонну на участке от устья до уровня цемента в рас-творе определяют по формуле

РнZ=10-6⋅γВ⋅Z при 0≤Z≤h (2.6) 2.6.В зацементированной зоне после ожидания за-

твердения цемента (ОЗЦ) наружное давление в интервале, закрепленном предыдущей колонной, определяют по дав-лению составного столба бурового раствора и

гидростатического давления столба воды с удельным ве-сом γГС=1,1⋅104 Н/м3 по высоте цементного кольца [форму-лы (2.6) и (2.7)] (гидростатическое давление столба воды корректировать с учетом удельного веса воды каждого кон-кретного региона): РнZ = 10-6[γВh + γ ГС(Z – h)] при h≤Z≤LO (2.7)

2.7.В зацементированной зоне открытого ствола (рис.3) наружное давление на колонну после ОЗЦ опреде-ляют с учетом пластового горного давления, а при отсутст-вии их влияния – по п. 2.6.

РплL

γPh

РплО

Рис.3. Эпюра наружных давлений.

а). Расчет наружного давления в интервале пластов с известным пластовым давлением (рис.3) производят по формуле:

РнZ = РплZ (2.8) Пластовое давление для пластов мощностью до 200 м

определяют для середины пласта по формуле:

ПОДКРПЛ

РРР

+= (2.9)

где Ркр – пластовое давление на кровле пласта, МПа;

Рпод – пластовое давление на подошве пласта, МПа.

При наличии одного флюидосодержащего пласта рас-пределение давления на участке S1 – Lo считается линей-ным от Рн Lo до Рпл1 и определяется по формуле:

( 001

LZLSРР

РР ОНLПЛ

ОНLНZ −⋅−

−+= ) при LO ≤ Z ≤ S1 (2.10)

где S1 – расстояние от устья до середины ближайшего

к башмаку промежуточной колонны пласта с пластовым давлением Рпл1, определяемым по формуле (2.9;).

Рн Lo – определяют по формуле (2.7) при Z=Lo/ При наличии двух и более пластов распределение

давления между ними рассчитывают по формуле:

( )1()1(

)1()1( −

−

−− −⋅

−)−

+= iii

iПЛПЛiIПЛНZ SZ

SSРР

HР (2.11)

при S(I-1) ≤ Z ≤ S1, где I=2;3 … В пластах мощностью более 200 м наружное давле-

ние в интервале пласта распределяется между кровлей и подошвой по линейной закономерности.

Расчет наружного давления в интервале залегания парод, склонных к текучести. РнZ производят по горному давлению:

РнZ = 10-6γnZ (2.12) б). Расчет по формулам (2.8) и (2.9) производят для

интервала, равного мощности пласта, увеличенной на 100 м (по 50 м выше кровли и ниже подошвы пласта).

Расчет удельного веса горных пород γn производят со-гласно разделу 14.

2.8. Наружное давление по всей длине колонны, рас-считанное с учетом давления составного столба бурового и тампонажного растворов, определяют на момент конца продавливания тампонажного раствора по формулам:

РнZ = 10-6γРZ 0≤ Z ≤h (2.13) РнZ = 10-6 [γр h + γЦ(Z – h)] h≤ Z ≤L (2.14) Во всех случаях (п.п.2.5-2.8) наружное давление не

может быть меньше гидростатического давления столба воды с удельным весом γгс = 1,1⋅104 Н/м3.

Избыточное наружное давления 2.9 Избыточное наружное давление в общем случае

определяют как разность между наружным и внутренним давлениями:

РниZ = РнZ -РвZ (2.15) При этом РнZ и РвZ определяют для одного и того же

момента времени при окончании цементирования, при ис-пытании колонн на герметичность снижением уровня и при окончании эксплуатации.

2.10. В момент окончания цементирования РниZ = 10-6 (γР — γВ) Z при 0≤ Z ≤h (2.16) РниZ = 10-6 [(γЦ — γВ) Z — (γЦ — γР) h] при h≤ Z ≤L (2.17)

2.11. При испытании колонн на герметичность сниже-нием уровня избыточного наружного давление определяют по следующим :формулам:

а) в незацементированной зоне при h<H (Рис.1б) РниZ = 10-6 γР Z при 0≤ Z ≤h (2.18) при h >H (рис.1,в) РниZ = 10-6 γР Z при 0 ≤ Z ≤ H (2.19) РниZ =10-6 [γР 10-6 Z — γВ (Z – H) при H ≤ Z ≤ h (2.20) б) в зацементированной зоне: при h < H (рис.1,б) РниZ =РнZ при h≤ Z ≤H (2.21) РниZ =РнZ — 10-6 γв (Z — Н) при Н ≤ Z ≤ L (2.22) при h > H (рис.1,в) РниZ =РнZ — 10-6 γв (Z — Н) при h≤ Z ≤ L (2.23) где РниZ определяют по формулам (2.7) – (2.12). 2.12. При освоении нефтяных скважин РниZ опреде-

ляют по формулам (2.18)-(2.20); в зацементированной зоне РниZ определяют по формулам (2.21) – (2.23), где РнZ вы-числяют по формулам (2.7) – (2.12) для начального момен-та эксплуатации.

2.13. В момент окончания эксплуатации в незацемен-тированной зоне скважин РниZ определяют по формулам (2.18) – (2.20), а в зацементированной зоне – по формулам (2.21) – (2.23).

2.14. Если наружное давление на колонну определяют

по давлению столба бурового раствора, то избыточное на-ружное давление вычисляют по формулам:

РниZ =10-6 γP Z при 0 ≤ Z ≤ H (2.24)

РниZ =10-6 [γPZ — γB(Z – H)] при Н ≤ Z ≤ L (2.25).

2.15. В интервале залегания пород, склонных к теку-чести, избыточное наружное давление находят по форму-ле:

РниZ =10-6 γп Z — РвZ , (2.25а)

где РвZ принимают минимальным из вычисленных по формулам п.п.2.1 – 2.3 для того же интервала Z, что и в п.2.7б.

При расчете колонн на избыточное наружное давле-ние принимают большие значения РниZ, полученные по п.п.2.10 – 2.15.

2.16. Для скважин с нормальными условиями бурения и эксплуатации избыточных наружных давлений в зацемен-тированной зоне производят по составному столбу бурово-го и цементного растворов с учетом разгрузки по формуле:

РниL = 10-6 [(γЦ -γВ)L – ( γЦ -γP)h + γВH](1-K), (2.26) где К- коэффициент разгрузки цементного кольца: для колонн диаметром 114-178 мм: К=0,25;

194-245 мм: К=0,30; 273-324 мм: К=0,35; 340 и более К=0,40.

Примечание. Для зацементированных интервалов, обсаженных предыдущей колонной, для всех категорий скважин по усмотрению руководства допускается произво-дить расчет давлений по п. 2.16.

Избыточное внутреннее давление 2.17. Избыточное внутреннее давление в общем слу-

чае определяют как разность между внутренним и наруж-ным давлениями, установленными для одного и того же

момента времени: РвиZ = Р′вZ — РнZ (2.27) где Р′вZ – внутреннее давление при испытании колон-

ны на герметичность; РнZ – наружное давление, определяемое по форму-

лам 2.5-2.8 [расчет по формуле (2.12) с учетом горного давления не производится].

Расчет колонны по внутреннему избыточному давле-нию производят для двух случаев испытания колонн на герметичность: в один прием без пакера; в два или не-сколько приемов с установкой пакера.

2.18. При испытании колонны в один прием без пакера Р′вZ = 1,1РвУ +10-6 γЖ Z, (2.28) где РвУ вычисляют с учетом максимальных значений

по формулам п.п.2.1-2.3 (РвУ= РвZ при Z=0). Значение РнZ определяют по формулам п.п. 2.5-2.8. Расчетные формулы для определения избыточного

внутреннего давления приведены ниже. А. Расчет колонн в незацементированной зоне (0 ≤ Z ≤

h) производится по формулам: РвиZ = 1,1РвУ – 10-6 (γР — γЖ)Z при 1,1РвУ>Роп (2.29) РвиZ = Роп – 0,1(γР — γЖ)Z при 1,1РвУ<Роп (2.30) где Роп – минимально допустимое внутреннее давле-

ние при испытании на герметичность (табл.2.1). Б. Расчет колонн в зацементированной зоне произво-

дят по формуле(2.27). При использовании формулы (2.10)

( )⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−

−

−+−+= −

001

010

6101,1 LZLSРР

РZРР НLПЛНLЖУВZВИ γ

(2.31) S1 – Lo при LO ≤ Z ≤S1, где ; РнLo и Рпл1 определяют по формулам (2.8) и (2.9).

При использовании формулы (2.11)

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−

−

−+−+= −

−

−− )(101,1 )1(

)1(

)1()1(

шПЛIПЛiПЛЖУВZВИ SZ

SSРР

РZРР γ

(2.32) при S(i-1) ≤ Z ≤ Si , где i=2; 3… Если значение 1,1 Рву окажется меньше значений Роп,

указанных в табл.2.1, то расчет РвиZ проводят по формулам (2.31) и (2.32), подставляя вместо 1.1 Рву значение Роп из табл. 2.1.

Таблица 2.1

Минимально необходимое избыточное внутреннее

устьевое давление при испытании на герметичность Роп

Наружный диаметр колонны, мм

Значение Роп, Мпа

114…127 150 140…146 125

168 115 178…194 95 219…245 90 273…351 75 377…508 65

2.19.При испытании колонны с пакером Р′вZ в формуле (2.270 определяют следующим образом:

Р′вZ = 1.1 РвZ , (2.33)

где РвZ берется по наибольшему значению, определенно-му по формулам п.п.2.1-2.3. При этом минимально необходимое давление на устье обсадной колонны при испытании на герме-тичность любой ее

секции с верхней границей на глубине Z определяют из выра-жения

Ропу =Р′вZ -10-6 γЖ Z Значение РвиZ рассчитывают как разность Р′вZ и РнZ (по

п.2.18). 2.20. Для скважин с нормальными условиями бурения и

эксплуатации расчет избыточных внутренних давлений в заце-ментированной зоне производят по составному столбу бурового и цементного растворов с учетом разгрузки по формуле

РвиL ={1,1РвУ – 10-6 [(γЦ -γж)L – ( γЦ -γP)h]}(1-K), (2.34) где К – коэффициент разгрузки цементного кольца (см. п.

2.16). Примечание. Для зацементированных интервалов, обса-

женных предыдущей колонной, для всех категорий скважин по усмотрению руководства АО допускается производить расчет давлений по п.2.20.

2.21. Если при спуске и цементировании в предыдущей колонне может быть обеспечено цементирование расчетной ко-лонны и качественное замещение бурового раствора цемент-ным, расчет на внутреннее избыточное давление производят как для составной крепи , состоящей только из двух колонн, не-зависимо от того, сколько колонн зацементировано в скважине:

РвиZ =(Рв-Ро)/(1+0,8)D1

2δ22/D2

2δ12 ) (2.35)

где Рв – внутреннее давление в рассчитываемой обсадной

колонне, МПа; Ро – наружное гидростатическое давление для рассчиты-

ваемой колонны, МПа; Ро=10-6 γВ Z (γВ принимают за 1,0⋅104 Н/м3);

D,δ — наружный диаметр и толщина стенки рассчитывае-мой (D1,δ1) и предыдущей (D2,δ2) колонны, мм.

Осевая нагрузка от собственного веса 2.22. Осевую нагрузку от собственного веса определяют с

учетом теоретического веса спущенной колонны в воздухе (кН):

∑=n

ii qlQ1

, (2.36)

где n – число секций обсадных колонн. Прочность труб. Коэффициенты запаса прочности 2.23.Сопротивляемость труб избыточному наружному дав-

лению характеризуется критическим давлением, при котором наибольшее напряжение достигает предела текучести мате-риала труб.

Критическое давление определяют по формуле Саркисо-ва.

};4)2

31(

31({1,1

320

рMIN

MINрMINКР

ЕККеЕК

КеЕККР

ρσρ

ρσ

ρρσ

−⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡++−

−++=

(2.37)

Кmin=δmin/D; Ko-δo/D где D – наружный диаметр труб, мм;

σp – предел пропорциональности, который принимают равным пределу текучести материала труб, МПа;

E – модуль упругости, равный 2,1 105, МПа; е – овальность (наибольшие расчетные значения ее

приведены в табл.2.2); δmin;δo – расчетные толщины стенок (мм), которые опреде-

ляют по формулам δmin =0,875δ; δo=0,905δ; (для труб по ГОСТ 632-80 исполнения Б с допуском по весу – 6,5%) и δo=0,918δ (для труб по ГОСТ 632-80 исполнения А с допуском по весу – 3,5%);

δ — номинальная толщина стенки трубы, мм; ρ = δo/δmin=1,034 (трубы исполнения Б); ρ = 1,049 (трубы исполнения А).

Таблица 2.2

Наибольшие расчетные значения овальности

Овальность Диаметры труб, мм Исполнение А Исполнение Б До 245

От 273 до

508

0,0075 —

0,010

0,015

В прил 2 приведены значения Ркр, подсчитанные по фор-

муле (2.37). 2.24.Критическое давление для труб с учетом растяги-

вающих нагрузок при двухосном нагружении определяют из за-висимости

Р′кр=Ркр (1-0,3Q/Qт), (2.38) где Ркр – критическое давление по формуле (2.37) без

учета растяжения; Q – осевая растягивающая нагрузка на трубу; Qт — растягивающая нагрузка, при которой напряжение в

теле трубы достигает предела текучести (прил. 3). 2.25. Избыточное наружное давление РниZ для труб рас-

считываемой секции не должно превышать допустимого: РниZ ≤ Ркр/n1 (2.39) где n1 – коэффициент запаса прочности. Для секций, на-

ходящихся в пределах эксплуатационного объекта n1 = 1,0-1,30 (в зависимости от устойчивости коллекторов), для остальных секций – 1,0.

Ркр; Ркр – критические давления, определяемые по фор-

мулам (2.37) и (2.38).

2.26.Избыточное внутреннее давление, при котором напря-жение в трубах достигают предела текучести, определяют по формуле:

875,0D

Р ТТ

δσ= (2.40)

где 0,875 – коэффициент, учитывающий отклонение тол-

щины стенки (по ГОСТ 632-80). Значения Рт, определенные по формуле (2.40), приведены

в прил.4. Избыточное внутреннее давление, определенное по фор-

муле (2.27) не должно превышать допустимого: РвиZ ≤ Рт/n2 (2.41) где n2 – коэффициент запаса прочности (табл.2.3).

Таблица 2.3

Коэффициенты запаса прочности на внутреннее давление

Коэффициент запаса прчности,n2Диаметр труб,

мм Исполнение А Исполнение Б 114…219 1,15 1,15 Свыше 219 1,15 1,45

2.27.Расчет на растяжение колонн из труб с резьбой тре-

угольного профиля (ГОСТ 632-80) производят по формуле Яковлева-Шумилова, определяющей страгивающую нагрузку, при которой в наиболее опасном

сечении резьбового соединения напряжения достигают предела текучести:

)(2

10 3

ϕαη

σπ

⋅=

−

ctglDbD

РC

TCСТ (2.42)

где Dc – средний диаметр сечения по впадине первого полного витка резьбы (в основной плоскости), мм;

Dc=D-2h-b D – номинальный наружный диаметр, мм; H – глубина резьбы, мм; B – толщина стенки трубы по впадине того же витка, мм; L – длина резьбы с полным профилем (до основной плос-

кости), мм; α — угол между опорной поверхностью резьбы и осью тру-

бы, равный 60°; ϕ — угол трения, принимаемый в расчетах равным 7°; η — коэффициент разгрузки, η=b/(b+δ); σT – предел текучести материала труб. МПа. Численные значения Рст приведены в прил.5. Вес колонны Q, определенный по формуле (2.36), не дол-

жен превышать допустимого (Q≤[P]), где [P] = Рст/n3, n3 – коэффициент запаса прочности (табл.2.4). В случае, если была запроектирована вертикальная сква-

жина, а после бурения в ней установлены участки с искривле-нием ствола, перед спуском следует проверить расчетом соот-ветствие прочности колонны требованием раздела 8.

2.28.Расчет на растяжение колонн труб с резьбой трапе-цеидального профиля (ОТТМ, ОТТГ, ТБО по ГОСТ 632-80) про-изводят по разрушающей нагрузке, наименьшей из подсчитан-ных, исходя из условия разрушения по телу трубы в опасном сечении, условия выхода резьбы из сопряжения вследствие уменьшения поперечных размеров трубы от удлинения при рас-тяжении и условия разрушения по муфтовой части соединения в опасном сечении (по данным ВНИИБТ).

Таблица 2.4

Коэффициенты запаса прочности на растяжение

Диаметр труб,

мм Длина колонны, м Коэффициент за-

паса прочности в вертикальной скважине n3

До 3000 1,15 114…168 Свыше 3000 1,3 До 1500 1,3 178…219

Свыше 1500 1,45

Разрушающую нагрузку по телу трубы в опасном сечении определяют по формуле

Рраз.т = 0,785 [(D – 0,022)2– (D — 2δ)2] σBmin (2.43) Разрушающую нагрузку при выходе резьбы из сопряжения

рассчитывают по формуле

⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

−−−

∆+−=

)(2

11..

βϕµµσδπ

tgldhEE

РC

CTMINВЫРРАЗ

(2.44). Разрушающую нагрузку по муфтовой части соединения в

опасном сечении определяют по формуле Рраз.м = 0,785 [(DM

2– dP2)] σBmin (2.45)

Для колонн, составленных из труб ОГ с толщиной стенки

до 10 мм включительно, разрушающую нагрузку определяют, исходя из прочности ниппельной части по формуле Рраз.н = 0,785 [(D–0,09)2 -[(D–2δ)2 ] σBmin (2.46)

Для труб ОГ с толщиной стенки 11 мм и более разрушаю-щую нагрузку определяют, исходя из прочности муфтовой части по формуле

Рраз.м = 0,785 [D2–(D–1,19)2 ] σBmin (2.47) В формулах (2.43) – (2.47) приняты следующие условные

обозначения: D –наружный диаметр трубы. Мм; δ — толщина стенки, мм; σBmin – наименьший предел прочности при растяжении,

МПа (см. ГОСТ 632-80); σTmin- наименьший предел текучести при растяжении, МПа

(см. ГОСТ 632-80); h1 – высота профиля резьбы, равная 1,6 мм; dc – средний диаметр тела трубы в опасном сечении, мм:

),2

( 1hDdC +−= δ

∆ — диаметральный натяг свинченного соединения, мм; E1 – модуль упрочнения, принимаемый равным 4900 МПа

для стали группы прочности Д. 3430 МПа для стали группы прочности К и Е, 2450 МПа для стали групп прочности Л и М;

H – рабочая высота профиля резьбы, равная 1,2 мм; µ1 – коэффициент Пуассона для пластической области,

равный 0,5; ϕ — угол трения, принимаемый равным 11°; β — угол наклона стороны профиля, равный 3°; l – длина резьбы, находящейся в сопряжении, равная L-14

мм; Dм – наружный диаметр муфты, мм; dp – наружный диаметр резьбы муфты в опасном сечении,

равный dp = D – 0,0125 – ln/16, мм; ln – длина наружной резьбы с полным профилем, мм. Допустимые значения растягивающей нагрузки [Р] опре-

деляют по формуле [P]⋅= Рраз /n3,

где Рраз. – разрушающая нагрузка, вычисленная по при-

веденным формулам; n3 = 1,75. Значения [P] для соединений с трапецеидальными резь-

бами по ГОСТ 632-80 приведены в прил.6,7,8. При расчетах со-блюдено следующее условие: допустимая нагрузка не превы-шает 80% (n3 = 1,25) от нагрузки, при которой напряжения в теле гладкой части трубы достигают предела текучести.

При определении допустимых нагрузок для труб с резьбой трапецеидального профиля по ГОСТ 632-80 исполнения Б ко-эффициент запаса прочности принимается равным 1,8, при этом допустимая нагрузка на тело гладкой части трубы не должна превышать 77% (n3 = 1,3) от нагрузки, при которой на-пряжения достигают предела текучести (прил.9-11).

2.29. Значение осевой растягивающей нагрузки, при кото-рой напряжение в теле трубы, закрепленной в клиновом захва-те, доходит до предела текучести, определяют по формуле

)(41

103

ϕα

χσ

+⋅+

⋅=

tgld

FР

СР

ТК (2.48)

F – площадь сечения трубы, м2; σT– предел текучести материала трубы, МПа; dср – средний диаметр трубы, мм; l – длина плашек клина, мм; α — угол уклона клина [α=9°27′15″ (уклон 1:6)]; ϕ — коэффициент трения (ϕ=0,2); χ — коэффициент охвата трубы плашками (0,7 ≤ χ ≤ 1,0), χ определяется в зависимости от типа клинового захвата: χ=γ m / 2π; γ — угол охвата трубы плашками одного клина (γ ≥ 60°); m – число клиньев. Вес колонны Q, определенный по формуле (2.36), не дол-

жен превышать допустимого {Q ≤ [Р], где [Р]=Рк/n4, n4 – коэф-фициент запаса прочности, равный 1,3; Рк определяют по фор-муле (2.48).

2.30. При спуске обсадных колонн по частям (секциями) за длину колонны принимают длину части (секции).

Порядок выбора конструкций эксплуатационных обсадных колонн∗.

2.31.На основании исходных данных выбирают расчетную

схему по рис.1 или 2 и определяют значения избыточных на-ружных и внутренних давлений на устье скважины и на глубинах H, h, LO, L, и Si (см. рис.3).

Давления в этих интервалах рассчитывают по формулам (2.16) – (2.25а), (2.29) – (2.32) и определяют с помощью эпюр, построенных по значениям избыточных давлений.

Распределение давления в расчетных интервалах прини-мают линейным.

2.32.Эпюры избыточных наружных давлений РниZ строят в такой последовательности:

1.Определяют избыточные наружные давления по п.п. 2.10 – 2.14Z на глубинах H, h, LO, Si и L.

2.Строят эпюры наружных избыточных давлений для зна-чений по п.п. 2.10 – 2.14; при построении эпюры для глубин H, h, LO, Si и L откладывают в принятом масштабе значения РниZ и полученные точки последовательно соединяют между собой прямолинейными отрезками (рис.4).

3.При помощи пласта свыше 200 м (при расчетах по пла-стовому давлению) дополнительно определяют значения РниZ для глубин, отвечающих кровле и подошве пластов, с отраже-нием на эпюрах.

4.В районах с проявлением горного давления дополни-тельно определяют значения РниZ (п.2.15) для глубин кровли и подошвы пласта с отражением на эпюрах.

5.По построенным эпюрам для расчета колонн выбирают наибольшие значения РниZ для вышеуказанных глубин и строят обобщенную эпюру.

2.33.Эпюры избыточных внутренних давлений строят ана-логично п.2.32.

________________________________ ∗Приводится порядок выбора конструкций обсадных колонн, состоящих из одной части.

РПЛ

РНИLo

L 0

РНИп

РНИн

γp

L=S 1

При испытании колонн на герметичность в один прием без пакера расчет РниZ производят по формулам (2.29) – (2.32).

При испытании на герметичность с пакером расчет произ-водят в соответствии с п. 2.19.

2.34.Расчет обсадной колонны производят в такой после-довательности:

1. Строят эпюры избыточных наружных и избыточных внутренних давлений при испытании колонны на герметичность в один прием без пакера (пп.2.32, 2.33).

2.Определив запас прочности n1 по п.2.25 на наружное из-быточное давление для 1-ой снизу секции колонны, вычисляют произведение n1⋅РниZ и в соответствии с прил.2 подбирают тру-бы с Ркр > n1⋅РниZ, начиная с труб наименьшей группы прочно-сти Д. Если трубы группы прочности Д не удовлетворяют усло-вию прочности, то переходят к трубам более высокой группы прочности.

Для выбранных труб определяют запас прочности на внутреннее избыточное давление n2 на глубине кровли эксплуа-тационного объекта мощностью l1 . Если найденный запас проч-ности окажется меньше допустимого, то подбор труб этой сек-ции производят по избыточному внутреннему давлению по формуле (2.41).

3.По эпюре определяют наружное избыточное давление на верхнем конце 1-й секции (на глубине L1), а по прил.2 подби-рают трубы с Ркр, равным или близким по значению (в большую сторону) давлению на глубине L1, из которых и составляют 2-ю секцию.

4.Определяют значение Р′кр для труб 2-ой секции по формуле (2.38) для условий двухосного нагружения с учетом влияния растягивающих нагрузок от веса 1-ой секции длиной l1 .

Для полученного значения Р′кр по эпюре определяют уточненную глубину спуска 2-ой секции L′1(L′1.< L1 ) и уточнен-ную длину 1-ой секции l′1=L-L′1.

Определяют вес 1-ой секции Q′1 с помощью прил.12. 5.Для определения длины 2-й секции необходимо выбрать

трубы для 3-й секциис меньшей по сравнению со 2-ой секцией прочностью отыскать по прил.2 соответствующее им Ркр, а по эпюре найти глубину L2, на которой расчетное наружное избы-точное давление будет равно найденному значению.

Длина 2-й секции из условия одноосного нагружения l2=L1-L2, вес секции Q2 определяют с помощью прил.12.

6.Определяют величину Р′кр для труб 3-ей секции по формуе (2.38) для условий двухосного нагружения с учетом влияния растягивающих нагрузок от веса 1-ой и 2-ой секции (Q′1 + Q2 ).

Для полученного значения Р′кр по эпюре определяют уточненную глубину спуска 3-ей секции L′2(L′2.< L2 ) и длину l′2=L′1-L′2.

Определяют вес секции Q′2 . Далее производят расчет на внутреннее избыточное дав-

ление для верхней трубы 2-й секции. Если запас прочности n2=Pт/РвиZ окажется недостаточным, то длину 2-й секции опре-деляют из расчета на внутреннее давление.

Для этого определяют допустимое внутреннее давление для труб этой секции, равное Рт / n2 и по эпюре, построенной в со-ответствии с п.2.32, устанавливают глубину L′2 верхней грани-цы секции.

Определяют окончательно вес 2-й секции Q′2. 7.Для определения длины 3-й секции необходимо выбрать

трубы 4-й секции, отыскать по прил.2 соответствующее им Ркр, а по эпюре найти глубину L3, на которой расчетное давление равно найденному.

Длина 3-ей секции из условия одноосного нагружения равна l3=L′2-L3 .Определяют вес секции Q′3.

8.Определяют величину Р′кр для труб 4-ой секции по формуе (2.38) для условий двухосного нагружения с учетом влияния растягивающих нагрузок от веса 1-ой, 2-ой и 3-ей сек-ций.

Для полученного значения Р′кр по эпюре определяют уточненную глубину спуска 4-ой секции L′3(L′3 < L3 ) и длину l′3=L′2-L′3.

Определяют вес секции Q′3 . Производят проверочный расчет 3-ей секции на внутрен-

нее давление аналогично п. 2.34.6. 9.Аналогично подбирают последующие секции колонны.

При этом одновременно определяют общий вес всех уже по-добранных секций и каждый раз проверяют условие Q′ ≤ [P], где [P] – допустимая осевая нагрузка для труб последней секции, кН.

Для труб с резьбой треугольного профиля (п.2.27) допус-каемая нагрузка

[P] = Рст / n3. Для труб с резьбой трапецеидального профиля (п.2.28)

значения допустимых нагрузок [P] приведены в прил.7-11. 10.Если Q1 окажется близким к [P], длину последней сек-

ции, для которой толщина стенки подобрана из условия внеш-него и внутреннего давления, определяют из расчета на растя-жение по формуле

li = ([P] – Q) / qi (2.49) 11.Секция li разграничивает обе части колонн, поэтому по-

следующие секции подбирают расчетом на растяжение из бо-лее прочных труб, для которых значение [P] определяют по прил.6, а затем по формуле (2.49) вычисляют допустимую дли-ну секции. Таким образом для верхней части колонны секции подбирают до тех пор, пока общая длина всех подобранных секций не окажется равной глубине скважины или не превысит ее.

Подбираемые секции верхней части одновременно прове-ряют на избыточное внутреннее давление, аналогично п.2.34. подпункту 6, а при необходимости – на наружное давление.

2.35. Если интервал эксплуатационного объекта имеет большую длину, то в нем устанавливают несколько секций. Вы-брав запас прочности n1, определяют произведение n1⋅РниL и в соответствии с прил.2 родбирают трубы для 1-ой секции, для которых Ркр ≥ n1⋅РниL.

Чтобы определить длину 1-ой секции, необходимо вы-брать трубы для 2-ой секции (по самому близкому из меньших значений Ркр), на эпюре найти глубину L1, на которой РниL = Ркр / n1 . Верхней границей 1-ой секции будет L1, тогда длина l1=L1 — L.

Полученную длину уточняют с учетом двухосного нагру-жения. По формуле (2.38) определяют значение Р′кр с учетом влияния растягивающих нагрузок от веса 1-ой секции длиной l1. Для полученного значения Р′кр по эпюре определяют уточнен-ную глубину спуска 2-ой секции L′1 и уточненную длину l′1=L — L′1.

Аналогично подбирают трубы для последующих секций, пока не перекроют весь интервал эксплуатационного объекта.

Последнюю в этом интервале секцию устанавливают до верхней границы эксплуатационного объекта, а подбор труб для последующих секций производят для n1 = 1,0 в соответствии с п. 2.34.

2.36.При подборе труб для секций обсадных колонн. Ис-пытываемых на герметичность с установкой пакера, дополни-тельно строят эпюру избыточных внутренних давлений в соот-ветствии с п.2.33.

Расчет колонн производят по методике, изложенной в п. 2.34.

Место установки пакера и давление на устье при испыта-нии определяются согласно инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность.

2.37. Выбор типа и конструкции резьбового соединения, соответствующих эксплуатационным нагрузкам, производится с учетом раздела 15 настоящего РД.

3.РАСЧЕТ ПРОМЕЖУТОЧНЫХ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

ДЛЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Внутреннее давление 3.1.Максимальное внутреннее рабочее давление для рас-

чета на прочность колонн, несущих на себе противовыбросовое оборудование (ПВО), определяют с учетом наибольшего из давлений, которые могут

возникнуть при бурении под следующую за рассчитывае-мой колонну в случаях газонефтеводопроявлений, выбро-сов и открытого фонтанирования после закрытия устья скважины(из условия полного замещения промывочной жидкости пластовым флюидом); давлений, которые могут возникнуть под воздействием гидростатического столба бу-рового раствора, имеющего максимальный удельный вес, или тампонажного раствора, поднятого до устья при цемен-тировании следующей за рассчитываемой колонны.

Для промежуточных колонн, на которых установлено противовыбросовое оборудование. Максимальное внутрен-нее давление на устье. Рассчитанное из условия проявле-ния. Увеличивается на величину ∆Р; ∆Р – дополнительное давление на устье, необходимое для ликвидации проявления, указанное в проекте на основе промысловых данных.

3.2.При нефтеводопроявлениях максимальное внут-реннее давление при закрытом устье [РУ > 0 (Рис.5а)] во время ликвидации открытого фонтанирования определяют из условия полного замещения промывочной жидкости пла-стовым флюидом по формуле

РвZ = Рплl – 10-6 γВ (l – Z) при 0 ≤ Z ≤ L (3.1) РвZ = РвУ при Z=0 Значение γВ принимают по среднему удельному весу

пластовых флюидов во вскрытом разрезе. Значение l и Рпл принимают по кровле пласта с уче-

том наибольшего градиента пластового давления. 3.3.При газонефтеводопроявлениях (рис.5.в) расчет

РB Zпроизводят по формулам п.4.4, причем в формулах за-меняют L на l.

3.4.При бурении под следующую за рассчитываемой колонну с применением утяжеленного раствора (отсутству-ют поглощения, проявления) [РУ=0 (Рис.5,а)] максимальное внутреннее гидростатическое давление определяют по формуле

РвZ = 10-6 γВ Z при 0 ≤ Z ≤ L (3.2) 3.5 .При цементировании последующей за рассчиты-

ваемой колонны максимальное внутреннее давление на рассчитываемую колонну определяют в интервале от 0 до L по гидростатическому давлению составного столба

бурового и тампонажного растворов. 3.6.За минимальное значение внутреннего давления в

рассчитываемой колонне (производится расчет на проч-ность при наружном давлении) при бурении под следую-щую колонну принимается наименьшее из значений давле-ние, которое может возникнуть при поглощениях бурового раствора или газонефтеводопроявлениях при открытом устье.

3.7.При возможном поглощении расчет внутреннего давления производят с учетом частичного опорожнения ко-лонны [РВУ =0 (рис.5,г)] по формулам

РВZ = 0 при 0 ≤ Z ≤ H (3.3) РВZ = 10-6 γВ (Z – H) при Н ≤ Z ≤ L (3.4) Для двух-трех первых разведочных скважин при от-

сутствии достоверных исходных данных допустимо при расчете учитывать опорожнение колонны не более чем на 30-40%, то есть принимать Н=0,3…0,4L.

3.8. В случае возможного нефтеводопроявления сква-жины при открытом устье [РВУ =0 (рис.5,а)] (в случае пере-лива)

РВZ = 10-6 γВ Z при 0 ≤ Z ≤ L (3.5) где γВ принимают по п.3.2. При возможном газонефтеводопроявлении внутрен-

нее давление определяют по формулам раздела 5. 3.9. При бурении под следующую за рассчитываемой

колонну буровым раствором с удельным весом ниже γР (γВ < γР), если отсутствуют поглощения и проявления, то внут-реннее давление в рассчитываемой колонне определяют по формуле (3.2).

3.10. Для промежуточных обсадных колонн и кондук-торов, на которых при бурении под следующую колонну не предусматривается установка противовыбросового обору-дования (отсутствуют газонефтеводопроявления), макси-мальное внутреннее давление принимается наибольшим из рассчитанных по пп.3.4-3.5, а минимальное внутреннее давление – наименьшим из рассчитанных по пп.3.7-3.9.

Наружное давление 3.11. Наружное давление для промежуточных обсад-

ных колонн определяют по тем же формулам и методике, что и для эксплуатационных колонн (п.п.2.4-2.8).

Избыточное наружное давление 2.13. Избыточное наружное давление в общем случае

определяют как максимальную разность между наружным РНZ и внутренним РВZ давлениями, рассчитанными для од-ного и того же момента времени по формулам пп.2.4-2.8 и п.3.1-3.10 и по п.2.16

РНИZ = РНZ — РВZ (3.6) 3.13. Минимальное значение внутреннего давления

РВZ определяют по п.п.3.7-3.9. 3.14. Для расчета колонн на избыточное наружное

давление принимают наибольшее значение РНZ п.3.11. 3.15. Если удельный вес испытательной жидкости γж

окажется меньше γв, то расчет по п.3.13 необходимо произ-водить с заменой γв на γж.

Избыточное внутреннее давление 3.16.В общем случае избыточное внутреннее давле-

ние на промежуточную обсадную колонну определяют как максимальную разность между внутренним РВ’Z и наружным РНZ давлениями для одного и того же периода времени, рассчитанными по формулам п.3.1-3.10 и 2.5-2.8 и п.п.2.20, 2.21.

РВИZ = РВ’Z — PНZ (3.7) 3.17.Расчет максимальных избыточных внутренних

давлений производят по максимальным значениям внут-реннего давления и соответствующего наружного давле-ния.

Избыточные внутренние давления рассчитывают, как и для эксплуатационных колонн, по формулам п.п.2.17 – 2.21, при этом значения Рву определяют по формулам п.п.3.1 – 3.10 (Рву = Рвz при Z=0).

Удельный вес испытательной жидкости γж не должен превышать удельного веса бурового раствора, который применялся при окончании бурения под рассчитываемую колонну.

Осевая нагрузка от собственного веса 3.18.Осевую растягивающую нагрузку от собственного

веса промежуточной обсадной колонны определяют с уче-том теоретического веса спущенной колонны (п.2.22).

Прочность труб. Коэффициенты запаса прочности 3.19. Формулы для определения сопротивляемости

труб действию избыточного наружного и внутреннего дав-лений и собственного веса приведены в пп.2.23-2.30.

3.20. Расчет промежуточных колонн на наружное из-быточное давление производят при коэффициенте запаса прочности n1= 1,0.

Расчет на внутреннее избыточное давление произво-дят при коэффициентах запаса прочности согласно п. 2.26 настоящей инструкции.

Расчет колонн из труб по ГОСТ 632-80 с резьбой тре-угольного профиля на растягивающую нагрузку производят по формуле (2.42) с учетом коэффициента запаса прочно-сти n3 в зависимости от диаметра труб (табл.3.1).

Таблица 3.1

Коэффициенты запаса прочности на растяжение

Диаметр трубы,

мм Длина колонны, м Коэффициент

запаса прочности в вертикальной скважине n3

114…168 До 3000 Свыше 3000

1,15 1,3

178…245 До 1500 Свыше 1500

1,3 1,45

273…324 До 1500 Свыше 1500

1,45 1.6

Свыше 324 До 1500 Свыше 1500

1,6 1,75

Допустимые нагрузки на растяжение [P] для колонн из труб по ГОСТ 632-80 с трапецеидальной резьбой приведе-ны в прил. 6-11 и определены согласно п.2.28.

3.21.Расчет труб в клиновом захвате производит по формуле (2.48) согласно п.2.29.

3.22.При спуске обсадных колонн частями за длину колонны принимают длину части.

Порядок расчета и выбора промежуточных обсадных

колонн 3.23.Порядок расчета колонн, находящихся под дей-

ствием наружного и внутреннего избыточных давлений и растяжения, аналогичен приведенному в пп.2.31-2.37.

3.24.Эпюры избыточных давлений строят по данным пп.3.12-3.14, пп.3.16-3.17.

3.25.При отсутствии наружного избыточного давления расчет производят по растягивающей нагрузке от собствен-ного веса и внутреннему избыточному давлению.

3.26.Если бурильная колонна работает в обсадной ко-лонне продолжительное время, то на участке возможного наибольшего износа необходимо увеличить толщину стенки обсадных труб на основании опытных данных или уточнить ее расчетным путем по региональным методикам.

Рекомендуется в целях предупреждения протирания колонн у устья устанавливать 20 м труб с максимальной толщиной стенки.

4.РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБСАДНЫХ

КОЛОНН ДЛЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Внутреннее давление 4.1.Внутреннее давление определяют для тех же про-

цессов, что и пп.2.1-2.3. 4.2.При расчете колонн газовых скважин внутреннее

давление в период ввода скважин в эксплуатацию (Н=L) при закрытом устье (рис.1,г) определяют по формуле

РВZ = РПЛL / еS при 0 ≤ Z ≤ L (4.1)

еS =(2 + S)/(2 — S) (4.1а) где e – основание натурального логарифма;

;)(03415,0

СРmTZLS −

=γ

(4.1б)

Tcp = (Tу + Тз) / 2 (4.1в) Значения температуры приняты в К. Расчет значения S можно производить по упрощенной

формуле S = 10-4 γ (L – Z). (4.1г) Распределение давления по длине колонны допусти-

мо принимать линейным (по данным РВL и РВУ ):

,ZLРР

РР УВLВ

УВZВ

−+= (4.1д)

где РвУ , РвL определяются по формуле (4.1) соответ-ственно при Z=0 и Z= L.

При L ≤ 1000 м и РПЛL ≤ 10 МПа, а также при РПЛL ≤4,0

МПа и любом L допустимо считать, что внутреннее давле-ние по всей глубине скважины равно пластовому.

Для первых двух-трех разведочных скважин γ прини-мается равным 0,6.

4.3.При окончании эксплуатации (Н=L) за внутреннее давление РMIN принимают наименьшее устьевое и забойное давления (рис.1,г). Распределение давления РВZ по длине колонны считают линейным, давление РВZ определяют по формулам (4.1), (4.1д) в соответствии с пояснениями к ним.

4.4.При расчете колонн газонефтяных и газовых сква-жин, в которых при закрытом устье имеется одновременно столб нефти и газа (рис.1.д), на всех стадиях

эксплуатации внутреннее давление определяют по форму-лам

РВZ = РПЛL – 10-6 γВ ( L-Z ) при H ≤ Z ≤ L (4.2)

ВLПЛ

ZВ eHLР

Р)(10 6 −−

=− γ

при О ≤ Z ≤ Н (4.3)

где S определяют по формуле (4.1б) или (4.1г), под-

ставляя вместо L значение H. Значение Н при РНАС < РПЛL , т.е. при наличии в пласте

только нефти с растворенным газом, определяют по фор-муле

,10 6

НАСLПЛ PPLH

γ−

−−= (4.4)

где γВ принимается по удельному весу нефти в пласте. Если по формуле (4.4) получено отрицательное зна-

чение Н, то его принимают равным нулю и расчет произво-дят по формуле (4.2).

На участке от устья до глубины Н распределение дав-ления допустимо принимать линейным:

,ZНРР

РР УВНВ

УВZВ

−+= (4.5)

где РВУ и РВН определяют по формуле (4.2) соответст-венно при Z=0 и Z=Н.

При L ≤ 1000 м и РВН ≤ 10 МПа, а также при РВН ≤4,0

МПа и любых Н давление на участке от устья до глубины Н можно принимать постоянным и равным РВН.

При РНАС ≥ РПЛL принимают Н=L (колонна заполнена газом) и расчет внутреннего давления производят по пп.4.1-4.2.

4.5.В изученных районах допускается производить расчет внутренних давлений по фактическим промысловым значениям устьевого давления.

4.6.При работах, связанных с нагнетанием жидкости в скважину (интенсификация, гидроразрыв, ремонтные рабо-ты и др.), внутреннее давление в газовых скважинах опре-деляется по п.2.3 (как для нефтяных скважин).

4.7.Наружное давление в газовых скважинах опреде-ляют так же, как и наружное давление в нефтяных скважи-нах (пп.2.4-2.8).

Избыточное наружное давление 4.8. В общем случае избыточное наружное давление

определяют как разность между наружным и внутренним давлениями по пп.2.9-2.15.

При этом РВZ и РНZ определяют по формулам пп. 4.1-4.6 и 2.5-2.8.

4.9. Избыточное наружное давление в момент оконча-ния цементирования и при испытании колонн на герметич-ность снижением уровня определяют так же, как для неф-тяных скважин, соответственно по пп.2.10 и 2.11.

4.10. Избыточное наружное давление в интервалах действия горного давления определяют по п.1.15 и форму-ле (2.25а), в которой РВZ определяют по формулам пп.4.1-4.6.

4.11. Избыточное наружное давление в момент окон-чания эксплуатации определяют по формуле (2.15), прини-мая во внимание следующие положения:

-за РНZ принимаем максимальное значение из вычис-ленных по пп.2.5-2.7;

-РВZ берем равным РMIN для газовых скважин (рис.1г) по п.4.3;

-РВZ вычисляем для газовых и газонефтяных скважин, в которых при закрытом устье имеется одновременно столб жидкости и газа по п.4.4 при РВУ= РMIN и значении РПЛL на момент окончания эксплуатации.

4.12. Избыточное наружное давление для скважин с нормальными условиями бурения и эксплуатации в заце-ментированной зоне производят по составному столбу бу-рового и цементного растворов с учетом разгрузки по п.2.16, при этом в формуле (2.26) принимают γВ ⋅Н = РMIN, γВ =0.

4.13. Избыточное наружное давление определяют так же. Как и для нефтяных скважин. По пп.2.17-2.19 (горное давление в расчетах не учитывается), а тек же по пп.2.20 и 2.21.

Значения РВZ и РНZ определяют по формулам пп.4.1-4.6 и 2.1-2.3.

4.14. Осевую нагрузку от собственного веса опреде-ляют по п.2.22.

4.15.Прочность труб и коэффициенты запаса прочно-сти принимают по пп.2.23-2.30.

4.16.Выбор конструкций обсадных колонн производит-ся в соответствии с пп 2.31-2.37.

5.РАСЧЕТ ПРОМЕЖУТОЧНЫХ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ДЛЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Внутреннее давление 5.1.При расчете на прочность колонн, несущих на се-

бе ПВО максимальное внутреннее рабочее давление опре-деляют с учетом наибольшего из давлений, которые могут возникнуть при бурении под следующую за рассчитывае-мой колонну при нефтегазопроявлениях, выбросах и откры-тых фонтанах после закрытия устья скважины (из условия полного замещения промывочной жидкости пластовым флюидом); под воздействием гидростатического давления бурового раствора, имеющего максимальный удельный вес или тампонажного раствора, поднятого до устья при цемен-тировании следующей за рассчитываемой колонны.

Для промежуточных колонн, на которых установлено противовыбросовое оборудование. Максимальное внутрен-нее давление на устье, рассчитанное из условия проявле-ния, увеличивается на величину ∆Р;

∆Р – дополнительное давление на устье, необходи-мое для ликвидации проявления, указанное в проекте на основе промысловых данных.

5.2.Максимальное внутреннее давление при закрытом

устье газовых скважин при полной замене бурового раство-ра газом [Ру > О (рис.5,б)] определяют по п.4.2, причем в формулах заменяют L на l, где l – расстояние от устья скважины до кровли проявляющего пласта.

5.3. Максимальное внутреннее гидростатическое дав-

ление на колонну при бурении под следующую за рассчи-тываемой колонну утяжеленным раствором (отсутствуют поглощения, проявления) [Ру >О (рис.5,а)], а также при цементировании последую-щей за рассчитываемой колонны определяют соответст-венно по пп.3.4, 3.5 (для нефтяных скважин).

5.4.За минимальное внутреннее давление в рассчи-тываемой колонне (при расчете ее прочности на наружное давление) при бурении под следующую колонну принимают наименьшее из значений давления, которое может возник-нуть при поглощениях бурового раствора или газонефтево-допроявлениях при открытом устье.

5.5.При возможном поглощении с частичным опорож-нением скважин, нефтеводопроявлении при открытом устье, при бурении под следующую колонну раствором с γВ <γР (при отсутствии поглощений и проявлений) внутреннее давление в рассчитываемой колонне определяют по пп.3.7- 3.9 (для нефтяных скважин).

5.6.Для газовых скважин (приоткрытом фонтанирова-нии газа или газожидкостной смеси) [Ру =О (рис.5,б)] может быть произведен проверочный расчет внутреннего давле-ния для значений О ≤ Z ≤ L в соответствии с «Инструкцией по комплексному исследованию газовых и газоконденсат-ных пластов и скважин» (М.: Недра, 1980)с учетом потерь давления на трение восходящего потока газа или газожид-костной смеси.

При отсутствии достоверных исходных данных для проведения расчетов по указанной методике допускается проводить расчет по формуле

ZlР

Р LПЛ

ZВ

6,0= при О ≤ Z ≤ L, (5.1)

где РПЛL – пластовое давление проявляющего пласта. 5.7.Расчет максимальных внутренних давлений в

промежуточных колоннах и кондукторах, на которых не ус-танавливается противовыбросовое оборудование, произ-водят по пп.3.10.

Наружное давление 5.8. Наружное давление определяют по тем же фор-

мулам и методике, что и для нефтяных скважин (пп.2.5-2.8). Избыточное наружное давление 5.9.Избыточное наружное давление определяют как

разность между наружным РНZ и внутренним РВZ давления-ми, рассчитанными для одного того же момента времени по формулам пп. 2.5-2.8; 5.4-5.6 и 2.16.

Избыточное внутреннее давление 5.10.в общем случае избыточное внутреннее давле-

ние определяют как разность между внутренним РВ′Z и РНZ давлениями, рассчитанными для одного и того же периода времени по формулам пп.5.1-5.3 и 5.7; 2.5-2.8 и пп. 2.20, 2.21.

Избыточные внутренние давления рассчитываются в соответствии с пп.2.17-2.21, при этом значения РВУ опреде-ляют по формулам пп.4.1-4.5 (РВУ=РВZ при Z=0).

Удельный вес испытательной жидкости γЖ не должен превышать удельного веса бурового раствора, который применялся при окончании бурения под рассчитываемую колонну.

5.11.Осевую нагрузку от собственного веса определя-ют по п.2.22.

5.12.Прочность труб и коэффициенты запаса прочно-сти принимают по пп.3.18-3.21.

5.13.Порядок расчета и выбора конструкций промежу-точных обсадных колонн регламентируется пп.3.22-3.24.

6. РАСЧЕТ ПОТАЙНЫХ КОЛОНН И КОЛОНН, СПУС-

КАЕМЫХ ЧАСТЯМИ Промежуточные потайные колонны 6.1. Избыточное наружное давление на промежуточ-

ную потайную колонну в момент окончания цементирования с подъемом тампонажного раствора по всей длине такой колонны рассчитывают по формуле

РниZ = 10-6 (γЦ — γВ) (Z -lo) при lo ≤ Z ≤ L (6.1) 6.2.В нормальных условиях бурения (отсутствуют по-

глощения, проявления, т.е. Н=0; РУ=0) после спуска и це-ментирования потайной колонны избыточное наружное давление в интервале глубин от башмака предыдущей ко-лонны LO до башмака потайной колонны L составляет

РниZ = РнZ -10-6 γВZ при Lo ≤ Z ≤ L (6.2) где РНZ — наибольшее из значений давления, опреде-

ленных по пп.2.4-2.7.

6.3. Избыточное наружное давление при возможном поглощении бурового раствора в процессе бурения (Lo > Н)

РНИZ = РНZ — 10-6 γВ (Z-Н) при LO ≤ Z ≤ L (6.3) где РНZ принимается таким же, как и в предыдущем

пункте. 6.4.Избыточное наружное давление при открытом

фонтанировании газовых и газонефтяных скважин следует определять как разность между наружным (наибольшим из значений, определенных по п.6.2) и внутренним давления-ми. Последнее подлежит расчету по «Инструкции по ком-плексному исследованию газовых и газоконденсатных пла-стов и скважин » (М.: Недра, 1980) с учетом потерь давле-ния на трение восходящего потока газа или газожидкостной смеси.

При отсутствии необходимых исходных данных допус-кается использовать формулу

ZlР

Р LПЛ

ZВ

6,0= при Lo ≤ Z ≤ L, (6.4)

где РНZ принимается таким же, как и в пункте 6.2. 6.5.В случае необходимости проведения испытания на

герметичность предыдущей колонны после установки це-ментного моста или пакера вблизи головы потайной колон-ны избыточное наружное давление определяют по форму-ле

РНИZ = РНZ — 10-6 γВ (Z -lO) при LO ≤ Z ≤ L (6.5) где РНZ принимается таким же, как и в пункте 6.2. 6.6.При испытании на герметичность в один прием без

пакера избыточное внутреннее давление для расчета по-тайной колонны на прочность определяют (для интервала от LO до L) как разность между внутренним РВZ и наружным РНZ давлениями по формуле

РВИZ =1,1РВLo + 10-6 γЖ (Z -lO) — РНZ при LO ≤ Z ≤ L (6.6)

За РВLo принимают максимальное из вычисленных по

пп.3.1-3.4 для нефтяных скважин и с учетом пп5.1-5.3 для газовых и газонефтяных скважин при Z=LO.

За РНZ принимают максимальное из вычисленных по пп.2.4-2.7 значений в зависимости от геологических условий проектируемой скважины-отсутствия или наличия прони-цаемых пластов в интервале открытого ствола, перекры-ваемом потайной колонной.

При проведении испытания на герметичность давле-ние на устье скважины определяют по формуле

РвУ =1,1 РвLo — 10-6 γЖLo (6.7) 6.7.В процессе нормального бурения (в случаях, когда

испытание на герметичность потайной колонны не предпо-лагается) внутреннее избыточное давление определяют по формуле

РВИZ = 10-6 γВZ — РНZ при LO ≤ Z ≤ L (6.8) где РНZ вычисляют по пп.2.4-2.7. 6.8.В расчетах на прочность под воздействием наруж-

ного и внутреннего избыточных давлений учитывают наи-большие из значений РНИZ и РВИZ, полученных соответст-венно по пп.6.1-6.8.

6.9.Длина участка потайной колонны, находящейся внутри предыдущей колонны, должна составлять не менее 70 м, причем на этом участке должны использоваться тру-бы с такой же толщиной стенки и той же группы прочности, как и рассчитанные для потайной колонны на уровне баш-мака предыдущей колонны.

6.10.Порядок расчета потайной колонны аналогичен приведенному в пп.2.31-2.37.

6.11.Надставки к потайным колоннам (до устья сква-жин) рассчитывают так же, как и промежуточные колонны (по разделам 3 и 5).

Промежуточные колонны, спускаемые частями 6.12.Расчет нижней(первой) и последующих частей

колонны, верх которых находится внутри предыдущей ко-лонны, т.е. lO < LO, производится в соответствии с пп.6.1-6.12.

Расчет нижней (первой) и последующих частей колон-ны, верх которых находится в открытом стволе, т.е. lO > LO, производит также в соответствии с пп.6.1-6.9 с заменой во всех формулах значения LO на lO .

6.13.Расчет верхней (последней) части колонны про-изводится также, как и расчет промежуточной колонны (по разделам 3 и 5).

fvstarcev

Заметка

по вопросу «хвостовиков»

Эксплуатационные потайные колонны 6.14.Избыточное наружное давление в нефтяных

скважинах определяют по формуле (6.3), где значение Н принимают минимальным (на момент окончания эксплуата-ции), а значение РНZ – максимальным из вычисляемых по пп.2.4-2.7.

6.15. Избыточное наружное давление в газовых сква-жинах определяют как разность между наружным и внут-ренним давлениями в интервале от LO до башмака потай-ной колонны L. При этом значение РНZ принимается по п.6.15, а РВZ = РMIN (п.4.3).

6.16. Избыточное наружное давление в скважинах, в которых имеется одновременно столб жидкости и газа, оп-ределяют как разность между РНZ и РВZ . При этом РНZ при-нимают по п. 6.15, а РВZ – по п.4.4 на момент окончания эксплуатации.

6.17. Избыточное внутреннее давление и максималь-ное значение РВLo для всех скважин при расчетах на проч-ность определяют по п.6.7.

6.18.Выбор компоновки колонны необходимо осуще-ствлять в соответствии с пп.6.9-6.11.

6.19.Надставки к потайным колоннам (до устья сква-жин) рассчитывают как самостоятельные эксплуатационные колонны.

7.РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАСЧЕТУ ИМПОРТНЫХ ОБСАДНЫХ ТРУБ

7.1.Прочностные характеристики импортных труб, по-

ставляемых по стандартам АНИ, приведены в прил.13-19. В случаях применения труб, отличных от труб по

стандартам АНИ, прочностные характеристики принимают по техническим условиям поставщика.

7.2.Действующие нагрузки определяют в соответствии с настоящей инструкцией, при этом расчет колонн произво-дят при следующих запасах прочности (если другие запасы прочности не определены согласованными с поставщиками техническими условиями на применение труб):

— на избыточное наружное давление (на сминающее давление) в зоне эксплуатационного объекта в зависимо-сти от устойчивости коллектора от 1,125 до 1.25;

— на наружное давление для остальной части колон-ны 1,125;

— на внутреннее избыточное давление (на давление, соответствующее пределу текучести материала трубы) 1,1;

— на растягивающую нагрузку для резьбового соеди-

нения (на разрушающую нагрузку) 1,75; — на растягивающую нагрузку по телу трубы (на на-

грузку, соответствующую пределу текучести)1,25.

8.РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ДЛЯ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

8.1.Расчет обсадных колонн для наклонно направлен-

ных скважин производят с учетом планируемого профиля на стадии проектирования или по фактическим данным инклинометрии ствола скважины.

Наружное и внутреннее давление 8.2.Расчет наружного и внутреннего избыточного дав-

лений производится по формулам, приведенным в разде-лах 2-5. При этом расчетные глубины определяют как про-екции глубин по стволу скважин на вертикальную плос-кость. Расчетные глубины допускается определять графи-ческим методом по проекции на вертикальную плоскость проектного или фактического профиля скважины.

8.3.Проекцию участка ствола скважины глубиной Z′ на вертикальную плоскость Z определяют по формуле

Z = Z’ — ∆Z’ (8.1) где Z’ — удлинение на глубине Z’. Определяется по

фактическим данным инклинометрии ствола, а на стадии проектирования — расчетным путем.

8.4.При общем удлинении колонны не более чем на 50 м допускается расчет давлений производить так же, как для вертикальных скважин.

8.5.Для построения эпюры избыточных давлений на вертикальной оси откладывают значения глубин по стволу скважины Z’, соответствующие характерным точкам L′, h′,H′, а в горизонтальном направлении от точек L′, h′,H′ отклады-вают значения давлений, определенных по значениям вер-тикальных проекций L, h, H. Полученные точки последова-тельно соединяют между собой

8.6.При расчете по пластовым и горным давлениям мощность пласта на эпюре откладывается по глубине ство-ла с учетом удлинения из-за наклона скважины.

Нагрузки от собственного веса и изгиба 8.7.Допускаемые растягивающие нагрузки для резь-

бовых соединений определяют согласно пп.2.27, 2.28. Влияние изгиба учитывается увеличением запаса прочно-сти в зависимости от интенсивности искривления, размера и прочности соединения.

8.8.Интенсивность искривления ствола скважины (ис-кривление на длине 10 м в градусах) определяют на стадии проектирования по формуле

αО = 573/R (8.2) где R – проектный радиус искривления, м. Для пробуренного ствола αО определяют по результа-

там инклинометрии (по углу наклона и азимуту в интервале длиной 10 м). Значение α0 при пространственном искрив-лении определяют по формуле

,)coscoscossinsin1(257321210 δδβδδα −−=

l(8.3)

где δ1,δ2 – углы наклона в начальной и конечной точ-

ках рассматриваемого участка длиной l; β — разность азимутальных углов в тех же точках. 8.9.Коэффициент запаса прочности на растяжение

для обсадных труб с треугольной резьбой на изогнутом участке ствола определяют по формуле

,)5,0(1 03

33 −−=′

αλnn

n (8.4)

где n3 — коэффициент запаса прочности на растяже-

ние, принимаемый для вертикальной колонны; λ — коэффициент, учитывающий влияние размеров

соединения и его прочностные характеристики (прил.20).

αO – интенсивность искривления труб. Минимальные запасы прочности n′3 для труб по ГОСТ

632-80 должны быть следующими:

Диаметр труб, мм Минимальное зна-чение запаса прочности

n′3 при do = 0,5 114…168 178…245 273…324 Более 324

1,3 1,45

1,6 1,75

8.10.Допускаемую нагрузку рассчитывают по выраже-

нию [P] = PСТ/n′3 (8.5) где РСТ – определяют в соответствии с прил.5. Для труб с резьбами трапецеидального профиля и

нормальным диаметром муфт (ОТТМ, ОТТГ, ТБО и им-портных трубё с резьбой «Батресс», «Экстрем лайн», VAM и др.):

— при интенсивности искривления скважин до 5°/10 м для труб диаметром 168 мм и до 3°/10 м для труб диамет-ром выше 168 мм расчет на прочность соединения при растяжении производят так же, как для вертикальных сква-жин без учета изгиба;

— при интенсивности искривления скважин от3 до 5°/10 м для труб диаметром выше 168 мм допускаемая на-грузка на растяжение уменьшается на 10%.

— 8.11.Коэффициент запаса прочности для гладкого тела трубы на изогнутом участке ствола определяют по формуле

,)5,0(1 014

4 −−=′

αλnn

n (8.6)

где n4 – коэффициент запаса прочности для вертикальной колонны. n4 = 1,25;

λ — коэффициент, учитывающий влияние формы тела трубы и ее прочностные характеристики (прил.21). Допускаемую нагрузку для гладкого тела трубы с уче-

том изгиба колонны определяют из выражения

[ ] ,44 n

FnРР T

′=

σ (8.7)

где F – площадь сечения трубы, мм2; σТ – предел текучести материала трубы, МПа.

Порядок расчета и выбора конструкций обсадных колонн

для наклонно направленных скважин

8.12 Порядок расчета колонн, находящихся под дей-ствием наружного и внутреннего избыточных давлений и растяжения, аналогичен приведенному в пп.2.31-2.37.

Правила построения эпюр давлений приведены в пп.8.2-8.6.

До начала расчета колонн выделяют интервалы, в ко-торых происходило отклонение ствола (рис.7), увеличивая каждый из них на 25 м в сторону устья скважины. Выделяют интервал с максимальной интенсивностью искривления αОMAX.

Если интервал с максимальной интенсивностью ис-кривления является первым от устья скважины (на рис.7 участок L’1,L’2; αО1 = αОMAX, то расчет всей части колонны от L’1 до L’ на растяжение производят с запасом прочности n′3 , полученным с учетом αО1 не принимая во внимание αО2, αО3. 50

αО3

αО2

αО1

L’

Рис.7. Профиль наклонной скважины.

Если αО2 = αОMAX, то участок колонны L’1L’3 рассчиты-вают сучетом αО1, а участок L’3L’ – с учетом αО2. Если αО1<αО2<αО3, то участок L’1L’3 рассчитывают при αО1, L’3L’5 при αО2, а L’5L’ при αО3.

Допускаемые длины секций из расчета на растяжение определяют по формуле (2.49):

li = ([P] – Q)/qi (8.8)

где Q – общий вес всех нижележащих секций; qi — вес 1 погонного метра подбираемой секции; [P] – допускаемая нагрузка, определяемая по фор-

муле (8.5), (8.7). 8.13.При длине вертикального участка не более 100 м

допускается принимать запас прочности на растяжение равным принятому для первого нижележащего интервала, в котором производился набор зенитного угла.

8.14.Износ обсадных труб определяют по п.3.26.

9.РАСЧЕТ НАТЯЖЕНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

9.1.Расчет натяжения колонн производят после расче-та колонн в соответствии с разделами 2-5.

При определении усилия натяжения исходят из необ-ходимости сохранения прямолинейной формы колонны при изменении температуры и давления.

Если при расчете значение натяжения не удовлетво-ряет условию прочности колонны, то необходимо либо по-высить прочность труб, либо увеличить высоту подъема цемента.

9.2. Расчет натяжения производят для вертикальных скважин. Для наклонно направленных скважин рассчиты-вают натяжение вертикального нецементированного участ-ка колонны.

9.3.В зависимости от назначения следует различать скважины с прогревом в процессе эксплуатации свободной от цемента части колонны (∆t > 0) и скважины с охлаждени-ем в процессе эксплуатации свободной от цемента части колонны (∆t < 0).

9.4.При эксплуатации нагнетательных и газлифтных скважин свободная часть колонны, особенно в зимнее вре-мя, может охлаждаться, укорачиваться, что приведет к воз-никновению дополнительных растягивающих усилий.

В фонтанных и насосных скважинах свободная часть колонны нагревается, удлиняется и в ней (при обвязанном устье) могут возникнуть дополнительные сжимающие уси-лия, ведущие к потере устойчивости колонны.

9.5.В связи с разными термогидродинамическими ус-ловиями в различных по назначению скважинах возникает необходимость определения не только нижнего, но и верх-него предела усилия натяжения колонны.

9.6.Натяжение обсадной колонны в том случае, когда в процессе эксплуатации она не подвергается нагреву (ох-лаждению) и действию

внутреннего избыточного давления, а также в случае, когда условия работы колонны (давление, температура) неиз-вестны/ определяют по формуле

QH ≥ Q (9.1) где Qн – усилие натяжения, кН; Q – вес свободной (незацементированной) части ко-

лонны, кН. 9.7.Минимальное значение усилия натяжения для

скважин любого значения определяют одинаково: по наи-большему значению, вычесленному по формулам

QH ≥ Q;

Qн ≥ Q + α Е F ∆t 10-3 + 0,31 р d2 103 – -0.655 l (D2 γР – d2 γВ)10-3, (9.2)

где Р – внутреннее устьевое давление в колонне при эксплуатации или при интенсификации, МПа;

l – длина свободной части колонны, м; D,d – соответственно наружный и внутренний диамет-

ры колонны, м. d определяют по средней площа-ди сечения колонны F:

llllFlFlF

F++++++

=……

2211 ; (9.3)

l1, l2…ln – длины секций обсадной колонны, м; F1, F2 …Fn – соответствующие площади сечения труб

в секциях, м2; γР, γВ – удельные веса жидкости за колонной и внутри

нее в процессе эксплуатации, Н/м3; α — коэффициент линейного расширения, 1/°С; Е – модуль упругости материала трубы, Па; ∆t – средняя температура нагрева (охлаждения) ко-

лонны, °С. Приближенное значение средней температуры нагре-

ва (охлаждения) может быть определено в соответствии со схемой (рис.8) из зависимости

)()( 2413 ttttt

−+−=∆ (9.4)

где t1,t2 – температура колонны до эксплуатации,

обычно принимаемая по геотермическому градиенту, °С;

t3, t4 — температура жидкости за колонной в про-цессе эксплуатации, °С.

При отсутствии данных t3,t4 определяют приближенно: , где T2413 , TtTt ≅≅ 1,T2 – температура жидкости; движу-

щейся по колонне (у устья и на уровне свободной части), °С.

t4 t2

Рис.8. Изменение тем-пературы в скважине

t3 t1 9.8.Значения усилия натяжения Qн должно состав-

лять:

Qн ≤ [Р] (9.5) где [Р] — допустимая осевая нагрузка на трубы колонны, кН.

9.9.После натяжения колонны в процессе освоения, эксплуатации и ремонтов должны соблюдаться следующие условия прочности:

QН – QО – Р1 + Р2 – Р3 ≤ [Р] (9.6) QН – QО ≤ [Р] где QО – все колонны от устья до рассматриваемого

сечения, кН; Р1 – осевое усилие, возникающее в колонне в ре-

зультате температурных изменений, кН; Р2 — осевое растягивающее усилие, возникающее

в результате действия внутреннего устьевого давления в процессе эксплуатации, кН;

Р3 — осевое усилие, возникающее в колонне в ре-зультате действия внешнего и внутреннего гидростатического давления, кН.

Р1 = α Е F ∆t 10-3 (9.7) где ∆t – при нагревании положительная, при охлажде-

нии – отрицательная; Р2 = 0,47 Р d2 10-3 (9.8) P3 = 0,235 l (D2 ∆ γP – d2 ∆γB) 10-3 (9.9) l – расстояние от устья скважины до рассматриваемо-

го сечения, м. На устье l = 0, QO = O; ∆γP = γP — γ′′P ; ∆γB = γB — γ′′B ; γ′′P , γ′′B — удельные веса жидкости в скважине после

спуска и цементирования колонны, Н/м3. 9.10.Если прочность колонны удовлетворяет условиям

эксплуатации, следует проверить также напряженное со-стояние колонны при освоении скважины, когда буровой раствор заменяют водой.

В этом случае возможно повышение напряжения в на-тянутой и закрепленной на устье колонне из-за охлаждения и внутреннего давления.

10.ДОПУСТИМОЕ ВНУТРЕННЕЕ ДАВЛЕНИЕ В ОБСАДНОЙ КОЛОННЕ

10.1.При освоении скважин, гидроразрывах, капиталь-

ном ремонте и других работах, связанных с созданием в обсадной колонне избыточного давления, необходимо оп-ределять допустимое внутреннее давление с учетом как осевых, так и радикальных нагрузок, действующих на ко-лонну.

Ниже приведена методика проверочного расчета и определения допустимого внутреннего давления с учетом прочности труб и резьбовых соединений обсадной колонны, натяжение которой производилось усилием, равным весу свободной (незацементированной) части колонны или большим него, т.е. Qн ≥Q.

10.2.Данный расчет предусмотрен для колонн, жестко закрепленных на устье, в случаях, когда внутреннее давле-ние в колонне создается в один прием без пакера.

Допустимое внутреннее избыточное давление Р (МПа) на устье определяют из выражений

[ ];

1047,0 32310

⋅+++−

≤⋅d

PPQQРР Н (10.1)

,10)( 6

−⋅−+≤ lnPP ВРT γγ (10.2)

где P1 = 10-3 d E F ∆t; (10.3) P3 = 0,235 l (D2 ∆γP – d2 ∆γB) 10-3. (10.4) Условные обозначения в формулах этого раздела те

же, что и в разделе 9. 10.3. Запасы прочности как при расчете осевой на-

грузки n3 , так и при расчете внутреннего давления n2 при-нимают согласно пп. 2.20 – 2.27. Для колонн, бывших в экс-плуатации, в зависимости от их состояния, запас прочности может быть увеличен по усмотрению производственного управления.

10.4. внутреннее давление необходимо определять для верхней трубы каждой секции колонны. Меньшее из значений Р, полученных по формулам (10.1), (10.2), прини-мают за допустимое.

11.ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ОБСАДНЫХ КОЛОНН

ДЛЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

11.1 Расчет наружных и внутренних давлений произ-водится по формулам для вертикальных скважин по приве-денным к вертикальной проекции глубинам.

11.2. Запас прочности на наружное избыточное дав-ление для участка колонны, расположенной в горизонталь-ном участке принимается равным 1,30 – 1,50 (в зависимо-сти от устойчивости коллектора).

11.3. Запас прочности на растяжение с учетом изгиба определяется с учетом интенсивности искривления как для наклонно направленных скважин.

11.4. Осевая нагрузка определяется по весу обсадной колонны в воздухе, что компенсирует силы сопротивления при вынужденном подъеме колонны или расхаживании при ее прихвате.

Допускается определять осевую нагрузку с учетом фактических сил сопротивления, определенных при буре-нии первых горизонтальных скважин.

11.5. Для нижней секции обсадной колонны с целью облегчения проведения аварийных работ рекомендуется выбирать трубы с трапецеидальной резьбой с захождением на 50 м в обсаженную часть предыдущей колонны.

12. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ОБСАДНЫХ КОЛОНН ПРИ НАЛИЧИИ СЕРОВОДОРОДА И УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА

12.1. Особенности расчета в сероводородсодержащих

средах. При строительстве и эксплуатации скважин на серо-

водородсодержащих месторождениях возникает опасность сульфидного коррозионного растрескивания под напряже-нием (СКРН) обсадных колонн, находящихся в контакте с сероводородом в присутствии воды.

В горизонтальных скважинах процесс растрескивания усугубляется возникновением дополнительных изгибающих нагрузок, создающих неравномерность нагружения в попе-речном сечении и вдоль трубы.

В настоящем разделе регламентируется особенности прочностного расчета обсадных колонн, предотвращающие (при соблюдении правил эксплуатации) проявление СКРН за счет ограничения уровня растягивающих напряжений.

12.2. Ограничение уровня растягивающих напряже-ний, предупреждающие возникновение СКРН в обсадных колоннах, производится за счет введения коэффициента снижения несущей способности труб в среде, содержащей сероводород – Кs.

12.3. Расчет колонн на наружное, внутреннее давле-ния и растягивающие нагрузки производится по расчетному коэффициенту запаса прочности nS в среде, содержащей сероводород:

nS = n / KS (12.1) где n – коэффициен запаса прочности, определенный

в соответствии с «Инструкцией по расчету обсадных колонн …» в условиях отсутствия контакта с сероводородом;

КS — коэффициент снижения несущей способности (КS ≤ 1,0), определяется для конкретной марки труб по техническим условиям на их применение или другим аналогичным документам, разработанным в установленном порядке специализированной научно-исследовательской организацией потре-бителя труб, как правило, при участии изготови-теля.

Определение коэффициента снижения несущей спо-собности КS ведется в соответствии с согласованными с Госгортехнадзором РФ методиками (инструкциями).

Примечание: Расчет колонны на нагрузки, вызываю-

щие сжимающие напряжения, например, на наружное из-быточное давление, производится при КS = 1,0.

12.4. Учет снижения предельных нагрузок на трубы за

счет уменьшения предела текучести стали в условиях по-вышенных температур производится по формуле:

nS = n/KS⋅Kt (12.2) где Kt≤ 1,0 и определяется аналогично значению KS

по ТУ на применение труб. 12.5. для условий. Когда возможно СКРН, производят

расчет на прочность обсадных труб последней промежу-точной колонны, спускаемой в скважину, перед вскрытием продуктивного пласта, содержащего сероводород, а также труб всех последующих обсадных колонн.

12.6. Расчет обсадных колонн при наличии сероводо-рода с учетом вышеизложенного производится для сле-дующих условий (таблица 1.2.1)

[Pекомендация стандарта NACE MR-01-75 (84)].

Таблица 12.1

Рекомендации NACE MR –01-75 Вид добываемого флюида

Концентрация сероводо-рода: в % по объему к объему газовой фазы (в г / м3 газа)

Давление абс., Па (ата)

До 0,075 (до 1,15) РН2S > 345 (352х10-5)

0,075 – 10,0 (1,15 – 154)

Роб > 45х104 (4,6)

Влажный газ или обводненная (со следами воды) нефть с газовым фактором выше 890 Нм3/м3

Выше 10,0 (выше 154)

При любых значе-ниях РН2S и Роб

До 0,02 (до 0,31) РН2S > 345 (352х10-5)

0,02 – 4,0 (0,31 – 61) Роб > 1,83х106 (18,6)

4,0 – 15,0 (61 – 228) РН2S > 6,9х104 (0,7)

Многофазный флюид «Нефть-газ-вода» (следы воды) с газовым факто-ром менее 890 Нм3/м3

Выше 15,0 (выше 228)

При любых значе-ниях РН2S и Роб

Примечание. Парциальное давление сероводорода (РН2S ) вычисляется как произведение его концентрации на общее давление системы (Роб). Например, Роб=1000 Па (1,02х10-

2) концентрация сероводорода 10%. РН2S =(1,02х10-2)0,1=100 Па (1,02х10-3 ата).

13.ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ОБСАДНЫХ КОЛОНН ПРИ БУРЕНИИ С ПЛАВУЧИХ СРЕДСТВ

13.1.Спуск обсадных колонн с плавучих средств при-

водит к дополнительным нагрузкам, связанным с переме-щением судна. В общем случае на колонну действуют рас-тягивающая нагрузка от собственного веса Q, изгибающий момент от смещения и поворота (качки) судна М, динами-ческие нагрузки при посадке колонны в клиновой захват Qg и инерционные нагрузки, связанные с вертикальным коле-банием судна, Qп. 13.2.Наибольшие нагрузки, действующие у устья на уровне поверхности акватории, определяют из выражений

…2211 ++= LqLqQ (13.1)

;⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ +∆

= θl

EIPКМ (13.2)

;2a

FEWLaEFVQg += (13.3)

2122

)12(2

⎥⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +

−⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

++=

aLn

naLtg

aEFAQП

πωπ

ωω

(13.4)

где Q-осевая нагрузка от собственного веса, кН; P-осевая нагрузка, Р=Q-0,5ql, кН q1,q2-веса 1м секций колонны, кН/м; L1,L2-длины секций колонны, м; q-вес 1 м колонны на глубине акватории, кН/м l-глубина акватории, м; ∆-смещение судна в горизонтальном направле-

нии, м; θ-угловое смещение судна, рад; E-модуль упругости, кН/м2; I-момент инерции сечения, м4; F-площадь сечения колонны, м2.

,…

…

2211

LLLFLF

F++

F1,F2…- площади сечений секций колонны; V, W — скорость (м/с) и ускорение (м/с2) колонны в момент посадки на клиновой захват; а — скорость продольных колебаний (скорость звука в ме-талле), м/с; A — амплитуда вертикальных колебаний судна, м; ω — частота вынужденных колебаний судна, 1/с; K — коэффициент, учитывающий жесткость крепления ко-лонны на устье при спуске (0,75≤К<1,0). Торможение колонны в конце спуска трубы значительно уменьшает Рg при посадке колонны в клиновой захват или на элеватор.

Выражение в квадратных скобках в формуле (13.4) определяет условие, при котором колебание судна может достичь больших значений. Обычно чистота вынужденных колебаний существенно отличается от определяемых по

выражению aLn π2

12 + собственных колебаний колонны, вы-

званных возмущающими силами, и поэтому в большинстве случаев выражением в квадратных скобках можно пренеб-речь.

Формула (13.2) приемлема при 04,0≤Ll

и 30⟩EIPl .

13.3.Условие прочности для обсадной колонны из труб с треугольной резьбой записывается следующим об-разом:

( )CMnnQ

QQQ СТРПд 3

1−≤++

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ ++= ),(

21 ϕα

ηctg

WGC C

(13.5)

где QСТР — страгивающая нагрузка, кН; W0 — осевой момент сопротивления сечения по ос-новной плоскости (по первому полному витку), м3;

);(32

440

00 dD

DW −=

DO — внутренний диаметр резьбы в основной плоско-сти, мм;

d -внутренний диаметр трубы, мм. Расшифровка величин n3, DС, η, l, d, ϕ приведена в пп.

2.22-2.29. Условие прочности обсадных труб с трапецеи-дальной резьбой типа «Батресс», VAM, «Экстрем Лайн», ОТТМ, ОТТГ записывается следующим

образом:

( CMnnQ

QQQ СТРПд 3

1−≤++ ) (13.6)

TWGС =

где W-осевой момент сопротивления сечения по телу

трубы, м3; n3=1,75-1,8 (трубы ОТТГ, ОТТМ) и n3=1,75 (тру-бы импортного производства).

14.ОПРЕДЕЛЕНИЕ УДЕЛЬНОГО ВЕСА ГОРНЫХ ПОРОД

14.1.Удельный вес горных пород γП для первых двух-

трех разведочных скважин определяют по кривым уплотне-ниям в зависимости от глубины залегания (рис.9).

В зонах аномально высоких пластовых давлений удельный вес пород определяется (уточняется) в процессе проводки двух-трех первых разведочных скважин по выбу-ренной породе (керну, шламу).

14.2.Усредненный удельный вес слагающих разрез пород определяют по формуле

nnnПП

Пср llllll

++′′+′+′′′′+′

=…

…γγγγ (14.1)

Пример расчета Необходимо определить на глубине 1500 м усреднен-

ный удельный вес пород, слагающих разрез скважины, про-водимой в Предкавказье.

С этой целью по кривой 3 рис.9 определяют значения удельного веса пород на глубинах 100, 500, 1000, 1500 м, которые подставляются в формулу (14.1):

3/0,2112915001000500100

1500222401000208705001911010017150

мН

Пср

=+++

⋅+⋅+⋅+⋅=γ

15.ВЫБОР ТИПОВ РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ И ГРУПП ПРОЧНОСТИ (МАРОК) ОБСАДНЫХ ТРУБ

Методика выбора обсадных труб и резьбовых соединений

15.1.Выбор обсадных труб и резьбовых соединений для них

производят с учетом геолого-технических условий бурения и экс-плуатации скважин по «Номенклатуре обсадных труб, освоенных отечественной промышленностью», ежегодно представляемой объ-единениями министерством или (по его поручению) специализиро-ванным НИИ.

Включение в компоновку проектируемых обсадных колонн им-портных труб с соответствующими резьбовыми соединениями до-пускается при отсутствии или дефиците отечественных труб с тре-буемыми прочностными характеристиками и геометрическими раз-мерами резьб (специальные муфты, толстостенные трубы и т.д.).

15.2.С учетом геолого-технических условий бурения, выбран-ной конструкции и метода эксплуатации скважин, номенклатуры вы-пускаемых и выделенных объединению импортных обсадных труб устанавливают необходимые ограничения по диаметрам трубных соединений и выбирают муфтовые или безмуфтовые трубы.

15.3.Тип резьбового соединения, применяемые при его сборке смазки и герметизирующие средства должны соответствовать:

-виду флюида, находящегося в колонне в различных ее интер-валах. Для многофазной системы типа «газ-нефть-конденсат», нахо-дящаяся в колонне среда считается газообразной, если ее усред-ненный по интервалу удельный вес γ ≤ 0,3⋅104 Н/м3;

-максимальному внутреннему избыточному давлению по сек-циям рассчитываемой колонны. Максимальным значением внутрен-него давления считается для жидких сред давление гидроиспыта-ния, для газа — максимальное рабочее давление;

-максимальной температуре, под воздействием которой нахо-дится колонна в процессе строительства и эксплуатации скважин.

15.4. Профиль резьбы, тип и конструкция резьбового соедине-ния, вид герметизирующего средства уточняются с учетом следую-щих условий:

-условий прочности согласно пп. 15.5015.9; -условий герметичности (плотности) согласно пп.15.11-15.12; -условия обеспечения минимального радиального зазора меж-

ду муфтой (раструбом) спускаемой колонны, предыдущей колонной и стволом скважины. В таблицах 15.1 и 15.2 приведены некоторые справочные данные, необходимые для выбора минимального ради-ального зазора..

Таблица 15.1 Наружные диаметры резьбовых соединений отечественных и некоторых импортных труб, мм

Отечественные трубы Импортные трубы по стандарту АНИ

Треугольная резьба

ОТТМ1 ОТТГ Соединения «Батресс»

Соединения «Экстрем Лайн»

Наружный диа-метр труб, мм

Корот-кая

Удли-ненная

С нор-мальным диамет-ром муф-

ты

С умень-шенным диамет-ром муф-

ты

С нор-мальным диамет-ром муф-

ты

С умень-шенным

диаметром муфты

ТБО С нормаль-ным диа-метром муфты

С умень-шенным

диаметром муфты

С нор-мальным диаметром муфты

С умень-шенным

диаметром муфты

114,3 127,0(133,0)

127,0 (133,0)

123,8 127,0(133,0)

123,8 — 127,0(133,0)

123,8 — —

127,0 141,3(146,0)

141,3 (146,0)

136,5 141,3(146,0)

136,5 136,0 141,3(146,0)

136,5 136,1 —

139,7 153,7(159,0)

153,7 (159,0)

149,2 153,7(159,0)

149,2 149,2 153,7(159,0)

149,2 148,8 146,8

146,1 166,0 166,0 166,0 156,0 166,0 156,0 156,0 — — — -168,3 187,7 187,7 187,7 177,8 187,7 177,8 178,0 187,7 177,8 177,8 178,0177,8 194,5

(198,0) 194,5

(198,0) 187,3 194,5

(198,0) 187,3 187,0 194,5

(198,0) 187,3 187,7* 185,7*

193,7 215,9 215,9 215,9 206,4 215,9 206,4 206,0 215,9 206,0 203,4 201,2219,1 244,5 244,5 244,5 231,8 244,5 231,8 244,5 231,8 231,6 229,4244,5 269,9 269,9 269,9 257,2 269,9 257,2 269,9 257,2 256,5 254,5273,1 298,5 298,5 285,8 298,5 285,8 298,4 285,8 291,1 -298,5 323,9 323,9 — — — — 323,9 — — -323,9 351,0 351,0 — — — — — — — -339,7 365,1 365,1 — — — — 365,1 — — -351,0 376,0 — — — — — — — — -377,0 402,0 — — — — — — — — -406,4 431,8 — — — — — 431,8 — — -426,0 451,0 — — — — — — — — -473,1 508,0 — — — — — 508,0 — — -508,0 533,4 — — — — — — 533,4 — — —

— Примечания. 1.Если значения наружного диаметра для исполнения А и Б отличаются, то для исполнения Б эти значения проставлены в скобках.

2.Муфты специальные с уменьшенным наружным диаметром (Dс) изготовляются только исполнения А. 3.Условные обозначения: Dн, Dc- соответственно диаметры нормальной и специальной (уменьшенной) муфты; Lм, Lму – соответственно длина

нормальной и удлиненной муфты; Dв- наружный диаметр высаженной части раструбного конца; Lв-длина высаженной части раструбного конца.

Таблица 15.2 Минимальные радиальные зазоры при спуске колонн НКТ с муфтами

нормального диаметра и обсадных колонн с муфтами уменьшенного диаметра (спецмуфтами) Размеры в мм Наружный диаметр спускаемой колон-

ны Предыдущая колонна Минимальный радиальный зазор

труб муфты (рас-труба)

наружный диаметр труб

толщина внутренний диаметр труб

Диаметр долота в интервале бу-рения под спус-каемую колонну между муфтой (раструбом)

спускаемой колонны и преды-дущей колонной

между муфтой (раструбом) спус-каемой колонны и стенкой сква-

жины

60,3 73,0 114,3 8,6 97,1 — 12,0 —

73,0 88,9 127,0 9,2 118,7 — 9,8 —

88,9 108,0 146,0 10,7 124,6 — 8,3 —

101,6 120,6 168,3 12,1 144,1 — 11,7 —

114,3 123,8 168,3 12,1 144,1 139,7 10,1 7,9

127,0 136,5 177,8 11,5 154,8 151,0 9,1 7,2

139,7 149,2 193,7 12,7 168,3 161,0 9,5 5,9

168,3 177,8 219,1 12,7 193,7 190,5 7,9 6,3

177,8 187,3 244,5 13,8 216,9 214,0 14,8 13,3

193,7 206,4 244,5 12,0 220,5 214,0 7,0 5,6

219,1 231,8 273,1 13,8 245,5 243,0* 6,8 — (26,6)

244,5 257,2 298,5 12,4 273,7 269,9 8,2 6,3

273,1 285,8 323,9 11,0 301,9 295,3** 8,0 4,7 (27,1)

273,1 285,8 339,7 13,1 313,5 295,3** 14,3 4,7 (27,1)* — Ствол расширяется с помощью расширителя РРБ-243/285.** — Ствол расширяется с помощью расширителя РРБ-295/340

Выбор обсадных труб по условиям прочности 15.5.Для интервалов колонн, рассчитываемых на смятие, следу-

ет выбирать трубы наиболее низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки. Например, если наружному избыточному давлению 14 МПа для колонн диаметром 245 мм соответствуют трубы 11Д, 10К, 10Е, 10Л, 10М и 9Р (цифра обозначает толщину стенки в мм, буква — группу прочности трубы), то рекомендуется использовать распростра-ненные трубы 11Д.

15.6.Трубы более высоких групп прочности целесообразно при-менять в тех случаях, когда имеются ограничения по грузоподъемно-сти оборудования, диаметру долота или другого инструмента, а также с целью экономии металла в интервалах колонн, для которых трубы выбираются из условия прочности на растяжение.

15.7.В интервалах колонн, для которых трубы выбираются из ус-ловия прочности на растяжение, а также в интервалах с интенсивно-стью искривления скважины более 1,5° на 10 м рекомендуется приме-нять трубы с трапецеидальной резьбой.

15.8.Для интервалов возможного протирания колонны целесооб-разно выбирать трубы с максимальными толщинами стенки.

В случае, когда это невозможно, рекомендуется: -установка в этих интервалах сменных колон; -установка труб, изготовленных из стали групп прочности М и

выше, марок N-80 и выше. 15.9.Для интервалов колонн, находящихся в зоне высокопла-

стичных пород (например, солей), рекомендуется выбирать трубы с максимальными толщинами стенок либо импортные специальные с повышенным сопротивлением смятию.

15.10.Нарезные трубы диаметрами 351, 377 и 426 мм и электро-сварные обсадные трубы диаметром 478 мм допускается использо-вать в основном в качестве направлений и кондукторов.

Обсадные трубы 20го сорта с повышенными отклонениями по геометрическим размерам и пониженными прочностными характери-стиками запрещается использовать в нефтяных и газовых скважинах.

Выбор резьбовых соединений и герметизирующих средств

по условиям герметичности (плотности)

15.11.Для всех секций эксплуатационных колонн (вне зависимо-сти от высоты подъема цемента), а также промежуточных колонн и кондукторов, на которых устанавливается противовыбросовое обору-дование (в интервале от устья скважины до сечения, располагающе-гося на 150 м

ниже проектной высоты подъема цемента, но не менее 500 м от устья) рекомендуются приведенные в табл. 15.3 сочетания типов резьбовых соединений и герметизирующих средств. Для остальной части этих промежуточных колонн допускается использование труб с резьбами треугольного профиля и ОТТМ на смазках Р-2 или Р-402. Характери-стика отечественных герметизирующих средств и температурная об-ласть их применения приводится в табл.15.4.

15.12.Для промежуточных колонн, кондукторов и направлений, на которых не устанавливается противовыбросовое оборудование, рекомендуются трубы с резьбовыми соединениями треугольного про-филя или ОТТМ на смазках Р-2 или Р-402, допускается применение графитовой смазки по ГОСТ 3333-80.

15.13.При использовании гладких безмуфтовых труб типа ОГ ре-комендуется применение состава УС-1 в газовых средах и смазок Р-2 или Р-402 в жидких средах.

15.14.Трубы с резьбовыми соединениями треугольного профиля по ГОСТ 632-80 в сочетании с лентой ФУМ могут использоваться при внутреннем избыточном давлении газовой среды до 15 МПа и жидкой среды до 20 МПа.

Трубы с муфтами, металлизированными цинковым уплотнением, используются только в скважинах с жидкой средой при давлениях до 10 МПа и глубинах до 1500 м.

15.15.Выбор типа резьбового соединения и герметизирующего материала для интервалов колонн, рассчитываемых на наружное из-быточное давление, производится по табл. 15.3, как для жидкой сре-ды, исходя из максимальных избыточных наружных давлений, равных внутренним избыточным давлениям.

15.16.До полного удовлетворения потребности нефтегазовой промышленности в трубах с резьбовыми соединениями повышенной герметичности при проектировании колонн следует выбирать соеди-нения наиболее простой конструкции с использованием соответст-вующих конкретным условиям герметизирующих средств.

15.17.Зарубежные высокогерметичные резьбовые соединения могут быть использованы для замены соединений ОТТГ и ТБО в пер-вую очередь в газовых скважинах и в нефтяных скважинах с аномаль-но высоким пластовым давлением. Сопоставление резьбовых соеди-нений отечественных и импортных труб по эксплуатационным харак-теристикам приведено в табл.15.5.

Таблица 15.3 Рекомендуемые сочетания типов резьбовых соединений

и герметизирующих средств для обсадных колонн в скважинах, не содержащих сероводород

Интенсив-ность ис-кривления, град./10 м

Избыточное внутреннее давление,

МПа

Эксплуатационные ко-лонны диаметром до 219

мм включительно

Промежуточные колонны, на которых устанавливается противовыбросовое обору-

дование

Ж и д к а я с р е д а До 10 Треугольная (Р-2 МВП, Р-

402) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

Треугольная (Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ ( Р-2 МВП, Р-402)

10…20 Треугольная (ФУМ, Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

Треугольная (ФУМ, Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ ( Р-2 МВП, Р-402)

20…30 ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402) Треугольная (УС-1, ФУМ)

Треугольная (ФУМ) ОТТМ ( Р-2 МВП, Р-402)

До 1,5

Более 30 ОТТГ, ТБО (Р-2 МВП, Р-402)

Треугольная (УС-1) ОТТМ (УС-1)

До 10 Треугольная (ФУМ, Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

Треугольная (ФУМ, Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

10…20 Треугольная (ФУМ) ОТТМ ( Р-2 МВП, Р-402)

Треугольная (ФУМ) ОТТМ ( Р-2 МВП, Р-402)

20…30 Треугольная (УС-1) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

Треугольная (ФУМ) ОТТМ ( Р-2 МВП, Р-402)

Более 1,5

Более 30 ОТТГ (Р-2 МВП, Р-402) ТБО (Р-2 МВП, Р-402)

ОТТГ (Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (УС-1)

Га з о в а я с р е д а

До 10 ОТТМ (УС-1) Треугольная (УС-1, ФУМ)

Треугольная (ФУМ, Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ ( Р-2 МВП, Р-402)

10…20 ОТТМ (УС-1), ОТТГ, ТБО(Р-2 МВП, Р-402) Треугольная (УС-1, ФУМ)

Треугольная (ФУМ, Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ ( Р-2 МВП, Р-402)

20…30 ОТТМ (УС-1) ОТТГ, ТБО(Р-2 МВП, Р-402)

Треугольная (УС-1) ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402)

До 1,5

Более 30 ОТТГ, ТБО(Р-2 МВП, Р-402)

ОТТГ (Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (УС-1)

До 10 ОТТМ (УС-1) Треугольная (УС-1, ФУМ)

ОТТМ (Р-2 МВП, Р-402) Треугольная (ФУМ)

10…20 ОТТМ (УС-1) ОТТГ, ТБО(Р-2 МВП, Р-402)

ОТТМ (УС-1, Р-2 МВП, Р-402) Треугольная (УС-1)

20…30 ОТТМ (УС-1) ОТТГ, ТБО(Р-2 МВП, Р-402)

ОТТГ (Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (УС-1)

Более 1,5

Более 30 ОТТГ, ТБО(Р-2 МВП, Р-402)

ОТТГ (Р-2 МВП, Р-402) ОТТМ (УС-1)

Примечания.1.При наличии в колонне двух сред длина интервала с газовой средой увеличивается

на 100-150 м от расчетной границы раздела. 2. Если уплотнительные элементы соединений ОТТГ, ТБО, VAM подвергались

ремонту (исправление повреждений), то необходимо применять состав РОГ по инструкции ВНИИГаза.

Таблица 15.4 Уплотнительные материалы для резьбовых соединений обсадных труб

Уплотнительный

материал (ТУ, ГОСТ)

Завод-изготовитель Допустимая темпе-ратура в скважине,

0С

Особенности применения

Несамоотверждающиеся смазки

Р-2 МВП (ТУ 38-101-332-76)

Ленинградский опытный нефтемаслозавод им. Шаумяна (г. Ленинград, ул.Садовая, 51)

до +100 При температуре ниже -50С смазку и резьбовые концы трубы подогреть.

Р-402 (ТУ 38-101-708-76)

то же до +200 При температуре ниже -300С смазку и резьбовые концы трубы подогреть.

СКа 2/6-в6 (графитовая УСсА) (ГОСТ 3333-80)

Заводы Миннефтехимпрома

до +100 При температуре ниже -50С смазку и резьбовые концы трубы подогреть.

Самоотверждающийся состав

Полимеризующийся уплотни-тельный состав УС-1 (ТУ 38-

101-440-79)

Опытный завод синтетических нефтесмазок (г.Казань, ул.Пригородная,4)

до +160 При температуре ниже +10°С рекомен-дуется подогрев состава до +20…250С, а при отрицательных температурах также подогрев резьбовых концов трубы до +5…100С. крутящий момент при крепле-нии соединений на 20…30% выше, чем при использовании несамоотверждаю-щихся смазок.

Окончание табл.15.4. Уплотнительные материалы

Лента ФУМ (фторопластовый уплотнительный

материал) ТУ 6-05-1388-76)

Химический завод (613020, г.Кирово-Чепецк Кировской об-ласти) Завод им. «Комсомольской правды» (194174 г. Ленинград, ул. Комунны, 2, СНПО «Пласт-полимер»).

До +200 Может использоваться при температуре до -600С. Крутящий момент при крепле-нии соединений на 18…20% ниже, чем при использовании несамоотверждаю-щихся смазок.

Металлизация резьбы цинком — — Слой цинка наносится на резьбу муфт обсадных труб на трубном заводе со-гласно ТУ 14-3-350-77. Перед свинчива-нием соединений на резьбу муфты нано-сится одна из несамоотверждающихся смазок.

Таблица 15.5

Взаимозаменяемые резьбовые соединений отечественных и импортных труб

Профиль резьбы

Отечественные трубы Импортные трубы

ГОСТ 632-80, смазки: Р-2 МВП, Р-402

Стандарт 5А и 5АХ АНИ, смаз-ка по бюллетеню 5А2 АНИ или Р-2 МВП, Р-402

ГОСТ 632-80, уплотне-ние лентой ФУМ и УС-1

Трубы с резьбами треугольно-го профиля с тефлоновыми кольцами

Треугольная

ГОСТ 632-80, смазки: Р-2 МВП, Р-402

Стандарт 5А и 5АХ АНИ, со-единение «Батресс», смазка в соответствии с бюллетенем 5А2 АНИ или Р-2 МВП, Р-402

ГОСТ 632-80, ОТТМ, смазка УС-1

Стандарт 5А и 5АХ АНИ, со-единение «Батресс»с тефлоно-вым кольцом, смазка по бюл-летеню 5А2 АНИ или Р-2 МВП, Р-402

ГОСТ 632-80, ОТТГ, ТБО, смазки: Р-2 МВП, Р-402

Стандарт 5А и 5АХ АНИ, со-единение «Экстрем лайн», тех-нические условия фирмы «Валлурек» (соединение VAM) и фирмы «Маннесманн» (со-единение BDS), смазки по бюл-летеню 5А2 АНИ или Р-2 МВП, Р-402

Тр

апецеидальная

ОГ, смазки: Р-2 МВП, Р-402

Технические условия постав-щика, например, фирмы «Атлас Бредфорд» (резьба FL-4S), со смазками по бюллетеню 5А2 АНИ

Таблица 15.5

Взаимозаменяемость импортных (АНИ 5СТ) и отечественных (ГОСТ 632-80) обсадных труб и резьбовых соединений

Импортные трубы Отечественные трубы Резьбовые соединения обсадных труб

Группа труб

Марка ста-ли

Предел те-кучести, кг/мм2

Группа прочности

Предел текучести, кг/мм2

Импортные

Отечественные

Стандартная (АНИ и ГОСТ) резьба Низко- прочные

H-80 J-55, K-55

— N-80

27,6 37,9

— 55,2

— Д К Е 2)

— 38,7 50,0 56,2

Закругленного треуголь-ного профиля (длинная и короткая), в т.ч. с теф-лоновым кольцом

Треугольного профиля (короткая), в т.ч. с фторо-пластовым кольцом

Батресс, в т.ч. с тефло-новым кольцом

ОТТМ, в т.ч. с фторопла-стовым кольцом

С ограничен-ным преде-лом текучести 1)

L-80 C-90 C-95

55,2 62,0 65,5

— — Л

— —

66,8 Экстрем Лайн (ЕЛ) Нет аналога

Нестандартная (фирменная) резьба Высоко- прочные

P-110 Q-125

75,8 86,0

М 3)

— 77,3

— VAM-Валлурек, BDS-Маннесманн, FOX-Кавасаки, NK-3SB-Ниппон Кокан и т.д.

ОТТГ

Примечания.1) Трубы для сероводородсодержащих сред с разницей между максимальным и минимальным пределом текучести не более 10,0 кгс/мм2.

2) Взаимозаменяемость только в случае применения в некоррозионноактивных средах. 3) Изготавливается в ограниченном объеме по спецзаказу. 4) Взаимозаменяемость только по прочности.

16.ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА ОБСАДНЫХ КОЛОНН

16.1.В разделе приведены примеры расчетов, описан порядок построения эпюр давлений, а также их избыточных значений.

При проектировании колонн расчет ведется по эпюрам избыточ-ных давлений или соответствующим формулам.

Эксплуатационные колонны Эксплуатационная колонна для нефтяной скважины (фонтани-

рующая) ∅ 146 мм 16.2.Расчет производим при следующих исходных данных: глубина, м: L=3000; H=1000 (при испытании на герметичность);

H=1500 (при освоении скважины); h=1750; LO=1800. Удельный вес, Н/м3: γЦ=1,85 104, γЖ=1,0 104; γВ=1,0 104 (при ос-

воении); γВ=0,85 104(в период ввода в эксплуатации); γВ=0,95 104 (при окончании эксплуатации); γР=1,4 104.

На глубине 2500…2600 м находится проницаемый пласт. На глу-бине S1=2550 м давление РПЛS1=35,5 МПа.

Эксплуатационный объект расположен в интервале 2900…3000 м.

На глубине 3000 м пластовое давление РПЛL=42 МПа, на глубине 2900 м-40,6 МПа; S2=L, РПЛ S2=РПЛL.

Запас прочности в зоне эксплуатационного объекта n1=1,20. Для наглядности приведем порядок построения эпюр внутренних

и наружных давлений, а также эпюр избыточных давлений. Построение эпюр внутренних давлений 16.3.Определяем внутреннее давление в период ввода скважины

в эксплуатацию по формуле (2.1): РВZ=РПЛL-10-6γВ(L-Z) при 0≤Z≤L; Z=0; РВУ=(42-106 0,85 104 3000) МПа=16,5 МПа; Z=L=3000 м; РВL=42 МПа. Строим эпюру АВ (рис.10). 16.4. Внутреннее давление по окончании эксплуатации опреде-

ляем по формуле (2.2): РВZ=0 при 0≤Z≤Н; РВZ=10-6 γВ (Z-Н) при Н≤Z≤L;

Рис.10 Рис.11

Z=(0-1500) м; РВZ=0; Z=L=3000 м; РВL=[10-6 0,95 104 (3000-1500)] МПа=14,3 МПа. Строим эпюру СD(рис.10). Построение эпюр наружных давлений 16.5.определяем наружное давление для незацементированной

зоны по формуле (2.6): РНZ=10-6γРZ при 0≤Z≤h;

Z=0; РНZ=0; Z=h=1750 м; РНh =(10-6 1,4 104 1750) МПа=24,5 МПа. 16.6.Определяем наружное давление для зацементированной

зоны: -в интервале, закрепленном предыдущей колонной, — по форму-

ле (2.7): РНZ=10-6γРZ+10-6γГС(Z-h) при h≤Z≤LО; Z=h; PHh=24,5 МПа; Z=LO=1800 м; PHh=[10-6 1,4 104 1750+10-6 1,1 104 (1800- -1750)] МПа=25 МПа; -в интервале открытого ствола с учетом пластового давления —

по формуле (2.10) и (2.11):

( 001

1 LZLSРР

РР ОНLПЛS

ОНLНZ −⋅−

−+= ) при LO≤Z≤S1;

Z=S1=2550 м; РНS1=35,5 МПа;

( 112

11 SZ

SSРР

HР ПЛПЛiПЛНZ −⋅

−−

+= ) при S1≤Z≤L;

Z=L=3000 м; РНL=42 МПа.

Строим эпюру АВСDЕ (рис.11).

16.7.Определяем наружное давление с учетом давления состав-ного столба тампонажного и бурового растворов по всей длине сква-жины по формулам (2.13) и (2.14) на момент окончания цементирова-ния:

РНZ=10-6γРZ при 0≤Z≤h; Z=0; РНZ=0; Z=h=1750 м; РНh =(10-6 1,4 104 1750) МПа=24,5 МПа. РНZ=10-6[γРh+10-6γЦ(Z-h) при h≤Z≤L; Z=L=3000 м; PHL=[10-6 1,4 104 1750+10-6 1,85 (3000-1750)]

МПа=47,6 МПа [эпюра АВF (рис.11)]. Построение эпюры избыточных наружных давлений 16.8.определяем избыточное наружное давление на момент

окончания цементирования по формулам (2.16) и (2.17): РНИZ=10-6(γР-γВ)Z при 0≤Z≤h; Z=0; РНИZ=0; Z=h=; РНИh =10-6 (1,4 104 -1,4 104)1750=0; РНИZ=10-6[(γЦ-γВ)Z-(γЦ-γР)h] при h≤Z≤L; Z=L; PHИL=[10-6 (1,85 104-1,4 104) 3000-(1,85104 – -1,4 104) 1750] МПа=5,6 МПа. 16.9.Определяем избыточное наружное давление для процесса

испытания колонны на герметичность снижением уровня: -в незацементированной зоне — по формулам (2.19) и (2.20): РНИZ=10-6γРZ при 0≤Z≤H; Z=0; РНИZ=0; Z=H=1000 м; РНИH =(10-6 1,4 104 1000) МПа=14 МПа.

Рис.12

РНЦ=10-6[γРZ-γВ (Z-H)] при H≤Z≤h;

Z=h; PHBh=[10-6 1,4 104 1750+1,0 104 (1750-1000)] МПа=17 МПа;

-в зацементированной зоне — по формуле (2.23): РНИZ=РНZ-10-6γВ(Z-H) при h≤Z≤L; Z=Lo; PHИLo=[25-10-6 1,0 104 (1800-1000)] МПа=17МПа; Z=S1; PHИS1=[35,5-10-6 1,0 104 (2550-1000)] МПа=20МПа; Z=S2=L; PHИL=[42-10-6 1,0 104 (3000-1000)] МПа=22 МПа; 16.10.Определяем избыточное наружное давление при освоении

скважины: -в незацементированной зоне — по формулам (2.19) и (2.20): Z=0; РНИZ=0 при 0≤Z≤H; Z=H=1500 м; РНИH =(10-6 1,4 104 1500) МПа=21 МПа, при H≤Z≤h Z=h; PHИh={10-6 [1,4 104 1750+1,0 104 (1750-1500)] МПа=22 МПа; -в зацементированной зоне — по формуле (2.23): Z=Lo; PHИLo=[25-10-6 1,0 104 (1800-1500)] МПа=22 МПа; Z=S1; PHИS1=[35,5-10-6 1,0 104 (2550-1500)] МПа=25МПа; Z=S2=L; PHИL=[42-10-6 1,0 104 (3000-1500)] МПа=27 МПа; Строим эпюру АВСDЕА (рис.12) . 16.11.Определяем избыточное наружное давление по окончании

эксплуатации: -в незацементированной зоне- по формулам (2.19) и (2.20): Z=0; РНИZ=0 при 0≤Z≤H; Z=H=1500 м; РНИH =21 МПа (п.14.10) при H≤Z≤h; Z=h; PHИh={10-6 [1,4 104 1750+0,95 104 (1750-1500)]} МПа=22,1

МПа; -в зацементированной зоне — по формуле (2.23), где РНZ в зоне

эксплуатационного объекта принимаем по давлению гидростатическо-го столба воды с удельным весом γГС=1,1 104 Н/м3:

Z=Lo; PHИZ=[25-10-6 0,95 104 (1800-1500)] МПа=22,2 МПа; Z=S1; PHИZ=[35,5-10-6 0,95 104 (2550-1500)] МПа=25,5МПа; Z=2900 м; PHИZ=[40,6-10-6 0,95 104 (2900-1500)] МПа=27,3 МПа

(PHZ=PПЛZ); Z=2900 м; PHИZ=[31,9-10-6 0,95 104 (2900-1500)] МПа=18,6МПа

(PHZ=10-6 γnZ; Z=L; PHИZ=[33-10-6 095 104 (3000-1500)] МПа=18,8 МПа; Строим эпюру АВС′D′Е′GG′F′ (рис.12).

Построение эпюры избыточных внутренних давлений при испытании на герметичность в один прием без пакера

16.12.Избыточное внутреннее давление при испытании на гер-

метичность в один прием без пакера определяем: -в незацементированной зоне — по формуле (2.29): РВИZ=1,1РВУ-10-6(γР-γЖ)Z при 1,1РВУ ≥РОП и 0≤Z≤h; Z=0; РВИо=18,2 МПа; (РВУ=16,5 МПа по п.16.3), Z=h=; РВИh =18,2-10-6 (1,4 104 -1,0 104)1750=11,2 МПа; -в заце ментированной зоне-по формулам (2.31) и (2.32):

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−

−−

+−+= − )(101,1 001

010:

6 LZLSРР

РZPР НLПЛНLЖВУZВИ γ

при Lo≤Z≤S1; Z=Lo; РВИLo =(1,1 16,5+10-6 1,0 104 1800-25) МПа=11,2 МПа; Z=S1; РВИS1=18,2+10-6 1,0 104 2550-35,5=8,2 МПа; Z=L; РВИL=18,2+10-6 1,0 104 3000-42=6,2 МПа; Строим эпюру АВСDЕ (рис.13).

Расчет эксплуатационной колонны

16.13.Расчет избыточных наружных давлений производим по обобщенным значениям п. 16.10 [эпюра АВС′D′Е′G′F (рис.12)] для стадий освоения и окончания эксплуатации скважины, а внутренних для процесса испытания колонны на герметичность п.16.11 [эпюра АВСDЕ (рис.13)]:

РНИL=27 МПа; РНИLn1=(27 1,2) МПа =32,4 МПа. По приложению 2 находим, что этому давлению соответствуют

трубы группы

Рис.13.

прочности Е с толщиной стенки δ=7,7 мм, для которых Ркр=34,2 МПа. Длина 1-ой секции l1=150 м (100 м плюс 50 м выше кровли экс-

плуатационного пласта). Вес ее Q1=(150 0,267) кН=40 кН [q1=0,267 (прил.12)].

По эпюре (рис12) определяем расчетное давление РНИZ на уров-не верхнего конца 1-й секции на глубине L1=2850 м; РНИZ=27 МПа. Этому давлению при n1=1,0 соответствуют трубы группы прочности Е с δ=7,0 мм, для которых Ркр=27,7 МПа.

Определяем значение Р′КР2 для труб 2-й секции по формуле (2.38) для условий двухосного нагружения с учетом растягивающих нагрузок от веса 1-й секции:

.5,271686

403,017,273,0122 МПаМПаQQРРT

КРКР =⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −=⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=′

Этому значению Р′КР2 соответствует глубина спуска 2-й секции, равная L′1=2835 м, следовательно, уточненная длина 1-й секции l′1=(3000-2835) м=165 м, а вес ее Q′1=(165⋅0,267) кН=44 кН.

Для 3-й секции выбираем трубы группы прочности Д с δ=7,7 мм, Ркр=26,7 Мпа. Это давление имеет место на глубине L2=2800 м. Сле-довательно, длина 2-й секции l2=L′1-L2=(2835-2800) м=35 м, а вес ее Q2=(35⋅0,245) кН=8,5 кН.

Определим величину Р′КР3 по формуле (2.38) для условий двух-осного нагружения с учетом значений растягивающих нагрузок от веса двух первых секций Q′1+Q2=(8,5+44) кН=52,5 кН:

.4,261274

5,523,017,263,013РКР ⎜⎜⎝

⎛−=3 МПаМПа

QQРT

КР =⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −=⎟⎟

⎠

⎞′

Для полученного значения Р′КР3 находим уточненную глубину спуска 3-й секции L′2 =2740 м и уточненную длину 2-й секции l′2 =(2835-2740) м=95 м, а вес Q′2=(95⋅0,245) кН=23,3 кН.

4-ю секцию составляем из труб группы прочности Д с δ=7,0 мм, Ркр=22,4 Мпа.эти трубы могут быть установлены на глубине L3=1840 м, l3=L′2-L3=(2740-1840) м=900 м, а вес их Q3=(900⋅0,267) кН=240,3 кН.

Для условия двухосного нагружения находим Р′КР4 с учетом зна-чений растягивающих нагрузок от веса трех секций Q′1+ Q′2+Q3=307 кН:

.6,20156

6,3073,014,224 МПаМПаРКР =⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −=′

Уточненная глубина спуска 4-й секции L′3 =1480 м, уточненная длина 3-й секции

l’3=1840 м, l′3=L′2-L′3=(2740-1480) м=1260 м, Q′3=(1260⋅0,267) кН=336,42 кН.

Q′1+ Q′2+Q′3=(44+23,3+336,42) кН=403,72 кН. Длину 4-й секции выбираем из расчета на растяжение по форму-

ле (2.49), РСТ=735 кН (прил.5); q4=0,245 кН (прил. 12). l4=[(735/1,15-403) / 0,245] м=962 м; Q4=235,76 кН.

Вес четырех секций ∑ =4

1.639кНQ

Определяем внутреннее давление для 4-й секции. Давление на уровне верхней трубы, расположенной на глубине L4 =(3000-165-95-1260-962) м=518 м, составляет РВИ518=16,1 МПа.

По прил.4 находим РТ для труб с δ=7,0 мм, РТ=31,8 МПа, а запас прочности

n2=РТ / РВИZ=31,8 / 16,1=1.97. 5-ю секцию составляем из труб группы прочности Д с δ=7,7 мм,

РСТ=823 кН, q5=0,267 кН: l5=[(823/1,15-639)/0,267] м=287 м; Q5=76,47 кН.

Вес пяти секций .47,7155

1кНQ =∑

6-ю секцию составляем из труб группы прочности Д с δ=8,5 мм, РСТ=931 кН, q6=0,292 кН:

l6=[(931/1,15-715,47) / 0,292] м=322 м. Для 6-й секции достаточна длина 231 м, вес ее ; Q6=(о,292х231)

кН=67,45 кН. Запас прочности на внутреннее давление для 5-й и 6-й секций

достаточен.

Общий вес колонны ∑ =6

1.40,783 кНQ

Конструкция обсадной колонны 146 мм

Номер сек-ции

Группа проч-ности

Толщина стенки, мм

Длина сек-ции, мм

Вес секции, кН

1 7,7 165 44,00 2

Е 7,0 95 23,30

3 7,7 1260 336,424 7,0 962 235,765 7,7 287 76,47 6

8,5 231 67,45 Всего 3000 783,40

Примечание. Счет секций ведется снизу вверх.

Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм для газовой скважины (см. ри.1,а)

16.14.Расчет производим при следующих исходных данных: глу-

бина, м: L=2500; h=0; Lo=1600. Эксплуатационный объект расположен в интервале от 2200 до

2500 м. Пластовое давление на глубине L составляет РПЛL =30 МПа (в период ввода скважины в эксплуатацию). Эксплуатация заканчивается при РВL=1,0 МПа.

В интервале 1600…2200 м находится флюидосодержащие водо-носные горизонты с пластовыми давлениями, равными гидростатиче-ским.

Удельные веса, Н/м3: γЦ=1,80⋅104; γВ=1,45⋅104(при цементирова-нии); γЖ=1,0⋅104.

Относительный удельный вес газа по воздуху .6,0=γ Коэффициент сжимаемости газа m=0,8. Температура газа K(°C): TL=363(90); TУ=323(50); ТСР=343. Вследствие неустойчивости коллектора запас прочности на на-

ружное давление для интервала эксплуатационного объекта при n1=1,3.

Испытание эксплуатационной колонны на герметичность произ-водится водой (γЖ=1,0⋅104 Н/м3) в один прием без пакера.

Для интенсификации притока планируется после испытания скважины проведение солянjкислотной обработки призабойной зоны закачкой раствора с удельным весом ; γВ=1,05⋅104 Н/м3 (расход 20 л/с) через НКТ 88,9 мм, спущенные без пакера (см. рис.2,б) до L′=LД=2350 м, при репрессии на пласт у нижнего конца НКТ ∆Р=4,0 МПа. Закачка проводится при закрытом на устье затрубном пространстве.

Построение эпюр внутренних давлений

16.15.Определяем внутреннее давление при окончании цемен-

тирования (см. рис.1,а): РВZ=РВУ +γВZ при 0≤Z≤L; РВУ=10-6(γЦ-γВ)L=[10-6(1,8-1,45)104⋅2500]МПа=8,75 МПа; При Z=0, РВZ=РВУ=8,75 МПа; При Z=L=2500 м, РВZ=(8,75+10-6⋅1,45⋅104⋅2500) МПа=45,0 МПа. Строим эпюру АВ (рис.14)/

Рис.14. 16.16. Определяем внутреннее давление в период испытания

скважины, после ее продувки и закрытия устья по пп. 4.2-4.5 (рис.1,г) по формуле (4.1):

-(4.1,б) при Z=0, ;187,03438,0

25006,03415,0=

⋅⋅⋅

-(4.1,а) ;20,1187,02187,02

=−+

=Se

-(4.1) РВУ=(30/1,20) МПа=25 МПа. При Z=L=2500 м; S=0; e0=1,0; РВL=30 МПа. Строим эпюру СD (рис.14), принимая распределение давлений

от устья до глубины 2500 м линейным. 16.17.Определяем внутреннее давление при солянокислотной

обработке по формуле (2.3): -при Z=L′-LA=2350 м, PBZ=PBLД=РПЛ+∆Р=(30+4) МПа=34 МПа; -при Z=0, PBZ=РВУ =(34-10-6 ⋅1,05⋅104⋅2350) МПа=9,4 МПа; -при Z=L=2500 м, PBZ=PBL=[30+4-10-6 ⋅1,05⋅104 (2350-2500)]

МПа=34 МПа. Строим эпюру ЕFG (рис.14). 16.18.При окончании эксплуатации (рис.1,г) в соответствии с п.

4.2. при 0≤Z ≤L принимаем РВZ=РВУ=РВL=Pmin=1,0 МПа. Строим эпюру НJ (рис.14).

Построение эпюр наружных давлений 16.19. Определяем внутреннее давление при окончании цемен-

тирования (рис.1,а) по п.2.8 и формуле (2.14) при h=0: -при Z=0, PHZ=РHУ =0; -при Z=L=2500 м, PНZ=PНL=(10-6⋅1,8⋅104⋅2500) МПа=45 МПа. Строим эпюру АВ (рис.15). 16.20. Определяем внутреннее давление в период испытания

скважины после ее продувки и закрытия устья, а также при солянокис-лотной обработке и других работах

-при Z=0, PHZ=РHУ =0; -при Z=2200 м, PНZ=PН2200=(10-6⋅1,1⋅104⋅2200) МПа=24,2 МПа. В конце эксплуатации PНL=10-6⋅1,1⋅104⋅2500=27,5 МПа. Строим эпюру АС (рис.15).

Построение эпюры избыточных наружных давлений 16.21.Сравнивая эпюры внутренних и наружных давлений

(рис.14 и 15), видим, что наибольшее избыточное наружное давление на колонну характерно для окончания эксплуатации. Тогда по п. 4.11, формуле (2.15) и п. 16.20 получим:

-при Z=0, PHИZ=РHИУ =РНУ-Рmin=(0-1,0) МПа=-1,0 МПа; -при Z=L=2500 м, PНИZ=PНИL=РНL-Pmin=(27,5-1,0) МПа=26,5 МПа. Строим эпюру АВ (рис.16).

Рис.15 Рис.16.

Построение эпюры избыточного внутреннего давления 16.22.Определяем избыточное внутреннее давление , PВИZ= PВZ-

PНZ при окончании цементирования (по пп.16.15 и 16.19): -при Z=0, PВИZ=РВИУ =(8,75-0) МПа=8,75 МПа; -при Z=L=2500 м, PВИZ=PВИL=(45,0-45,0) МПа=0 16.23.Избыточное внутреннее давление в период ввода скважи-

ны в эксплуатацию (при закрытом устье) по пп. 16.16 и 16.20: -при Z=0, PВИZ=РВИУ =(25,0-0) МПа=25,0 МПа; -при Z=L=2500 м, PВИZ=PВИL=(30,0-30,0) МПа=0. 16.24. .Избыточное внутреннее давление при солянокислотной

обработке по пп.16.17 и 16.20: -при Z=0, PВИZ=РВИУ =(9,4-0) МПа=9,4 МПа; -при Z=L=2500 м, PВИZ=PВИL=(35,6-30,0) МПа=5,6 МПа.. 16.25.Сравнивая значения PВИZ для рассмотренных операций,

видим, что наиболее высокие значения РВИУ =25,0 МПа при РВУ =25,0 МПа; PВИL =5,6 МПа при PВL =35,6 МПа. В соответствии с требования-ми «Инструкции по испытанию скважин на герметичность» внутреннее давление на трубы при испытании должно быть не ниже 1,1⋅PВZ, т.е. в процессе испытания на герметичность давления в колонне должны быть не менее:

-при Z=0, PВZ=Р′ВУ =1,1 РВУ=(1,1⋅25) МПа=27,5 МПа; -при Z=L=2500 м, PВZ=P′ВL=1,1 PВL=(1,1⋅35,6) МПа=39,16 Мпа. При испытании на герметичность водой при создании давления

на устье Р′ВУ=27.5 Мпа получим давление при Z=L=2500 м: PВZ=PВL=(27,5+10-6⋅1,1⋅104⋅2500) МПа=52,5 МПа>39.16 Мпа, что

допустимо. Таким образом, для построения эпюры избыточного внутреннего

давления для расчета колонны на прочность (при проведении испыта-ния на герметичность) принимаем нагрузки при вводе скважины в экс-плуатацию:

-при Z=0, PВИZ=РВИУ =(1,1⋅25,0-0) МПа=27,5 МПа; -при Z=L=2500 м, PВИZ=PВИL=(27,5+10-6⋅1,1⋅104⋅2500-30,0)

МПа=22,5 Мпа, при Z=2200=27,5+10-6⋅1,0⋅104⋅2200-24,2=25,3 МПа. Строим эпюру АВ (рис.17), принимая PВИZ≅РВИ2200.

Рис.17.

Расчет эксплуатационной колонны на прочность

16.26.Расчет на избыточное наружное давление про-изводим для периода окончания эксплуатации (п.16.21, эпюра АВ на рис.16.), а на избыточное внутреннее давле-ние на момент испытания на герметичность (пп.16.22-16.25, эпюра АВ на рис. 17). В соответствии с п. 15.11 принимаем трубы с резьбами ОТТГ по ГОСТ 632-80.

В зоне эксплуатационного объекта n1⋅PНИL =(1,3⋅26,5) МПа=34,4 МПа, чему соответствуют трубы диаметром 168,3 мм по ГОСТ 632-80 исполнения А группы прочности Е с толщиной стенки 8,9 мм, для которых по прил. 2-4 и прил. 12 РКР1=34,4 МПа, QT1=2450 кН; РТ1=51,0 МПа; q1=0,355 кН/м.

Длина 1-й секции l1=L-2200=(2500-2200) м=300 м. Вес секции Q1 =(300⋅0,355) кН=106,5 кН. Наружное избыточное давление на глубине Z=2200 м.

PНИZ=(10-6⋅1,1⋅104⋅2200) МПа=23,2 МПа. При n1 =1.0 этому давлению соответствуют такие же

трубы группы прочности Д, для которых РКР2=26,9 МПа, QT2=1686 кН; РТ2=35,1 МПа; q2=0,355 кН/м.

Определяем значение РКР2 для труб 2-й секции с уче-том растяжения по формуле (2.35):

.4,261686

5,1063,019,262 МПаМПаРКР =⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −=′

Так как Р′КР2=26,4 МПа≥ PНИL=23.2 МПа, то для 2-й секции принимаем трубы 168.3 х8,9-Д.

Выберем трубы для верхней секции колонны из рас-чета внутреннего избыточного давления:

Р′ВИУ= n2⋅PВИУ =(1,15⋅27,5) МПа=31,6 МПа. Так как Р′ВИУ=31,6 МПа<РТ2=35,1 МПа, то трубы 2-й

секции из условий прочности на наружное и внутреннее из-быточные давления могут быть установлены до устья сква-жины. Тогда длина 2-й секции l2=L-l1=(2500-300) м=2200 м.

Вес секции Q2 =(2200⋅0,355) кН=781 кН. Вес двух секций (всей колонны) Q=Q1+Q2=(106,5+ +781) кН=887,5 кН. Запас прочности на растяжение по гладкому телу труб

при QT2=1686 kH, n3A=1686/887,5=1,9 (в соответствии с табл. 2.4 n3=1,15), что допустимо.

Трубы с меньшей толщиной стенки (8,0 и 7,3 мм) не проверяем, так как из прил. 12 следует. Что они с резьбами ОТТГ не выпускаются.

Промежуточная обсадная колонна

диаметром 244,5 мм для газовой скважины (рис. 5,б) 16.27.Расчет производился при следующих исходных

данных: глубина, м: L=2400м; h=0; Lo=1300 м; l=3000м.

Рис.18.

Удельные веса, Н/м3: γЦ=1,80⋅104; γВ=1,6⋅104(при це-ментировании); γЖ=1,2⋅104; γП=2,1⋅104.

В интервале 2200…2250 м залегают породы, склон-ные к текучести, при бурении которых используется буро-вой раствор с γ=1,24⋅104Н/м3 (горное давление проявляется со временем).

Градиент пластового давления в интервале 1300…2400 м определяют по гидростатическому давлению столба воды.

После цементирования колонны при дальнейшем бу-рении на глубине l=3000 м вскрывается газовый пласт с РПЛl =46,0 МПа, относительным удельным весом газа по воздуху

6,0=γ коэффициентом сверхсжимаемости m=0,8 и темпе-ратурой Тl=363К, ТУ=323К и ТСР=343К.

В интервале 2400…3000 м флюидосодержащие пла-сты отсутствуют.

Запасы прочности для обсадных труб по ГОСТ 632-0 исполнения А в соответствии с пп. 3.19 и 2.23 n1=1,0; n2=1,15; n3=1,45.

Допускаемые осевые нагрузки [Р] для труб с трапе-цеидальной резьбой ОТТМ принимаются по прил. 6.

Построение эпюр внутренних давлений

16.28.Определяем минимальное внутреннее давление при фонтанировании скважины газом с глубины l=3000 м по п. 5.6 [формула (5.1)]:

-при Z=0, PВZ=0; -при Z=L=2400 м, .0,222400

30000,466,0 МПаМПаРР ВLВZ =⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛ ⋅

Строим эпюру АВ (рис.18). 16.29. Определяем максимальное внутреннее давле-

ние при закрытом устье после открытого фонтанирования газом по п. 5.2 и формулам (4.1)-(4.1д):

-при Z=L=2400 м; S=10-4⋅0,6(3000-2400)=0,036;

035,1036,02036,02

=−+

=Sе ; PВL =(46/1,035) МПа=44,3 МПа.

-при Z=0; S=10-4⋅0,6⋅3000=0,18,

2,118,0218,02

=−+

=Sе PВУ =(46/1,2) МПа=38,3 МПа.

Строим эпюру СD (рис.18). 16.30.Определяем максимальное внутреннее давле-

ние при окончании цементирования (рис.1,а) при h=0 и со-хранении его на устье при ОЗЦ:

-при Z=0, РВУ =РВZ=10-6(γЦ-γВ)L=[10-6(1,8-1,6)104⋅2400]МПа=

=4,8 МПа; -при Z=L=2400 м; РВL =РВZ= РВУ+10-6γВZ=(4,8+10-

6⋅1,6⋅104⋅⋅2400]МПа=43,2 МПа; Строим эпюру ЕF (рис.18). 16.31.Из построенных эпюр видно, что максимальное

значение внутреннего давления имеет место для эпюры СD, которую и принимаем для расчета избыточных внут-ренних давлений при выполнении гидроиспытаний колонны на герметичность.

Построение эпюр наружных давлений

16.32.Определяем наружное давление при углублении скважины после ОЗЦ колонны по п.2.6 и формуле (2.7) при h=0:

-при Z=0, PHZ=РHУ =0; -при Z=L=2400 м, PНZ=PНL=10-6⋅1,1⋅104⋅2400 МПа= =26,4 МПа; Строим эпюру АВ (рис.19).

Интервал расчета по горному давлению принимаем в соответствии с п.2.7 подпунктом б от (2200-50) м до (2250+50) м, т.е. от 2150 до 2300 м.

Определяем горное давление по формуле (2.12): -при Z=2150 м, PНZ=(10-6⋅2,1⋅104⋅2150) МПа=45,15 МПа; -при Z=2300 м, PНZ=(10-6⋅2,1⋅104⋅2300) МПа=48,3 МПа; Определяем наружное давление по формуле (2.7): -при Z=2150 м, PНZ=(10-6⋅1,1⋅104⋅2150) МПа=45,15 МПа; -при Z=2300 м, PНZ=(10-6⋅1,1⋅1042300) МПа=25,3 МПа. Поскольку в интервале 2150…2300 м давление, опре-

деленное по формуле (2.12), больше вычисленного по формуле (2.7), в этом интервале за расчетное принимаем значение горного давления, а на эпюре АВ (рис.19) делаем поправку, получая эпюру АСDЕFВ.

16.33. Определяем наружное давление при окончании цементирования по пп. 3.11, 2.8 и формуле (2.14) при h=0:

-при Z=0, PHZ=РHУ =0; Рис.19.

-при Z=L=2400 м, PНZ=(10-6⋅1,8⋅104⋅2400) МПа=43,2 МПа;

Строим эпюру АG (рис.19). Построение эпюр избыточных наружных давлений

16.34. Определяем избыточное наружное давление при окончании цементирования по формуле (2.15) и пп.16.30 и 16.33:

-при Z=0, PHИZ=РHИУ =(0-4,8)МПа=-4,8 МПа; -при Z=L=2400 м, PНИZ=PНИL=(43,2-43,2) МПа=0. Строим эпюру АВ (рис.20). 16.35.Определяем избыточное наружное давление

при выбросе в процессе дальнейшего углубления скважины по формуле (2.15) и пп.16.29 и 16.32:

-при Z=0, PHИZ=РHИУ =0; -при Z=L=2150 м в точке С эпюры (рис.19), с учетом

формулы (4.1д): Рис.20.

;95,321502400

00,22065,23 МПаМПаРНИZ =⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

+−=

-при Z=2150 м в точке D рис.19.

;45,2521502400

00,22015,45 МПаМПаРНИZ =⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

+−=

-при Z=2300 м в точке Е рис.19.

;1,2723002400

00,2203,48 МПаМПаРНИZ =⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

+−=

-при Z=2300 м в точке F рис.19.

;2,423002400

00,2203,25 МПаМПаРНИZ =⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

+−=

-при Z=L=2400 в точке В рис.19. PHИZ=PНИL =(26,4-22,0)МПа=-4,4 МПа;

Строим эпюру CDEFGH (рис.20), которую принимаем

для расчета колонны на максимальное избыточное наруж-ное давление.

16.36.При замене бурового раствора с γВ=1,6⋅104 Н/м3

раствором для испытания колонны на герметичность с γЖ=1,2⋅104 Н/м3 формула (2.15) приобретает вид:

.102,1102,11010 2466 ZРZРZРР НZНZЖНZНИZ−−− ⋅−=⋅⋅−=−= γ

Используя значение PHZ, по эпюре наружных давлений

АCDEFВ (рис.19) получим: -при Z=0, PHИZ=0; -при Z=2150 м в точке С рис.19 PНИZ=(23,65-1,2⋅10-2 ⋅2150) МПа=-2,15МПа; -при Z=2150 м в точке D рис.19 PНИZ=(45,15-1,2⋅10-2 ⋅2150) МПа=19,35МПа; -при Z=2300 м в точке Е рис.19 PНИZ=(48,3-1,2⋅10-2 ⋅2300) МПа=20,7МПа; -при Z=2300 м в точке F рис.19 PНИZ=(25,3-1,2⋅10-2 ⋅2300) МПа=-2,3МПа; -при Z=L=2400 м в точке В рис.19 PНИZ= PНИL =(26,4-1,2⋅10-2 ⋅2400) МПа=-2,4МПа; Полученные значения PНИZ для всех характеристик

глубин ниже полученных для эпюры CDEFGH (рис. 20), в связи с чем на рисунок их не наносим и принимаем в даль-нейшем для расчета колонны на избыточное наружное давление эпюры CDEFGH (рис.20).

Построение эпюр избыточных внутренних давлений

16.37.Для построения эпюры максимального рабочего избыточного внутреннего давления принимаем значения PВZ по п.16.29 [эпюра СD (рис.18)] и PВZ по п. 16.32 [эпюра АВ (рис.19)]; горное давление в соответствии с пп.2.17-2.19 в расчет не принимается.

16.38.При закрытом устье после открытого фонтани-рования газом PВИZ=PВZ- PНZ, следовательно:

-при Z=0, PВИZ=РВИУ=РВУ-РНУ=(38,3-0) МПа=38,3 МПа; -при Z=L=2400 м, PВИZ=РВИL =(44,3-26,4) МПа=17,9

МПа Строим эпюру АВ (рис. 21). 16.39.При испытании колонны на герметичность в

один прием без пакера при γЖ=1,2⋅104 Н/м3 максимальное рабочее внутреннее давление определяем по формулам (2.27), (2.28):

Рис.21 97

PВИZ=P′ВZ- P′НZ, , где P′ВZ=1,1 PВZ ; P′ВZ=1,1 PВУ+10-6 γЖZ=1,1⋅38,3+10-

6⋅1,2⋅104Z=42,13+1,2⋅10-2 ⋅Z; PВИZ=42,13+1,2⋅10-2 ⋅Z-PНZ,; -при Z=0, PВИZ=(42,13-0) МПа=42,13 МПа; -при Z=L=2400 м, РВИL =(42,13+1,2⋅10-22400-26,6)

МПа=44,53 МПа Строим эпюру СD (рис. 21).

Выбор труб и расчет колонны

16.40.Исходя из требований п.15.11 и табл.15.3, учи-тывая высокие избыточные внутренние давления — от 38,3 до 17,9 МПа в газовой среде (эпюра АВ) и от 42,13 до 44,53 в жидкой среде (эпюра СD), принимаем трубы по ГОСТ 632-80 диаметром 25 мм исполнения А, с резьбами ОТТГ на смазке Р-402 или Р-2 МВП.

Расчет на наружное избыточное давление проводим по данным п. 16.33 [эпюра CDEFGH (рис.20)], а на внутрен-нее избыточное давление — при испытании колонны на гер-метичность по п.16.39 [эпюра CD (рис.21)].

Для глубины Z=L=2400 м, PНИZ =РНИL =4,4 МПа, для ко-торого проверка на прочность не требуется. Поэтому для нижней секции колонны выбираем трубы по РВИL, для кото-рых максимально допустимое внутреннее давление по пре-делу текучести

РТ≥ РВИL⋅n2≥(44,53⋅1,15) МПа=51,4 МПа. Из прил.4 видно, что этому значению соответствуют

обсадные трубы 245⋅11,1 мм группы прочности Л, для кото-рых по прил.4 имеем РТ1=52,1 МПа и по прил.2-6 и 12 РКР1=26,1 МПа; QТ1=5334 кН; [Р]1=3158 кН; q1=0,647 кН/м.

В интервале действия горного давления на глубине 2300 м эти трубы не могут быть установлены, так как при n1=1,0 на этой глубине PНИZ =27,1 МПа>РКР1=26,1 МПа, т.е. длина 1-й секции колонны из труб 245⋅11,1 мм

l1=L-L1=(2400-2300) м=100 м, а вес ее Q1=(100⋅0,647) кН=64,7 кН.

Для 2-й секции колонны выбираем трубы диаметром 245 мм с толщиной стенки 12 мм группы прочности Л, для которых по прил. 2-4, 6 и 12 имеем:

РКР2=31,6 МПа >27,1 МПв; РТ2=56,3 МПа; QТ2=5746 кН; [Р]2=3432 кН; q2=0,697 кН/м.

Для 3-й секции принимаем те же трубы, что и для 1-й секции.

Тогда длину 2-й секции определяем из условия равен-ства РКР3=РКР1 и PНИZ в интервале действия горного давле-ния при n1=1,0.

По аналогии с формулами (2.30), (2.31)

221502300

23001 21502300l

РРРРР НИНИНИКРНИZ −

−−== или

22150230045,251,271,271,26 l

−−

−= , откуда l2=91 м.

Вес 2-й секции секции Q2=(91⋅0,697) кН=63,5 кН, длина

двух секций l1+l2=(100+91,2) м=191,2 м. Вес двух секций Q1+Q2=(64,7+63,5) кН=128,2 кН. Определяем Р’КР3 по формуле (2.35):

.1,265334

2,1283,011,26’3 МПаМПаРКР ≈⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −=

Так как значение Р′КР3 близко к РКР3=РКР1=26,1 МПа, то поправка l2 не требуется.

Проверим возможность применения этих труб для ус-ловия Z=0, т.е. при РВИУ=42,13 МПа (эпюра АВ рис.21) РТ3 / n2=РТ1 / n2= =52,1/1,15=45,5>42,13, что допустимо.

Менее прочные трубы из прил. 4 не удовлетворяют указанному требованию и использоваться не могут.

Тогда 3-я секция будет состоять из труб 245⋅11,1 мм группы прочности Л и ее длина l3=L-l1-l2=(2400-100-91) м =2209 м, а ее вес Q3=(2209⋅0,647) кН=1428 кН.

Общий вес колонны составит Q=Q1+Q2+Q3=(64,7+63,5+1428) кН=1556 кН. Запас прочности на растяжение по телу труб составит n3Ф=QT3/Q=QT1/Q=5334/1556=3,38>n3=1,45, что допус-

тимо. Так как [Р]3=[Р]1=3158 кН>Q=1556 кН, то прочность на

растяжение резьбового соединения ОТТГ также достаточ-на.

Конструкция колонны из труб по ГОСТ 632-80 исполнения А диаметром 245 мм

с соединением типа ОТТГ

Номер секции

Интервал ус-тановки, м

Длина секции,

Толщина стенки, мм

Группа прочно-сти

Вес секции, кН

1 2 3

2400…2300 2300…2209 2209…0

100 91

2209

11,1 12,0 11,1

Л Л Л

64,7 63,5

1428,0 Всего 0…2400 — — — 1556,0

100

Расчет натяжения обсадной колонны

16.41.Определяем значение натяжения обсадной ко-лонны в фонтанирующей скважине при следующих услови-ях:

Глубина скважины, м: L=3500. Высота подъема цементного раствора, м: L-h=700. Удельный вес жидкости, н/м3: γР=1,4⋅104; γВ=0,9⋅104. Температура, °С: на забое t0=90,t3=60. Внутреннее устьевое давление, МПа: Р=20. Удельный вес раствора в скважине после спуска ко-

лонны, н/м3: γ′′Н=γ′′В=γР=1,4⋅104. Обсадная колонна состоит из четырех секций, трубы

из стали группы прочности К и Е.

Конструкция скважины

Номер секции

Диаметр тру-бы и толщи-

на стенки, мм

Длина секции l,

Страги-вающая нагрузка,

кН

Масса 1 м труб q,

кг

Масса секций,

1 2 3 4

168х11 168х10 168х9

168х11

700 800 1350 650

1900 1700 1600 1900

43,5 39,9 36,2 43,5

30,5 32,0 49,0 28,3

Примечание. Счет секций ведется снизу вверх. Натяжение колонны производят после разгрузки на

забой. Значение натяжения QH определим из выражения (9.2). Предварительно найдем среднюю площадь сечения труб F, ∆t.

Площадь сечения труб получим из формулы

.5,496501350800

4513506,498002,54650 22 смсмF =⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

++⋅+⋅+⋅

Средний внутренний диаметр d, соответствующий

площади 49,5 см2, равен 14,8 см. Среднюю температуру нагрева колонны определяем

по рис. 8. Принимаем t1=15°С;

101

;7535002800)1590(15)(

1012 CCLhLtttt o=⎥⎦

⎤⎢⎣⎡ −+=

−−+=

;84350028002060)(

3034 CCLhLtttt o=⎥⎦

⎤⎢⎣⎡ +=

−−+=

.272

)7584()1560( CCt oo

=⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ −+−

=∆

Определяем слагаемые формулы (9.2): Q=qΣq⋅l=(9,8⋅109,3⋅103) кH=1070 кH; α⋅E⋅F⋅∆t=(12⋅10-6⋅2⋅1011⋅49,5⋅27⋅10-7) кH=320 кH; 0,31⋅PB⋅d2⋅103=(0,31⋅20⋅14,82⋅10-1) кH =135 кH; 0,655⋅l⋅(D2γP-d2γB)10-3=[0,655⋅2800(16,82⋅1,4-

14,82⋅0,9010-7] кH=363 кH Подставив эти значения в выражение (9.2), получим

из второго условия QH=1160 кH, что больше Q. Следова-тельно, QH=1160 кН.

Проверим прочность колонны, натянутой с усилием QH в процессе эксплуатации.

Для верхнего сечения трубы, расположенной у устья (4-я секция), прочность определяем из выражения (9.6). Расчет прочности произведем без учета влияния Р1 при QO=0.

Из первого условия с учетом того, что ∆γР=0, QH+Р2-Р3=(1160+0,47⋅20⋅14,82⋅10-1-

0,235⋅2800⋅14,82⋅0,5⋅10-7) кН=1292 кН. Тогда коэффициент запаса прочности, учитывая, что

[Р]=РСТР / n, составит

,46,112921900

7420611601900

==−+

=−+

=РРQ

Рn

СТР

т.е. коэффициент запаса прочности является доста-точным. Из второго условия

n=РСТР / QН=1,65. Проверим условие прочности для верхней трубы 3-й

секции. Коэффициент запаса прочности из первого условия

;320 РРQQ

СТР

−+−=

QО=g⋅l4⋅q4=283 кН. Из предыдущих вычислений Р2=206 кН; Р3=74 кН.

102

Тогда

.58,110481600

7420628311601600

==−+−

Промежуточная потайная колонна диаметром 219 мм

16.42.Расчет производим при следующих исходных

данных: Глубина, м: L=4100м; Lo=3100 м; l=3000м. Удельные веса, Н/м3: γЦ=1,85⋅104; γВ=γЖ=1,5⋅104. В интервале 3900…4000 м залегает водоносный пласт

с давлением на глубине l=S1=3950 м, РПЛlS1=56 МПа, вскры-ваемый буровым раствором γВ=1,5⋅104 Н/м3 и перекрывае-мый потайной колонной после углубления скважины до 4100 м, с подъемом цемента по всей длине. Испытания на герметичность потайной колонны производится вместе с предыдущей колонной без установки пакера.

При дальнейшем бурении на глубине l1=4300 м рас-твором γВ=1,5⋅104 Н/м3 вскрывается нефтяной пласт с дав-лением РПЛl1 = =60 МПа, из которого возможно нефтеводопроявление с понижением удельного веса жидкости в колонне до γВ=0,9⋅104 Н/м3. Скважина вертикальная.

16.43.Определяем избыточные наружные давления по формулам (6.1) и (6.2):

а) избыточное наружное давление на момент оконча-ния цементирования потайной колонны:

по формуле (6.1) PНИ=10-6(γЦ-γВ) (Z-lO) при lО≤Z≤L -при Z=l0, PHИZ=0; -при Z=LО=3100 м РНИZ=[10-6(1,85-1,50)104⋅(3100-3000)] МПа=0,35 МПа; -при Z=L=4100 м РНИZ=[10-6(1,85-1,50)104⋅(4100-3000)] МПа=3,85 МПа; б) избыточное давление при нефтеводопроявлении с

открытым устьем: по формуле (6.2) — РНИZ=РНZ-10-6 γВ Z при LО≤Z≤L при Z=LО=3100 м по формуле (2.7): РНZ=РНLО=(10-6⋅1,1⋅104⋅3100) МПа=34,1 МПа; РНИLО=(34,1-10-6⋅0,9⋅104⋅3100) МПа=6,2 МПа; при Z=l=S1=3950 м, РНS1=56 МПа;

103

РНИS1=(56-10-6⋅0,9⋅104⋅3950) МПа=20,5 МПа; при Z=L=4100 м. По формуле (2.11)

;52,57

)39504100(39504300566056)( 1

111

МПа

МПаSLSlPP

PРР HSПЛlHSНLНZ

=⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ −

−−

+=−−

−+==

РНИZ=(57,52-10-6⋅0,9⋅104⋅4100) МПа=20,62 МПа Так как РНИZ по пункту б выше, чем по пункту а, то для

расчета на избыточное наружное давление принимаем на-грузки по пункту б, эпюра которых АВС приведена на рис.22.

16.44.Определяем внутренние давления в потайной колонне:

а) При нефтеводопроявлении с закрытым устьем по формуле (3.1)

РВZ=РПЛl1-10-6γВ(l1-z) при LO≤Z≤l; при Z=LO=3100 м РВZ=РВLО=[60-10-6⋅0,9⋅104(4300-3100)] МПа=49,2 МПа при Z=LO=4100 м РВZ=РВL=[60-10-6⋅0,9⋅104(4300-4100)] МПа=58,2 МПа б) В процессе бурения под следующую за потайной

колонну по формуле (3.2) РВZ=10-6γВ z, при О≤Z≤L; при Z=LO=3100 м РВZ=РВLО=(10-6⋅1,5⋅104⋅3100)] МПа=46,5 МПа; при Z=L=4100 м РВZ=РВL=(10-6⋅1,5⋅104⋅4100)] МПа=61,5 МПа; Так как для обоих вариантов наружное давление оп-

ределяется по пп.16.43, то давление РВZ по варианту (а) принимаются как более высокие при Z=LO для расчета ко-лонны на внутреннее избыточное давление.

16.45.Определяем избыточные внутренние давления при испытании потайной колонны на герметичность (вместе с предыдущей колонной) в один прием без пакера по фор-муле (6.6):

РВИZ=1,1 РВLО+10-6γЖ (Z-LO)-РНZ; при LО≤Z≤L, где РВLО=49,2 МПа по п.16.44,а; РНZ принимается по п. 16.43,б. Минимально необходимое внутреннее давление на

глубине Z=LО при испытании на герметичность потайной колоны по п.2.17:

Р′ВLО=1,1 РВ=(1,1⋅49,2) МПа=54,12 МПа.

104

Рис.22 Рис.23.

105

Тогда минимально необходимое давление на устье скважины при испытании на герметичность потайной ко-лонны жидкостью удельным весом γЖ=1,5⋅104Н/м3 составит

Ру=Р′ВLО-10-6γЖ LO=(54,12-10-6⋅1,5⋅104⋅3100)] МПа= =7,62 МПа; Максимальные избыточные внутренние давления в

колонне при испытании на герметичность составляет: при Z=LO=3100 м, РНZ=34,1 МПа; РВИZ=РВИLО=(1,1⋅49,2-34,1) МПа=20,02 МПа при Z=3900 м по формуле (2.7) при h=0 РНZ=(10-6⋅1,1⋅104⋅3900)] МПа=42,9 МПа; РВИZ=[1,1⋅49,2+10-6⋅1,5⋅104⋅(3900-3100)-42,9] МПа

=23,22 МПа; при Z=l=S1=3950 м, РНZ=РНS1=56 МПа; РВИZ= РВИS1=[1,1⋅49,2+10-6⋅1,5⋅104⋅(3950-3100)-56] МПа=

=10,87 МПа; при Z=4000 м по формуле (2.7) при h=0 РНZ=(10-6⋅1,1⋅104⋅4000) МПа=44.0 МПа; РВИZ=[1,1⋅49,2+10-6⋅1,5⋅104⋅(4000-3100)-44,0] МПа

=23,62 МПа; при Z=L=4100 м, РНZ= РНL=57,52 МПа;

РВИZ= РВИL=[1,1⋅49,2+10-6⋅1,5⋅104⋅(4100-3100)-57,52] МПа = = 11,6 МПа;

Эпюра максимальных избыточных внутренних давле-ний АВСDЕ приведена на рис.23. В интервале 3900…4000 м (водоносный пласт) РВИ принято постоянным по среднему значению РВИZ=10,87 МПа.

16.46. Трубы для 1-й нижней секции определяем из расчета на внешнее давление (эпюра на рис. 22).

Максимальному наружному избыточному давлению 20,62 МПа на глубине 4100 м при n1=1,0 (п.3,20 соответст-вуют по прил. 2 трубы 219⋅10.2 по ГОСТ 632-80 исполнения Б, марки К с короткой резьбой треугольного профиля (РКР1=22,3 МПа).

Для 2-й секции примем такие же трубы 219⋅10,2 марки Д, для которых по прил. 2-4 и 12: РКР2=19,0 МПа, QT2=2490 kH, PT2=30,4МПа и q2=0,528кН/м.

Эти трубы по эпюре на рис.22 при n1=1,0 могут быть установлены на глубине L1=3865 м. Эту глубину можно так-же определить

106

из условия

),3950(31003950

2,65,205,2019 1L−−−

−= откуда L1=3865 м.

Длина 1-й секции l1=(4100-3865) м=235 м. Вес секции Q1=(235⋅0,528) кН=124 кН. Определяем значение Р′КР2 для труб 2-й секции с уче-

том растяжения по формуле (2.38):

.1924901243,01193,01

122 МПаМПа

РР КРКР ≈⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −=⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=′

Так как изменение РКР незначительно, то длина 1-й секции не изменяется и принимается l1=235 м.

Для 3-й секции примем трубы 219⋅8,9 Д, для которых РКР3=14,2 МПа, QT3=2196 кH, PT3=26,5 МПа и q3=0,469 кН/м.

Максимальная глубина установки труб L2=3580 м и длина 2-й секции l2=(3865-3580) м =285 м. Q2=285⋅0,528=150 кН.

Вес двух секций Q1+ Q2=(124+150) кН =274 кН. Уточним значение РКР3 с учетом веса труб по формуле

(2.35): ,7,1321962743,012,143 кНкНРКР =⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −=′

что отвечает глубине L2=3550 м. Тогда уточненная длина 2-й секции l2=(3865-3550) м=315 м, а ее вес Q′2=(315⋅0,528)

кН=166 кН. Вес двух секций Q1+Q2=(124+166) кН =290 кН. Внутреннее избыточное давление на глубине 3550 м

по эпюре на рис.23 составляет 21,82 МПа и может быть оп-ределено расчетом:

( ) .82,213550390031003900

02,2022,2322,23 МПаМПаРВИZ =⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ −

−−

−=

Запас прочности на внутреннее давление для нижней тру-бы 3-й секции составит

n2=РТ3 / РВИZ=26,5/21,82=1,21>1,15, что допустимо (п.2.26). Так как в интервале

3100…3550 м избыточные наружные и внутренние давле-ния уменьшаются, то по этим видам нагружения колонна в данном интервале может быть составлена из труб 3-й сек-ции, т.е. ее длина l3=(3550-3000) м=550 м, вес Q3=(550⋅0,469) кН=258 кН.

Общий вес потайной колонны Q=Q1+Q′2+Q3=(124+166+258) кН =548 кН.

107

Для труб 3-й секции 219⋅8,9 Д исполнения Б по ГОСТ 632-80 с короткой резьбой по прил. 5 имеем РСТ=1304 кН.

Запас прочности на страгивание по верхней трубе ко-лонны

n3=РСТ/Q=1304/548=2,38>1,30, что допустимо (п.3.20), т.е. колонна составляется из

трех рассмотренных секций. Увеличение толщины стенки труб с учетом износа не

предусматривается.

108

Приложение 8

Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб ТБО по ГОСТ 632-80 исполнения А (с учетом запаса прочности

для резьбового соединения 1,75 от разрушающей нагрузки), кН

Группа прочности Условный наружный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д Е Л М Р Т

127 9,2 10,7

882 931 1020 1167 1353 1490

140 9,2 10,5

1020 1069 1177 1333 1549 1716

146 8,5 9,5

10,7

1118

1177

1294

1471

1706

1883

168 8,9 10,6 12,1

1284

1353

1490

1696

1961

2167

178 9,2 10,4 11,5 12,7 13,7 15,0

1333

1402

1539

1745

2030

2236

194 9,5

10,9;12,7; 15,1

1667*

1843

1902

1941

2089

2138

2373

2432

2755

2814

3040

3109

Допустимые нагрузки, при которых напряжение в теле трубы

достигает 0,8 от предела текучести (коэффициент запаса прочности равен 1,25).

109

Приложение 1

Исходные данные для расчета

Объединение (УБР)________________________________________________ Скважина_________________________________________________________

(номер) (площадь) (назначение-

_______________________________________________, количество скважин -разведка, эксплуатация и т.д.)

данного типа в объединении (УБР) ____________. (штук)

Назначение колонны Промежуточные

№/№

Исходные данные для расчета

1-я 2-я 3-я 4-я 5-я Эксплуатаци онная

1 Диаметр колонны d, мм (м) 2 Диаметр ствола скважины D, мм

(м)

3 Интервал спуска колоны, м 4 Удельный вес бурового

раствора, Н/м3

5 Сведения о цементировании: -расстояние от устья до уровня цемента h, м -удельный вес цементного раствора γЦ, Н/м3

6 Сведения о снижении уровня жидкости в эксплуатационных колоннах в поздний период эксплуатации и в промежуточных колоннах при возможном поглощении бурового раствора. Расстояние от устья до уровня жидкости в колонне H, м. Удельный вес жидкости в колонне γВ, Н/м3

110

Продолжение приложения 1

Назначение колонны Промежуточные

№п/п

Исходные данные для

расчета

1-я 2-я 3-я 4-я 5-я Экс-плуат-аци- онная

7 Сведение о пластовых давлениях -интервал действия пластового давления, м -пластовое давление, МПа, или его градиент

8 Сведения о горном давлении: -интервал действия горного давления (высоко-пластичных пород), м -средний удельный вес горных пород, Н/м3, или градиент горного давления

9 Удельный вес пластового флюида, Н/м3

10 Сведения о снижении удельного веса жидкости в промежуточной колонне при проявлении и в эксплуата-ционной колонне в период ввода в эксплуатацию: -наименьший удельный вес жидкости в промежуточной колонне при проявлении, Н/м3

11 Удельный вес жидкости при испытании колонны на герметичность, Н/м3

12 Сведения о мощности экс-плуатационного объекта, м

13 Сведения об изменении температуры по глубине, °С

111

Сведения об интенсивности пространственного искривления ствола скважины

Углы, градус № п/п

Интервал замера, м δ1 δ2 β1 β2

δ1,δ2 –углы наклона в начальной и конечной точках рассматриваемого участка длиной l(10м); β1,β2-разность азимутальных углов в тех же точках.

112

I.ПРОЧНОСТНЫЕ И ВЕСОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРУБ

ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА

Приложение 2

Критические давления для обсадных труб по ГОСТ 632-80, МПа

Трубы исполнения А

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д Е Л М Р Т

114 5,2 5,7 6,4 7,4 8,6

10,2

20,324,229,536,945,3

—

— —

38,6 50,3 63,4

—

— —

42,7 57,1 73,4 93,7

— —

45,9 62,7 82,4

106,9

— — —

7,1 95,5

127,4

— — — —

102,1138,6

127 5,6 6,4 7,5 9,2

10,7

19,024,632,243,052,3

— 31,1 42,7 60,0 74,1

— 33,6 47,7 69,2 86,7

— 35,5 51,7 77,4 98,3

— —

56,6 88,8

116,4

— —

58,6 94,4

126,0

140 6,2 7,0 7,7 9,2

10,5

19,324,428,837,745,2

— 30,7 37,4 51,7 63,3

— 33,2 41.3 58,8 73,3

— 35,0 44,2 64,9 82,4

— —

47,6 72,8 95,3

— —

49,1 76,5

101,9

146 6,5 7,0 7,7 8,5 9,5

10,7

19,422,426,731,437,143,7

— 27,7 34,2 41,6 50,7 61,0

— 29,8 37,4 46,3 57,5 70,4

— 31,3 39,7 50,0 63,2 78,8

— — —

54,5 70,8 90,7

— — —

56,5 74,2 96,6

168 7,3 8,0

18,322,1

21,9 27,3

— —

113

Продолжение приложения 2

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д Е Л М Р Т

168 8,9 10,6 12,1

26,9 35,4 42,6

34,4 47,9 59,3

37,6 54,2 68,3

40,0 59,3 76,3

42,8 65,9 87,4

44,0 68,7 92,9

178 5,9 6,9 8,1 9,2

10,4 11,5 12,7 13,7 15,0

9,8 14,4 20,3 25,9 31,7 36,9 42,3

— —

24,6 32,8 42,1 50,2 58,7 65,6

—

— —

26,3 35,8 46,9 57,0 67,6 76,2 86,9

— — —

37,9 50,6 62,6 75,4 85,8 98,5

— — —

40,4 55,2 69,9 86,4 99,8

116,6

— — —

41,5 57,3 73,2 91,7

107,0126,3

194 7,6 8,3 9,5

10,9 12,7 15,1

14,7 17,9 23,4 29,8 37,5

—

— 21,3 29,2 39,0 51,4

—

— 22,4 31,6 43,1 58,3 77,4

— 23,2 33,1 46,4 64,3 87,4

— 24,2 35,1 50,2 72,1

101,9

— 24,6 35,9 51,8 75,7

109,4

1219 6,7 7,7 8,9

10,2 11,4 12,7 14,2

7,9 11,4 16,0 21,2 26,1 31,2

—

— —

18,5 26,0 33,2 41,3 50,4

— —

19,5 27,7 36,3 46,0 57,2

— —

20,1 29,0 38,4 49,6 62,8

— — —

30,5 41,0 54,0 70,3

— — — —

42,1 55,9 73,6

245 7,9 8,9

10,0 11,1 12,0 13,8 15,9

9,2 12,4 16,2 20,2 23,4 29,9

—

— 13,9 18,9 24,4 29,3 39,2

—

— 14,5 19,8 26,1 31,6 43,4 57,5

— 14,8 20,5 27,2 33,2 46,7 63,2

— —

21,3 28,4 35,1 50,6 70,8

— — —

28,9 36,0 52,3 74,2

114

Продолжение приложения 2

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д Е Л М Р Т

273 7,1 8,9

10,2 11,4 12,6 13,8 15,1 16,5

5,1 9,4

13,1 17,0 20,9 24,8

— —

— 10,3 14,9 19,9 25,4 31,3 37,6

—

— 10,6 15,5 21,0 27,2 33,8 41,6 50,0

— 10,9 16,0 21,7 283 35,8 44,5 54,3

— —

16,5 22,5 29,7 37,9 48,0 59,7

— — — —

30,338,949,562,1

299 8,5 9,5

11,1 12,4 14,8

6,6 8,8

13,0 16,8

—

— —

14,7 19,6 30,0

— —

15,4 20,7 32,4

— —

15,8 21,4 34,1

— — —

22,3 36,1

— — —

22,537,0

324 8,5 9,5

11,0 12,4 14,0

5,3 7,2

10,4 13,9 18,2

— 7,6

11,6 15,9 21,7

— 7,8

12,0 16,6 22,9

— —

12,3 17,1 23,8

— — —

17,6 24,8

— — —

17,825,2

340 8,4 9,7

10,9 12,2 13,1 14,0 15,4

4,5 6,7 9,0

12,0 14,1 16,5 20,1

— 7,2 9,9

13,4 16,3 19,2 24,3

— 7,3

10,2 13,9 17,0 20,3 26,0

— — —

14,3 17,4 21,0

—

— — — —

18,0 21,8

—

— — — —

18,222,1

— 351 9,0

10,0 11,0 12,0

4,9 6,6 8,4

10,6

— 7,1 9,2

11,8

— 7,3 9,5

12,2

— —

9,7 12,4

— — — —

377 9,0 10,0 11,0 12,0

4,0 5,4 7,1 8,8

— 5,8 7,5 9,7

— —

7,7 9,9

— — — —

115

Продолжение приложения 2

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д Е Л М Р Т

406 9,5 11,1 12,6 16,7

3,8 5,9 8,2

16,4

— 6,3 9,0

19,1

— — — —

426 10,0 11,0 12,0

3,9 5,0 6,4

— 5,4 6,9-

— — —

473 11,1 3,7 — —

— — —

508 11,1 12,7 16,1

3,1 4,6 8,7

— — —

Трубы исполнения Б

Группа прочности Условный

диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

Овальность 0,01 114 6,4

7,4 8,6

26,733,641,8

32,642,353,4

35,2 46,2 59,0

— 52,368,0

— —

76,2

— —

87,8

— —

93,7

127 6,4 7,5 9,2

22,129,139,6

26,436,050,5

28,1 39,0 55,7

— 43,563,9

— —

71,2

— —

81,5

— —

86,6

140 6,2 7,0 7,7 9,2

10,5

17,321,925,934,541,8

20,026,131,743,453,3

21,1 27,8 34,1 47,5 58,9

— —

37,553,967,9

— —

40,3 59,3 76,0

— —

43,6 66,6 87,6

— —

45,1 70,0 93,5

116

Продолжение приложения 2

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

146 6,5 7,0 7,7 8,5 9,5

10,7

17,420,124,028,433,840,2

20,123,726,935,042,551,3

21,2 25,2 31,1 37,9 46,6 56,7

— 27,234,042,252,665,1

— — —

45,6 57,8 72,6

— — —

50,0 64,7 83,2

— — —

51,9 67,9 88,6

168 7,3 8,0 8,9

10,6 12,1

16,419,724,132,339,2

18,923,229,140,349,9

19,9 24,7 31,3 44,0 55,0

21,226,634,249,563,0

— —

36,6 54,2 70,2

— —

39,3 60,2 80,2

— —

40,5 63,0 85,2

178 6,9 8,1 9,2

10,4 11,5 12,7

12,818,123,228,633,638,8

14,521,227,935,442,249,4

15,1 22,4 29,9 38,3 46,1 54,4

— 24,032,542,652,262,4

— —

34,6 46,2 57,3 69,4

— —

37,2 50,6 63,9 79,2

— —

38,2 52,5 67,1 84,0

194 7,6 8,3 9,5

10,9 12,7

13,216,021,026,934,3

14,918,424,932,943,1

15,5 19,3 26,6 35,5 47,3

— 20,528,739,353,5

— —

30,4 42,3 58,8

— —

32,3 46,0 66,0

— —

33,1 47,6 69,3

219 7,7 8,9

10,2 11,4 12,7 14,2

10,214,219,023,428,233,7

11,316,222,328,234,842,3

11,7 17,0 23,5 30,2 37,6 46,3

— 17,825,333,041,952,4

— 18,5 26,6 35,1 45,2 57,4

— —

28,1 37,6 49,4 64,2

— —

28,7 38,8 51,4 67,4

245 7,9 8,9

10,0 11,1 12,0

8,2 11,114,518,021,1

9,0 12,416,521,125,0

9,3 12,7 17,3 22,3 26,6

— 13,318,223,728,7

— 13,7 18,9 24,9 30,4

— —

19,7 26,3 32,4

— —

20,1 26,9 33,2

117

Продолжение приложения 2

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

273 7,1 8,9

10,2 11,4 12,6 13,8

4,7 8,4

11,815,118,622,2

5,0 9,2

13,117,221,926,6

5,1 9,5

13,6 18,1 23,0 28,3

— —

14,319,224,730,8

— —

14,8 20,0 26,0 32,7

— —

15,3 20,9 27,4 34,9

— —

15,621,328,035,9

299 8,5 9,5

11,1 12,4 14,8

6,0 7,9

11,715,021,5

6,4 8,6

12,917,125,5

6,6 8,9

13,5 17,9 27,2

— 9,2

14,118,929,5

— 9,4

14,6 19,7 31,2

— 9,7

15,1 20,6 33,2

— 9,8

15,421,034,1

324 9,5 11,0 12,4 14,0

6,5 9,4

12,416,3

7,0 10,314,018,8

7,2 10,6 14,5 19,7

— 11,115,321,0

— 11,4 15,8 21,9

— 11,7 16,4 22,9

— 11,916,723,4

340 9,7 10,9 12,2 13,1 14,0

6,1 8,1

10,712,614,7

6,5 8,8

11,914,216,8

6,6 9,1

12,4 14,8 17,5

— — — — —

351 9,0 10,0 11,0 12,0

4,5 6,0 7,6 9,5

4,8 6,5 8,3

10,5

— — — —

377 9,0 10,0 11,0 12,0

3,7 5,0 6,4 7,9

3,9 5,3 6,9 8,6

— — — —

406 9,5 11,1 12,6

3,5 5,4 7,4

— — —

— —

— — —

118

Продолжение приложения 2

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

426 10,0 11,0 12,0

3,5 4,6 5,8

3,7 4,9 6,3

— — —

473 11,1 3,5 3,7 — — — — — 508 11,1 2,9 3,0 — — — — —

Овальность 0,015 245 7,9

8,9 10,0 11,1 12,0 13,8

7,4 9,9

12,816,018,624,0

8,2 11,214,818,822,329,5,

8,6 11,7 15,6 20,0 23,8 32,0

— 12,416,721,726,035,5

— 12,8 17,5 22,8 27,7 38,5

— 13,4

— 24,5 29,9 42,4

— 13,7

— 25,231,044,2

273 7,1 8,9

10,2 11,4 12,6 13,8

4,3 7,6

10,513,416,519,6

4,6 8,4

11,915,519,523,6

4,8 8,8

12,4 16,4 20,7 25,4

— —

13,117,522,427,8

— —

13,8 18,4 23,8 29,8

— —

14,5 19,6 25,5 32,3

— —

14,820,126,333,4

299 8,5 9,5

11,1 12,4 14,8

5,4 7,2

10,413,219,0

6,0 7,9

11,815,422,7

6,1 8,2

12,4 16,2 24,3

— 8,6

13,017,426,7

— 8,9

13,6 18,2 28,4

— 9,3

14,3 19,3 30,8

— 9,4

14,619,831,8

324 9,5 11,0 12,4 14,0

5,9 8,4

11,114,4

6,5 9,4

12,616,9

6,7 9,8

13,2 17,8

— 10,314,119,2

— 10,7 14,7 20,2

— 11,7 15,5 21,5

— 11,415,822,1

340 9,7 10,9 12,2 13,1 14,0

5,5 7,4 9,6

11,313,0

6,0 8,1

10,812,815,1

6,2 8,4

11,3 13,5 15,9

— — — — —

119

Окончание приложения 2

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

351 9,0 10,0 11,0 12,0

4,1 5,5 7,0 8,5

4,5 6,0 7,6 9,5

— — — —

377 9,0 10,0 11,0 12,0

3,4 4,5 5,8 7,2

3,7 4,9 6,4 7,9

— — — —

406 9,5 11,1 12,6

3,2 4,9 6,8

3,4 5,3 7,4

— — —

426 10,0 11,0 12,0

3,3 4,2 5,3

3,5 4,6 5,8

— — —

473 11,1 3,2 3,5 — — — — — 508 11,1 2,7 2,8 — — — — —

120

Приложение 3

Растягивающие нагрузки, при которых напряжения

в теле труб по ГОСТ 632-80 достигают предела текучести, кН

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

114 5,2 5,7 6,4

7,4

8,6

10,2

666 744 824

(804) 940

(920) 1078

(1058) —

— —

(1058)

(1216)

(1392) —

— —

1196

1372

1568

— —

1412

1628

1862

2176

— —

1646

1882

2156

2530

— — —

2314

2646

3098

— — — —

2942

3452 127 5,6

6,4

7,5

9,2

10,7

804 920

(902) 1058

(1038) 1294

(1274) 1490

—

(1176)

(13720

(1666)

— 1332

1548

1882

2156

— 1588

1842

2236

2548

— 1842

2138

2568

2960

— —

2608

3156

3628

— —

2902

3510

4040 140 6,2

7,0

7,7

9,2

10,5

980 (9600 1098

(107801216

(1196) 1430

(1412) 1608

(1588)

(1274)

(1430)

(1568)

(1842)

(2078)

1430

1608

1764

2078

2352

—

1902

2078

2470

2784

—

2216

2412

2862

3236

— —

2960

3510

3962

— —

3294

3902

4412

146 6,5 1078 (1058)

(1392)

1568 — — — —

121

Продолжение приложения 3

Группа прочности Условный

диаметр трубы, мм

Толщи на

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

146 7,0

7,7

8,5

9,5

10,7

1156 (1136) 1274

(1254) 1392

(137201548

(1510) 1726

(1686)

(1490)

(1646)

(1804)

(2000)

(2234)

1686

1842

2020

2234

2510

2000

2196

2412

2666

2980

2314

2530

2784

3078

3452

— —

3412

3784

4236

— —

3804

4216

4706

168 7,3

8,0

8,9

10,6

12,1

1392 (1372) 1510

(1490) 1686

(1666) 1980

(1960) 2254

(2216)

(1804)

(1962)

(2176)

(2568)

(2902)

2040

2216

2450

2882

3274

2412

2628

2922

3432

НЕТнет

— —

3372

3980

4490

— —

4138

4884

5510

— —

4608

5432

6138

178 5,9 6,9

8,1

9,2

10,4

11,5

12,7

13,7 15,0

1216 1412

(1372) 1626

(1608) 1842

(1824) 2078

(2038) 2274

(2234) 2490

(2450) — —

—

(1804)

(2118)

(2392)

(2686)

(2942)

(3216) — —

— 2038

2372

2686

3020

3314

3628

3882

—

— —

2824

3196

3568

3922

4314

46284980

— — —

3686

4138

4550

4980

5354 5766

— — —

4530

5080

5588

6118

65707100

— — —

5040

5648

6216

6806

72967884

122

Продолжение приложения 3

Группа прочности Условный диа метр трубы мм

Толщи- на

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

194 7,6

8,3

9,5

10,9

12,7

15,1

1686 (1646) 1824

(1804) 2078

(2038) 2372

(2334) 2744

(2686) —

(2176)

(2372)

(2686)

(3058)

3530)

—

2450

2666

3020

3452

3980 —

—

3156

3588

4098

4726

5550

—

3666

4158

4746

5472

6412

—

4490

5118

5824

6706

7884

—

5000

5688

6472

7472

8766 219 6,7

7,7

8,9

10,2

11,4

12,7

14,2

1686 1940

(1902) 2234

(2196) 2530

(2490) 2824

(2764) 3118

(3058) 3470

(3392)

—

(2510)

(2196)

(3274)

(3648)

(4040)

(4470)

— 2824

2882

3686

4098

4530

5040

— —

3236

4372

4864

5392

5982

— —

4452

5060

5628

6236

6922

— — —

6216

6922

7648

8492

— — —

6922

7688

8512

9452

245 7,9

8,9

10,0

11,1

12,0

13,8

15,9

2216 (2176) 2490

(2450) 2784

(2744) 3078

(3020) 3314

(3254) 3784

(3726) —

(2882)

(3236)

(3608)

(3980)

(4294)

(4902)

—

3236

3628

4060

4470

4824

5510 —

—

4314

4824

5334

5746

6550

7472

—

4980

5570

6158

6628

7570

8648

— —

6844

7570

8158

9296

10610

— —

7610

8414

9060

10336

11806

123

Продолжение приложения 3

Группа прочности Услов

ный диа-метр трубымм

Толщи на стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

273 7,1

8,9

10,2

11,4

12,6

13,8

15,1 16,5

2254 (2216) 2804

(2744) 3196

(3138) 3550

(3490) 3902

(3844) 4256

(4176) — —

(2902)

(3608)

(4118)

(4588)

(5060)

(5510)

— —

3274

4060

4648

5158

5688

6198

6746-

—

4844

5510

6138

6746

7354

80028708

—

5584

6374

7100

7806

8512

9276 10080

— —

7924

8708

9590

10454

11376 12376

— —

8708

9688

10670

11630

12650 13748

299 8,5

9,5

11,1

12,4

14,8

2942 (2882)

324 (3216) 3804

(3726) 4216

(4158) 5000

(4902)

(3784)

(4216)

(4926)

(5452)

(6472)

4256

4746

5510

6138

7256

—

5648

6550

7296

8630

—

6530

7590

8434

9982

—

8022

9316

10356

12258

—

8924

10356

11532

13630

324 8,5 9,5

11,0

12,4

14,0

3196 3550

(3490) 4098

(4020) 4608

(4510) 5178

(5080)

—

(4588)

(5294)

(5942)

(6668)

— 5158

5962

6688

7512

— —

7080

7942

8924

— —

8198

9198

10316

— —

10060

11278

12670

— —

11178

12552

14102

124

Продолжение приложения 3

Группа прочности Усл. диа-метр трубмм

Толщи на стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

340 8,4 9,7

10,9

12,2

13,1

14,0

15,4

3314 3804

(3746) 4274

(4196) 4766

(4668) 5098

(5000) 5432

(5334) —

—

(4922)

(5510)

(6158)

(6590)

(7020) —

— 5530

6198

6904

7394

7884

—

— 6590

7374

8218

8806

9374

10276

— — —

9512

10178

10846

11886

— — — —

12494

13316

14592

— — — —

13906

14808

16220 351 9,0

10,0

11,0

12,0

3666 (3608) 4060

(2980) 4452

(4372) 4844

(4766)

(4746) (5256)

(5746)

(6256)

—

5902—

6472

7040

—

7020

7688

8374

— —

8904

9688

— — — —

377 9,0

10,0

11,0

12,0

3962 (3862) 4372

(4294) 4804

(4706) 5216

(5118)

(5098)

(5648)

(6198)

(6746)

—

6354

6962

7570

— —

8276

9002

— — — —

125

Окончание приложения 3

Группа прочности Услов

ный диа-метр трубымм

Толщи На стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

406 9,5

11,1

12,6

16,7

4490 (4412) 5236

(5138) 5902

(5804) 7746

(5804)

(6746)

(7623)

—

7590

8590

11258

— — — —

426 10,0

11,0

12,0

4962 (4864) 5432

(5334) 5922

(5804)

(6394)

(7020)

(7648)

—

7904

8590

— — —

473 11,1 6098 (6000)

(7884)

— — — — —

508 11,1

12,7 16,1

6570 (6452) 7492 9434

(8492)

— — —

Примечание. Значение прочностных показателей, взятые в скобки, относятся только к трубам исполнения Б, значения прочностных показателей без скобок относятся к трубам исполнения А и Б.

126

Приложение 4

Внутренние давления, при которых напряжения в теле трубы по ГОСТ 632-80 достигают предела текучести, МПа

Группа прочности Услов

ный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

114 30,2 33,1 37,2

(36,5)42,9

(42,3)50,0

(49,0)-

— —

(48,0)

(55,5)

(64,5) —

— —

54,0

62,4

72,5 —

— — 64,2 74,2 86,3 102,3

— —

74,2

85,9

99,8

118,3

— — —

105,4

122,5

145,3

— — — —

136,2

161,6127 29,3

33,4 (32,8)39,2 (38,) 48,1

(47,3)56,0

—

(43,2)

(50,7)

(62,2) —

— 48,6

57,0

69,8

81,3

— 57,7

67,6

83,0

96,6

— 66,9

78,3

96,1

111,8

— —

96,2

117,9

137,2

— —

106,9

131,1

152,5140 29,5

(28,9)33,2

(32,6)36,6

(36,0)43,7

(42,9)49,9

(49,0)

(38,0)

(42,9)

(47,3)

(56,5)

(64,5)

42,7

48,3

53,1

63,5

72,4

—

57,4

63,1

75,5

86,2

—

66,5

73,1

87,4

99,7

— —

89,7

107,3

122,4

— —

99,8

119,2

136,1

127

Продолжение приложения 4

Группа прочности Услов

ный диа-метр трубымм

Тол щина стен ки, мм

Д К Е Л М Р Т

146 6,5

7,0

7,7

8,5

9,5

10,7

29,5 (29,0) 31,8

(31,3) 35,0

(34,3) 38,6

(37,9) 43,1

(42,4) 48,6

(47,7)

(38,1)

(41,1)

(45,2)

(49,9)

(55,8)

(62,8)

42,9

46,2

50,8

56,1

62,7

70,6

—

63,5

60,4

66,7

74,5

83,9

—

54,9

69,9

77,2

86,3

97,2

— — —

94,7

105,9

119,2

— — —

105,3

117,7

132,5

168 7,3

8,0

8,9

10,6

12,1

28,8 (28,2) 31,6

(31,0) 35,1

(34,5) 41,9

(41,1) 47,7

(46,9)

(37,3)

(40,8)

(45,4)

(54,0)

(61,7)

41,9

45,8

51,0

60,7

69,3

49,7

54,4

60,6

72,2

82,4

— —

70,1

83,5

95,4

— —

86,1

102,5

117,1

— —

95,7

114,0

130,1

178 5,9 6,9

8,1

9,2

10,4

11,5

12,7

13,7 15,0

22,1 25,8

(25,3) 30,3

(29,7) 34,3

(33,4) 38,8

(38,10 42,9

(42,2) 47,4

(46,6) — —

(33,3)

(39,1)

(44,4)

(50,2)

(55,5)

(61,3) — —

— 37,4

43,9

49,9

56,4

62,4

68,9

74,3

—

— —

52,3

59,3

67,1

74,1

81,9

88,3 96,7

— — —

68,6

77,5

85,8

94,7

102,2 111,9

— — —

84,2

95,2

105,3

116,3

125,5137,4

— — —

93,6

105,9

117,1

129,3

139,5152,7

128

Продолжение приложения 4

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Тол щина стен ки, мм

Д К Е Л М Р Т

194 7,6

8,3

9,5

10,9

12,7

15,1

26,1 (25,6) 28,4

(27,9) 32,5

(32,0) 37,4

(36,7) 43,5

(42,7) —

(38,6)

(36,8)

(42,1)

(48,2)

(56,3)

—

37,8

41,3

47,3

54,2

63,2 —

—

49,1

56,2

64,5

75,1

89,3

—

56,9

65,0

74,6

87,0

103,4

—

69,8

79,9

91,7

106,8

127,0

—

77,5

88,7

101,9

118,6

141,1219 6,7

7,7

8,9

10,2

11,4

12,7

14,2

20,3 23,3

(22,9) 27,0

(26,5) 30,9

(30,4) 34,5

(33,9) 38,5

(37,7) 43,1

(42,3)

(30,2)

(34,8)

(39,9)

(44,6)

(49,7)

(55,6)

— 33,9

39,2

44,9

50,2

55,9

62,4

— —

46,6

53,3

59,6

66,5

74,3

— —

53,8

61,8

69,0

76,9

86,0

— — —

75,8

84,7

94,4

105,5

— — —

84,3

94,2

104,9

177,4

245 7,9

8,9

10,0

11,1

12,0

13,8

15,9

21,5 (21,1) 24,2

(23,7) 27,2

(26,7) 30,1

(29,6) 32,5

(32,0) 37,4

(36,8) —

(27,7)

(31,3)

(35,1)

(38,9)

(42,1)

(48,4)

—

31,2

35,1

39,4

43,7

47,4

54,4 —

—

41,8

46,9

52,1

56,3

64,7

74,5

—

48,2

54,2

60,2

65,1

74,9

86,3

— —

66,6

73,9

79,9

91,9

105,9

— —

74,0

82,2

88,8

102,2

117,7

129

Продолжение приложения 4

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Толщина стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

273 7,1

8,9

10,2

11,4

12,6

13,8

15,1 16,5

17,3 (17,0) 21,7

(21,3) 24,8

(24,3) 27,7

(27,3) 30,6

(30,1) 33,5

(32,9) — —

(22,3)

(27,9)

(32,1)

(35,8)

(39,6)

(43,3)

— —

25,1

31,5

36,0

40,3

44,5

48,7

53,3-

—

37,4

42,8

47,8

52,8

57,9

63,3 69,2

—

43,2

49,5

55,4

61,2

67,1

73,3 80,1

— —

60,8

67,9

75,1

82,3

90,0 98,3

— —

67,6

75,6

83,5

91,5

100,1109,3

299 8,5

9,5

11,1

12,4

14,8

18,9 (18,5) 21,2

(20,8) 24,7

(24,2) 27,5

(27,1) 32,9

(32,4)

(24,4)

(27,3)

(31,9)

(35,6)

(42,5)

27,4

30,7

35,9

40,1

47,8

—

36,5

42,6

47,6

56,9

—

42,3

49,3

55,1

65,8

—

51,9

60,6

67,6

80,7

—

57,6

67,4

75,2

89,7

324 8,5 9,5

11,0

12,4

14,0

17,4 19,5

(19,1) 22,5

(22,2) 25,4

(25,0) 28,7

(28,1)

(25,2)

(29,1)

(32,8)

(37,1)

— 28,2

32,7

37,0

41,7

— —

38,9

43,9

49,5

— —

45,0

50,8

57,4

— —

55,3

62,4

70,4

— —

61,5

69,3

78,2

130

Продолжение приложения 4

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Тол щина стен ки, мм

Д К Е Л М Р Т

340 8,4 9,7

10,9

12,2

13,1

14,0

15,4

1,64 18,9

(18,6) 21,3

920,9) 23,8

(23,3) 25,6

(25,1) 27,4

(26,9) —

— —

(24,5)

(27,5)

(30,8)

(33,0)

(35,4) —

— —

(24,5)

(27,5)

(30,8)

(33,0)

(35,4)-

— 32,7

36,8

41,2

44,2

47,3

52,0

— — —

47,6

51,2

54,7

60,1

— — — —

62,7

67,1

73,8

— — — —

69,8

74,6

82,1 351 9,0

10,0

11,0

12,0

17,1 (16,8) 18,9

(18,5) 20,8

(20,4) 22,7

(22,3)

(22,0)

(24,4)

(26,9)

(29,3)

—

27,4

30,2

32,9

—

32,6

35,9

39,2

— —

41,6

45,3

— — — —

377 9,0

10,0

11,0

12,0

15,9 (15,6) 17,6

(17,3) 19,4 (19,0 21,2

(20,8)

(20,5)

(22,7)

(25,0)

(27,3)

—

2,6

28,1

30,7

— —

33,4

36,5

— — — —

406 9,5

11,1

12,6

16,7

15,5 (15,2) 18,1

(17,8) 20,6

(20,2) 27,3

(20,0)

(23,4)

(26,6)

—

26,4

29,9

39,6

— — — —

131

Окончание приложения 4

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

426 10,0

11,0

12,0

15,6 (15,2)17,2

(16,9)18,7

(18,3)

(20,1)

(22,2)

(24,1)

—

24,9

27,2

— — —

473 11,1 15,6 (15,3)

(20,1)

— — — — —

508 11,1

12,7 16,1

14,5 (14,2)16,6 21,1

— (18,7)

— —

— — —

Примечание. Значения прочностных показателей, взятые в скобки.

Относятся только к трубам исполнения Б, значения прочностных показателей без скобок относятся к трубам исполнения А и Б.

132

Приложение 5 Страгивающие нагрузки для соединений обсадных труб по ГОСТ 632-

80, рассчитанные по формуле Яковлева-Шумилова, кН

Трубы с короткой треугольной резьбой

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

114 5,2 5,7 6,4

7,4

8,6

343 421 490

(480) —

(578)

(696)

— —

(627)

(755)

(912)

— —

706

853

1019

— — — —

1216

— — — —

1412

— — — —

1726

— — — —

1922

127 5,6 6,4

7,5

9,2

441 539

(529) 666

(657)

(833)

(706)

(863)

(1098)

— 784

970

1235

— —

1147

1461

— — —

1696

— — —

2079

— — —

2314

140 6,2

7,0

7,7

9,2

10,5

568 (558) 666

(657) 755

(745)

(912)

(1068)

(735)

(863)

(970)

(1206)

(1402)

833

970

1098

1353

1578

— —

1304

1608

1873

— —

1510

1863

2167

— —

1853

2294

2667

— —

2059

2549

2961

133

Продолжение приложения 5

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

146 7,7

8,5

9,5

10,7

794 (774)

(872)

— (1000)

(1147)

(1019)

(1157)

(1314)

(1510)

1147

1294

1480

1696

—

1539

1755

2010

—

1784

2030

2324

—

2196

2500

2863

—

2441

2775

3177

168 7,3

8,0

8,9

10,6

12,1

843 (833) 931

(951) 1078

(1059)

(1294) —

(1500)

(1098)

(1226)

(1392)

(1706)

(19810

1235

1373

1569

1922

2226

1461

1638

1863

2285

2638

— —

2157

2638

3059

— —

2647

3246

3756

— —

2942

3599

4177

178 5,9 6,9

8,1

9,2

10,4

11,5

12,7

617 823

(813) 1010 (990) 1176

(1157)

(1333)

(1490)

(1667)

— —

(1068)

(1304)

(1520)

(1755)

(1961)

(2186)

— 1206

1471

1706

1971

2206

2461

— —

1745

2030

2343

2618

2922

— — —

2353

2706

3030

3383

— — —

2883

3324

3726

4158

— — —

3206

3697

4138

4619

134

Продолжение приложения 5 Группа прочности Услов

ный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

194 8,3

9,5

10,9

12,7

1127 (1108)

(1314)

(1539)

(1804)

91461)

(1716)

(2010)

(2373)

1637

1922

2255

2677

—

2294

2677

3177

—

2647

3099

3677

—

3255

3814

4511

—

3618

4236

5021

219 6,7 7,7

8,9

10,2

11,4

12,7

14,2

931 1117

(1098) 1333

(1304) 1559

(1529)

(1735)

(1961)

(2216)

(1441)

(1716)

(2020)

(2285)

(2579)

(2916)

— 1618

1931

2265

2569

2902

3275

— —

2294

2696

3059

3442

3893

— —

2657

3118

3540

3991

4501

— — —

3824

4344

4893

5521

— — —

4256

4825

5442

6139

245 7,9

8,9

10,0

11,1

12,0

13,8

1294 (1274) 1500

(1471) 1726

(1686)

(1902)

(2079)

(2422)

(1676)

(1941)

(2226)

(2510)

(2736)

(3187)

1882

2177

2500

2814

3079

3589

—

2569

2971

3353

3658

4266

—

3000

3442

3873

4226

4932

— —

4226

4756

5197

6060

— —

4697

5285

5776

6737

135

Продолжение приложения 5

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

273 7,1

8,9

10,2

11,4

12,6

13,8

15,1 16,5

1157 (1137) 1657

(1627) 1941

(1912) 2206

(2167) 2471

(2422) 2726

(2677) — —

(1490)

(2137)

(2510)

(2853)

(3197)

(3530)

— —

1676

2402

28243206

3589

3962

4373

—

2863

3353

3814

4266

4717

51975707

—

3314

3883

4413

4932

5452

6011 6609

— —

4776

5423

6060

6698

7384 8120

— —

5305

6021

6737

7443

8208 9022

299 8,5

9,5

11,1

12,4

14,8

1676 (1647) 1912

(1882) 2294

(2255) 2599

(2549)

(3099)

(2167)

(2481)

(2961)

(3363)

(4079)

2441

2785

3334

3775

4589

—

3304

3962

4491

5452

—

3834

4589

5197

6305

—

4707

5629

6374

7737

—

5227

6256

7090

8610

324 8,5 9,5

11,0

12,4

14,0

1789 2039

(2000) 2412

(2373) 2765

(2716) 3157

(3099)

— —

(2628)

(3118)

(3569)

(4079)

— 2961

3510

4011

4589

— 3520

4167

4776

5452

— —

4825

5521

6315

— —

5923

6776

7757

— —

6580

7541

8620

136

Продолжение приложения 5

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

340 8,4 9,7

10,9

12,2

13,1

14,0

15,4

1824 2157

(2118) 2471

(2432) 2814

(2755) 3040

(2991) 3275

(3216) —

—

(2794)

(3197)

93628)

(3932)

(4226) —

— 3138

3589

4079

4422

4756

—

— 3736

4275

4854

5256

5648

6266

— — —

5619

6080

6541

7257

— — — —

7463

8031

8904

— — — —

8296

8924

9905 351 9,0

10,0

11,0

12,0

1706 (1667) 1951

(1922) 2206

(2167) 2461

(2412)

(2196)

(2530)

(2853)

(3177)

—

2844

3206

3569

—

3373

3814

4246

— —

4413

4913

— — — —

377 9,0

10,0

11,0

12,0

1784 (1755) 2059

(2020) 2324

(2275) 2579

(2540)

(2314)

(2657)

(3001)

(3334)

—

2981

3373

3756

— —

4001

4462

— — — —

406 9,5

11,1

12,6

16,7

2520 (2471) 3020

(2961) 3481

(3422) 4736

(3255)

(3893)

(4501)

—

4383

5060

6884

— — — —

137

Продолжение приложения 5

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

426 10,0

11,0

12,0

2226 (2186) 2510

(2471) 2804

(2745)

— (2883)

(3246)

(3618)

—

3648

4069

— — —

473 11,1 3353 (3295)

(4334)

— — — — —

508 11,1

12,7 16,1

3520 (3452) 4089 5305

(4540)

— —

— — —

Трубы с удлиненной треугольной резьбой 114 6,4

7,4

8,6

10,2

500 598

(588) 725

(706) —

—

(744)

(931) —

725 872

1049

—

863 1039

1245

1520

1000 1206

1441

1755

— 1480

1775

2157

— —

1971

2392 127 6,4

7,5

9,2

10,7

558 686

(676) 882

(863) 1049

— —

(892)

(1137) —

823 1000

1284

1520

970 1196

1520

1804

1127 1382

1765

2088

— 1696

2167

2569

— 1882

2402

2853

140 7,0

7,7

9,2

10,5

696 (686) 784

(774) 970

(951) 1127

(1108)

(902)

(1010)

(1255)

(1461)

1010

1137

1412

1637

1206

1353

1676

1951

1392

1569

1941

2255

—

1922

2383

2775

—

2137

2647

3079

138

Продолжение приложения 5 Группа прочности Услов

ный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

146 7,0

7,7

8,5

9,5

10,7

735 (725) 823

(813) 931

(912) 1059

(1039) 1216

(1196)

(951)

(1068)

(1206)

(1372)

(1569)

1068

1196

1353

1539

1765

1265

1431

1608

1833

2098

1461

1657

1863

2128

2432

— —

2285

2608

2981

— —

2540

2902

3314

168 7,3 8,9

10,6

12,1

882 1127

(1108) 1382

(1353) 1598

(1569)

—

(1461)

(1784)

(2069)

12841637

2010

2324

— 1951

2383

2765

— 2255

2765

3197

— 2765

3393

3932

— 3079

3765

4364

178 8,1

9,2

10,4

11,5

12,7

13,7 15,0

1068 (1049) 1235

(1216) 1431

(1402) 1598

(1569) 1784

(1755) — —

(1372)

(1598)

(1843)

(2069)

(2304)

— —

1549

1804

2079

2324

2589

2814-

1833

2137

2471

2765

3079

33443677

—

2481

2853

3197

3569

3873 4256

—

3040

3510

3922

4383

4756 5227

—

3383

3903

4364

4864

5285 5815

139

Окончание приложения 5

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

194 8,3

9,5

10,9

12,7

15,1

1186 (1167)1402

(1372) 1637

(1608) 1941

(1912) —

(1539)

(1804)

(2118)

(2510)

—

1726

2030

2383

2824 —

2059

2412

2834

3353

4040

2383

2794

3275

3883

4677

2922

3432

4020

4766

5737

3246

3814

4471

5295

6374 219 8,9

10,2

11,4

12,7

14,2

1471 (1441) 1726

(1696) 1961

(1922) 2206

(2167) 2490

(2441)

(1892)

(2226)

(2530)

(2853)

(3216)

2128

2500

2844

3206

3618

2540

2971

3383

3805

4305

2932

3442

3912

4413

4981

—

4226

4795

5413

6109

—

4697

5335

6021

6796

245 8,9

10,0

11,1

12,0

13,8

15,9

1627 (1598) 1873

(1843) 2108

(2069) 2304

(2265) 2687

(2638) —

(2108)

(2422)

(2726)

(2981)

(3471)

—

2373

2716

3069

3353

3903 —

2814

3236

3648

3981

4648

5403

3255

3746

4217

4609

5374

6256

—

4586

5178

5658

6600

7678

—

5109

5756

6286

7335

8541 Примечание. Значения прочностных показателей, взятые в скобки,

относятся только к трубам исполнения Б, значения прочностных показателей без скобок относятся к трубам исполнения А и Б.

140

Приложение 6

Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб ОТТМ и ОТТГ по ГОСТ632-80 с нормальным диаметром муфт исполнения А (с учетом запаса прочности для резьбового

соединения 1,75 от разрушающей нагрузки), кН

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д Е Л М Р Т

114 6,4 7,4 8,6

10,2

657* 755* 863*

1010*

696 823 971

1118

765 902

1069 1235

873 1029 1216 1402

— 119614021628

— —

15491785

127 6,4 7,5 9,2

10,7

735* 853*

1029* 1186*

784 941

1167 1363

863 1029 1284 1500

980 1167 1461 1706

— 135316961981

— 150018732187

140 6,2 7,0 7,7 9,2

10,5

784* 882* 971*

1137* 1294*

— 961

1069 1294 1490

— 1059 1177 1422 1637

— 1196 1333 1618 1863

— —

154918832157

— —

170620792383

146 6,5 7,0 7,7 8,5 9,5

10,7

863* 931*

1020* 1108* 1226* 1373*

— —

1118 1245 1412 1598

— —

1235 1373 1549 1755

— —

1402 1559 1755 1991

— — —

181420402314

— — —

200022552550

168 7,3 8,0 8,9

10,6 12,1

1118* 1226* 1353* 1588* 1804*

1226 1353 1530 1843 2108

— 1490 1677 2020 2324

— —

1912 2304 2638

— —

221626673059

— —

244229423373

178 6,9 8,1 9,2

10,4 11,5 12,7 13,7 15,0

1118* 1304* 1480* 1667* 1814* 2000*

— —

— 1461 1676 1912 2128 2285 2285

—

— 1608 1843 2098 2334 2510 2510 2510

— —

2098 2393 2657 2854 2854 2854

— —

243227753079331433143314

— —

268730593403365836583658

141

Продолжение приложения 6

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д Е Л М Р Т

194 7,6 8,3 9,5

10,9 12,7 15,1

1343* 1471* 1677* 1892* 2187*

—

— 1637 1902 2206 2579

—

— 1804 2089 2422 2834 3383

— 2049 2373 2755 3216 3844

— 23832755319737364452

— 26283040352041194923

219 7,7 8,9

10,2 11,4 12,7 14,2

1549* 1785* 2030* 2255* 2500*

—

— 2000 2314 2520 2903 3256

— 2216 2569 2893 3236 3628

— 2520 2922 3295 3687 4128

— —

3393381542664786

— — —

421747175286

245 7,9 8,9

10,0 11,1 12,0 13,8 15,9

1755 2000* 2236* 2471* 2657* 3040*

—

— 2246 2540 2834 3079 3560

—

— 2491 2824 3158 3432 3962 4580

— 2824 3216 3589 3903 4511 5197

— —

37264168452152276041

— — —

4599499157666668

273 8,9 10,2 11,4 12,6 13,8 15,1 16,5

2206 2550 2844* 3128* 3403*

— —

2491 2673 3226 3579 3942 4325

—

2795 3236 3648 4050 4452 4884 5315

3177 3687 4148 4609 5070 5560 6080

— 427648155345588464537051

— — —

5904649271207786

299 8,5 9,5

11,1 12,4 14,8

2285 2569 3040 3383*

—

— —

3432 3854 4609

— —

3873 4354 5197

— —

4217 4736 5943

— — —

57766943

— — —

63747659

142

Окончание приложения 6

Группа прочности Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д Е Л М Р Т

324 9,5 11,0 12,4 14,0

2795 3265 3687* 4138*

3158 3697 4187 4746

3579 4177 4746 5364

— 4766 5413 6119

— —

62867139

— —

69437885

340 9,7 10,9 12,2 13,1 14,0 15,4

3001 3383 3805* 4079* 4344*

—

3393 3844 4325 4658 4991

—

3844 4344 5031 5276 5649 6208

— —

5580 6021 6453 7080

— — —

700275128287

— — —

772882879150

Допустимые нагрузки, при которых напряжения в теле труб

достигают 0,8 предела текучести (коэффициент запаса прочности равен 1,25).

143

Приложение 7

Допустимые растягивающие нагрузки для соединений обсадных труб ОТТМ и ОТТГ по ГОСТ 632-80

со специальными муфтами с уменьшенным наружным диаметром исполнения А (с учетом запаса прочности для резьбового

соединения 1,75 от разрушающей нагрузки), кН

Группа прочности Услов-ный

диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Наруж-ный диа-метр

муфты, мм

Д Е Л М Р Т

114 6,4 7,4

8,6; 10,2

123,8

657* 755* 823

696 823 873

765 931 961

873 1029 1088

— 11961255

— —

1432127 6,4

7,5 9,2; 10,7

136,5

735*853

922

784 941 971

863 10291069

980 1167 1216

— 13531412

— 15001559

140 6,2 7,0 7,7

9,2; 10,5

149,2

784* 882* 971* 1029

— 961

10691088

— 105911771196

— 1196 1333 1363

— —

15491579

— —

17061745

146 6,5 7,0 7,7

8,5, 9,5, 10,7

156,0

863* 931*

1020*1118

— —

11181177

— —

12351294

— —

1402 1471

— — —

1706

— — —

1883

168 7,3 8,0

8,0, 10,6, 12,1

177,8

1118*1216*1265

122613331333

— 14611461

— —

1667

— —

1932

— —

2128

178 6,9 8,1

9,2, 10,4, 11,5, 12,7. 13,7, 15,0.

187,3

1128*1314*1363

— 14321432

— 15791579

— —

1794

— —

2079

— —

2295

194 7,6 8,3 9,5

10,9; 12,7 15,1

206,4

1353*1471*1667*1892

— 163719021991

— 180420892196

-2049 2373 2491

— 238327552893

— 262830403187

144

Окончание приложения 7

Группа прочности Услов-ный

диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Наруж-ный диа-метр

муфты, мм

Д Е Л М Р Т

219 7,7 8,9

10,2 11,4;12,7;

14,2

231,8 1549*1785*2030*2187

— 200022952295

— 221625302530

— 2520 2873 2873

— —

33343334

— — —

3677

245 7,9 8,9

10,0 11,1;12,0; 13,8;15,9

257,2 1755 2000*2236*2432

— 224625402559

— 248128142814

— 2824 3197 3197

— —

37073707

— — —

4099

273 8,9 10,2

11,4;12,6; 13,8;15,1;

16,5

285,8 2206 2550 2716

249128542854

279531383138

3177 3569 3569

— 41384138

— —

4570

Допустимые нагрузки . при которых напряжения в теле труб достигают 0,8 от предела текучести (коэффициент запаса прочности равен 1,25).

145

Приложение 8

Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб ТБО по ГОСТ 632-80 исполнения А (с учетом запаса прочности

для резьбового соединения 1,75 от разрушающей нагрузки), кН

Группа прочности Условный наружный диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Д Е Л М Р Т

127 9,2 10,7

882 931 1020 1167 1353 1490

140 9,2 10,5

1020 1069 1177 1333 1549 1716

146 8,5 9,5

10,7

1118

1177

1294

1471

1706

1883

168 8,9 10,6 12,1

1284

1353

1490

1696

1961

2167

178 9,2 10,4 11,5 12,7 13,7 15,0

1333

1402

1539

1745

2030

2236

194 9,5

10,9;12,7; 15,1

1667*

1843

1902

1941

2089

2138

2373

2432

2755

2814

3040

3109

Допустимые нагрузки, при которых напряжение в теле трубы

достигает 0,8 от предела текучести (коэффициент запаса прочности равен 1,25).

146

Приложение 9

Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб ОТТМ и

ОТТГ с нормальным диаметром муфт по ГОСТ 632-80 исполнения Б (с учетом запаса прочности для резьбового соединения 1,8 от

разрушающей нагрузки), кН Группа прочности Услов

ный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

114 7,4 8,6

715* 823*

794 941

804 941

882 1039

1000 1179

1157 1363

— 1510

127 7,5 9,2

804* 980*

902 1127

912 1137

10001255

1137 1422

1323 1647

1461 1824

140 7,7 9,2

10,5

912* 1078* 1216*

1039 12551441

103912551451

113713821588

1294 1578 1814

1510 1824 2098

1667 2020 2314

146 7,7 8,5 9,5

10,7

961* 1049* 1167* 1304*

1088 1206 1363 1539

1088121613721549

1196100015101706

1363 1520 1706 1941

— 1765 1981 2245

— 1941 2186 2481

168 8,0 8,9

10,6 12,1

1157* 1274* 1500* 1706*

1314 1480 1784 2039

1324148017842049

— 162719712255

— 1853 2235 2569

— 2157 2589 2971

— 2373 2863 3285

178 8,1 9,2

10,4 11,5 12,7

1235* 1392* 1569* 1726* 1882*

1412 1627 1853 2059 2275

14221627186320692216

15591794204922752441

— 2039 2324 2579 2775

— 2363 2696 2991 3216

— 2608 2981 3304 3550

194 9,5 10,9 12,7

1578* 1794* 2059*

1843 2128 2490

185321372500

203023532745

2314 2677 3128

2677 3099 3628

2961 3422 4011

219 8,9 10,2 11,4 12,7 14,2

1686* 1922* 2128* 2363* 2618*

1892 2186 2392 2745 3089

19512245245128243857

21572500281431483530

2451 2844 3197 3579 4011

— 3295 3707 4148 4658

— 3638 4099 4579 5139

147

Окончание приложения 9 Группа прочности Услов

ный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

245 8,9 10,0 11,1 12,0 13,8

1882* 2108* 2334* 2510? 2863*

2118 2402 2677 2902 3353

21862471275529913461

24222745306933343854

2745 3118 3491 3795 4383

— 3618 4050 4393 5080

— 4001 4471 4854 5609

273 8,9 10,2 11,4 12,6

2118* 2412* 2687* 2951*

2334 2696 3030 3373

2412279431383481

2716314835503932

3089 3579 4040 4481

— 4158 4677 5197

— 4589 5168 5737

299 9,5 11,1 12,4

2471 2873* 3197*

2726 3216 3618

283433343746

319737654236

3481 4099 4609

— —

5609

— —

6198

324 9,5 11,0 12,4

2677* 3099* 3471*

2961 3461 3932

307935894079

348140604609

3962 4638 5256

— —

6119

— —

6747

340 9,7 10,9 12,2

2873 3226* 3599*

3187 3608 4060

330437364207

373642264756

— —

5423

— — —

Примечания: 1.Допустимые нагрузки, при которых напряжения в теле труб достигают 0,77 от предела текучести (коэффициент запаса прочности равен 1,3) отмечены звездочкой (*).

2.Допустимые растягивающие нагрузки, приведенные в настоящем приложении, относятся к вертикальным скважинам и к скважинам с интенсивностью искривления ствола до 3,5° на 10 м.

148

Приложение 10

Допустимые растягивающие нагрузки для соединений

обсадных труб ОТТМ и ОТТГ со специальными муфтами с уменьшенным наружным диаметром по ГОСТ 632-80

исполнения Б (с учетом запаса прочности для резьбового соединения 1,8 от разрушающей нагрузки), кН

Группа прочности Услов-ный

диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Наруж-ный диа-метр

муфты, мм

Д Е Л М Р Т

114 7,4 8,6

123,8 725* 804

804 843

882 931

1000 1059

11571225

— 1353

127 7,5 9,2

136,5 823* 902

912 941

10001039

1137 1186

13231372

14611510

140 7,7 9,2;10,5

149,2 931* 1010

10391059

11371167

1294 1323

15101539

16671696

146 7,7 8,5;9,5

10,7

156,0 9800*1078

10881147

11961255

1363 1431

— 1657

— 1833

168 8,0;8,9 10,6 12,1

177,8 1196 1294 1422 1618 1882 2069

178 8,1 9,2;10,4

11,5;12,7

187,3 1255*1323

13921392

15291529

1745 1745

20202020

22262226

194 9,5 10,9;12,7

206,4 1608*1833

18531941

20302128

2314 2422

26772814

29613099

219 8,9 10,2

11,4;12,7 14,2

231,8 1716*1951*2128

195122352235

215724612461

2451 2794 2794

— 32363236

— — —

245 8,9 10,0

11,1;12,0 13,8

257,2 1922*2147*2363

218624712490

242227362736

2745 3118 3118

— 36083608

— —

3981

149

Окончание приложения 10

Группа прочности Услов-ный

диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Наруж-ный диа-метр

муфты, мм

Д Е Л М Р Т

273 8,9 10,2

11,4; 12,6

285,8 2147 2461*2638

241227752775

271630493049

3089 3471 3471

— 40204020

— —

4442

*Допустимые нагрузки, при которых напряжения в теле труб достигают 0,77 от предела текучести (коэффициент запаса прочности равен 1.3).

150

Приложение 11

Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб ТБО по ГОСТ 632-80 исполнения Б (с учетом запаса прочности

для резьбового соединения 1,8 от разрушающей нагрузки), кН

Группа прочности Условный диа-метр трубымм

Толщина

стенки, мм

Д К Е Л М Р Т

127 9,2 10,7

833 902 902 1000 1127 1314 1451

140 9,2 10,5

961 1039 1039 1147 1304 1510 1667

146 9,5 10,7

1059 1137 1147 1255 1431 1657 1833

168 8,9 10,6 12,1

1216

1314

1451

1647

1912

2108

178 9,2 10,4 11,5 12,7

1255

1353

1363

1490

1696

1971

2177

194 9,5

10,9 12,7 15,1

1578*

1745

1843

1882

1853

1892

2030

2079

2314

2363

2677

2736

2961

3020

*Допустимые нагрузки, при которых напряжения в теле труб достигают 0,77 от предела текучести (коэффициент запаса прочности

равен 1,3).

151

Приложение 12

Теоретический вес 1 м колонны, составленной из отечественных труб по ГОСТ 632-80, кН

Тип соединения

С треугольной резьбой

ОТТМ ОТТГ Наружный диа-метр трубы, мм

Толщина

стенки, мм короткой удлинен

ной нормаль

ная муфта

специ альная муфта

нормаль ная

муфта

специ- альная муфта

ТБО

114 5,2

5,7

6,4

7,4

8,6

10,2

0,141 (0,142) 0,153

(0,154) 0,169

(0,170) 0,194

(0,195) 0,222

(0,223) —

— —

0,169 (0,170) 0,194

(0,196) 0,222

(0,224) 0,266

(0,268)

— —

0,169 (0,170) 0,194

(0,196) 0,222

(0,224) 0,266

(0,268)

— —

0,168

0,193

0,221

0,265

— — — —

0,223 (0,225) 0,267

(0,269)

— — — —

0,222

0,266

— — — — — —

127 5,6

6,4

7,5

9,2

10,7

0,169 (0,170) 0,192

(0,193) 0,221

(0,222) 0,267

(0,268) —

—

0,193 (0,194) 0,222

(0,223) 0,268

(0,269) 0,307

(0,308)

—

0,192 (0,194) 0,221

(0,223) 0,267

(0,269) 0,306

(0,308)

—

0,190

0,220

0,265

0,304

— — —

0,268 (0,270) 0,307

(0,309)

0,266

0,305

— — —

0,262

0,300

140 6,2

7,0

7,7

9,2

10,5

0,205 (0,207) 0,229

(0,231) 0,251

(0,253) 0,294

(0,296) 0,334

(0,336)

—

0,230 (0,233) 0,252

(0,255) 0,295

(0,298) 0,335

(0,338)

0,205 (0,207) 0,229

(0,231) 0,251

(0,253) 0,294

(0,296) 0,334

(0,336)

0,204

0,228

0,25

0,293

0,333

— — —

0,296 (0,298) 0,336

(0,338)

— — —

0,294

0,334

— — —

0,289

0,328

146 6,5 7,0 7,7 8,5 9,5 10,7

0,226 0,243 0,265 0,290 0,321 0,358

— 0,245 0,267 0,292 0,323 0,360

0,226 0,243 0,265 0,290 0,321 0,358

0,222 0,239 0,261 0,286 0,318 0,354

— — —

0,292 0,322 0,360

— — —

0,287 0,319 0,355

— — —

0,282 0,214 0,349

168 7,3 8,9 10,6 12,1

0,293 0,353 0,413 0,465

0,295 0,320 0,355 0,415

0,294 0,354 0,414 0,465

0,289 0,349 0,409 0,461

— 0,355 0,415 0,466

— 0,350 0,410 0,462

— 0,344 0,404 0,455

178 5,9

6,9

8,1

0,252 (0,254) 0,293

(0,295) 0,338

(0,340)

— —

0,341 (0,342)

—

0,294 (0,296) 0,339

(0,341)

—

0,290

0,335

— — —

152

Продолжение приложения 12

Тип соединения

С треугольной резьбой

ОТТМ ОТТГ Наружный диа-метр трубы, мм

Толщина

стенки, мм короткой удлинен

ной нормаль

ная муфта

специ-альная муфта

нормаль ная

муфта

специ- альная муфта

ТБО

178 9,2

10,4

11,5

12,7

13,7

15,0

0,382 (0,384) 0,427

(0,429) 0,470

(0,472) 0,513

(0,515) — —

0,385 (0,386) 0,430

(0,431) 0,473

(0,474) 0,515

90,516) 0,555

(0,556) 0,607

(0,608)

0,383 (0,385) 0,428

(0,429) 0,471

(0,473) 0,514

(0,516) 0,553

(0,555) 0,605

(0,606)

0,379

0,424

0,467

0,510

0,549

0,601

0,385 (0,388) 0,430

(0,433) 0,473

(0,475) 0,515

(0,518) 0,555

(0,558) 0,607

(0,610)

0,381

0,426

0,469

0,512

0,551

0,603

0,373

0,418

0,461

0,503

0,541

0,593

194 7,6 8,3 9,5 10,9 12,7 15,1

0,355 0,385 0,436 0,494 0,567

—

— 0,389 0,440 0,498 0,571 0,667

0,356 0,386 0,437 0,495 0,568 0,664

0,351 0,381 0,432 0,490 0,564 0,660

— —

0,440 0,498 0,571 0,667

— —

0,433 0,491 0,564 0,661

— —

0,424 0,481 0,554 0,649

219 6,7 7,7 8,9 10,2 11,4 12,7 14,2

0,360 0,410 0,469 0,528 0,589 0,649 0,716

— —

0,475 0,534 0,595 0,655 0,722

— 0,412 0,471 0,530 0,591 0,651 0,718

— 0,404 0,464 0,522 0,581 0,643 0,711

— —

0,475 0,534 0,595 0,655 0,722

— —

0,466 0,524 0,585 0,645 0,712

— — — — — — —

245 7,9 8,9 10,0 11,1 12,0 13,8 15,9

0,470 0,526 0,586 0,644 0,691 0,789

—

— 0,533 0,593 0,648 0,698 0,796 0,902

0,472 0,528 0,588 0,643 0,693 0,791 0,897

0,464 0,519 0,579 0,634 0,684 0,782 0,888

— 0,532 0,592 0,647 0,697 0,795 0,901

— 0,521 0,581 0,636 0,686 0,784 0,890

— — — — — — —

273 7,1 8,9 10,2 11,4 12,6 13,8 15,1 16,5

0,476 0,588 0,666 0,743 0,812 0,888 0,962 1,045

— — — — — — — —

— 0,589 0,667 0,744 0,813 0,889 0,963 1,046

— 0,579 0,658 0,734 0,804 0,879 0,954 1,036

— 0,594 0,672 0,749 0,818 0,894 0,968 1,051

— 0,582 0,661 0,737 0,807 0,882 0,956 1,039

— — — — — — — —

299 8,5 9,5 11,1 12,4 14,8

0,615 0,688 0,790 0,881 1,037

— — — — —

— 0,689 0,791 0,882 1,038

— — — — —

324 8,5 9,5 10,0 12,4 14,0

0,670 0,744 0,854 0,956 1,070

— — — — —

0,672 0,746 0,856 0,957 1,072

— — — — —

153

Окончание приложения 12

Тип соединения С треугольной

резьбой ОТТМ ОТТГ

Наруж-ный диа-метр трубы, мм

Толщина

стенки, мм короткой удлинен

ной нормаль

ная муфта

специ-альная муфта

нормаль ная

муфта

специ- альная муфта

ТБО

340 8,4 9,7 10,9 12,2 13,1 14,0 15,4

0,697 0,796 0,894 0,991 1,054 1,122 1,233

— — — — — — —

— 0,797 0,895 0,992 1,057 1,126 1,237

— — — — — — —

351 9,0 10,0 11,0 12,0

0,772 0,853 0,932 1,011

— — —

— — — —

— — —

377 9,0 10,0 11,0 12,0

0,831 0,917 1,004 1,089

— — — —

406 9,5 11,1 12,6 16,7

0,949 1,097 1,232 1,604

— — — —

426 10,0 11,0 12,0

1,044 1,141 1,238

— — —

473 11,1 1,287 — — — — — — 508 11,1

12,7 16,1

1,380 1,564 1,961

— — —

Примечания:1.Теоретический вес колонны принят с учетом веса

соединения, длина трубы принята равной 10 м. 2.Значения теоретического веса 1 м колонны, взятые в скобках, относятся к трубам исполнения Б.

II.ПРОЧНОСТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ИМПОРТНЫХ ОБСАДНЫХ ТРУБ (ПО СТАНДАРТАМ АНИ)

Приложение 13

Наименьшее сминающее давление, МПа

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Н-40 J-55,K-55 C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

114,3 (4 ½)

5,21 5,69 6,35 7,37 8,56

19,1 — — — —

22,8 27,6 34,2

— —

42,2 56,3

—

— —

43,7 58,8

—

— —

46,8 64,0 84,1

— —

48,3 66,5

—

— —

52,1 73,5 98,7

— — — —

124,8 127,0

(5) 5,59 6,43 7,52 9,19

10,72 11,10 12,70

— — — — — — —

21,1 28,5 38,2

— — — —

— —

48,0 68,9

— — —

— —

50,0 72,2

— — —

— —

53,9 79,3 95,8 98,8

—

— —

55,8 82,7

— — —

— —

60,9 92,7

— — —

— —

70,7 116,2 157,5 164,8 186,1

139,7 (5 ½)

6,20 6,98 7,72 9,17

10,54

18,1 — — — —

21,5 27,8 33,8

— —

41,9 58,1 72,1

— —

43,2 60,9 77,0

— —

46,3 66,3 85,2

— —

47,7 68,9 89,0

— —

51,4 76,4

100,1

— —

57,2 92,9

126,8

154

Продолжение приложения 13

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Н-40 J-55,K-55 C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

168,3 (6 5/8)

7,32 8,94

10,59 12,06

17,4 — — —

20,5 31,5

— —

— 38,4 53,9 67,7

— 39,7 56,3 71,2

— 42,2 63,4 81,4

— 43,3 63,4 81,4

— 46,3 69,9 91,0

— — — —

177,8 (7)

5,87 6,91 8,05 9,19

10,36 11,51 12,65 13,72

10,0 13,6

— — — — — —

— 15,7 22,5 29,8

— — — —

— —

26,0 36,2 46,6 56,8 67,0 73,6

— —

26,4 37,2 48,4 59,3 70,2 78,5

— —

28,6 40,5 53,9 67,1 80,2 92,4

— —

28,6 40,5 53,9 67,1 80,2 92,4

— — —

42,8 5,6

74,1 89,7

104,1

— — — —

68,4 89,7

111,9 132,6

193,7 (7 5/8)

7,62 8,33 9,52

10,92 12,7

15,11

14,0 — — — — —

— 19,9

— — — —

— 22,6 32,2 43,5 58,1

—

— 23,4 33,0 45,2 60,7

—

— 25,6 35,3 50,0 68,8

—

— 25,6 35,3 50,0 68,8

—

— —

36,8 54,1 76,3

—

— — —

61,1 92,7

135,7 219,1 (8 5/8)

6,71 7,72 8,94

— 11,3 15,2

9,4 —

17,4

— — —

155

Продолжение приложения 13

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Н-40 J-55,K-55 C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

219,1 (8 5/8)

10,16 11,43 12,7

14,15

— — — —

23,8 — — —

27,7 36,9 46,1 56,5

28,2 38,0 47,9 59,0

29,2 40,3 51,5 64,2

30,1 41,5 53,2 66,8

— 44,0 57,9 73,9

— —

66,5 89,2

244,5 (9 5/8)

7,92 8,94

10,03 11,05 11,99 13,84

15,11** 15,88** 19,05**

9,6 12,0

— — — — — — —

— 13,9 17,7

— — — — — —

— —

20,5 25,9 31,9 44,0

— — —

— —

21,3 26,3 32,7 45,6

— — —

— —

22,4 27,5 34,3 48,9 58,9 64,9

—

— —

22,9 28,4 35,0 50,5

— — —

30,5 36,6 54,7

— — —

— — — — —

61,9 79,7 90,5

135,4 273,0 (10 ¾)

7,09 8,89

10,16 11,43 12,57 13,84 15,11

16,51**

6,1 9,8 — — — — — —

— 10,9 14,4 18,6

— — — —

— — —

21,4 27,2

— — —

22,2 27,7

— — —

23,4 28,7 37,5 46,5 56,3

— — —

24,0 29,6

— — —

25,3 31,9 40,4 51,7 63,9

— — — — — —

57,4 75,1

156

Продолжение приложения 13 Марка стали Наружный

диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Н-40 J-55,K-55 C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

273,0 (10 ¾)

17,78** 19,05**

— —

298,4 (11 ¾)

8,46 9,52

11,05 12,42

7,4 — — —

— 10,4 14,3 18,3

— — —

21,2

— — —

22,0

— — —

23,1

— — —

23,7

— — — —

339,7 (13 3/8)

8,38 9,65

10,92 12,19 13,06

13,97** 15,44** 18,26**

5,3 — — — — — — —

— 7,7

10,6 13,4

— — — —

17,8 20,6 26,3 39,4

— — — —

18,4 21,4 26,7 40,7

— — —

15,9 19,1

— — —

— — — —

19,4 — — —

— — — — — — — —

— — — —

19,8*** — — —

406,4 (16)

9,52 11,13 12,57

16,66** 18,16**

4,6 — — — —

— 7,1 9,7

17,6 —

— — —

20,5 —

— — —

21,3 —

— — — — —

473,1 (18 5/8)

11,05 4,3*** 4,3*** — —

— — — —

157

Окончание приложения 13

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Н-40 J-55,K-55 C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

508,0 (20)

11,13 12,7

16,13

3,6*** — —

3,6*** 5,3*** 10,3

— — —

• *Стали С-90, V-150 стандартом не предусмотрены. • ** Толщины стенок не по стандарту. • *** Смятие происходит вследствие превышения предела упругости.

158

Приложение 14

Внутренние давления, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, МПа

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Внутренний диаметр трубы, мм

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

114,3 (4 ½)

5,21 5,69 6,35 7,37 8,56

103,9 102,9 101,6 99,6 97,2

22,0 — — — —

30,2 33,0 36,9

— —

50,2 58,3

—

— —

53,6 62,2

—

— —

60,2 69,9 81,2

— —

63,7 73,8

—

— —

73,7 85,5 99,4

— — — —

135,5 127,0

(5) 5,59 6,43 7,52 9,19

10,72 11,10 12,70

115,8 114,1 112,0 108,6 105,6 104,8 101,6

— — — — — — —

29,2 33,5 39,3

— — — —

— —

53,5 65,5

— — —

— —

57,2 69,9

— — —

— —

64,1 78,4 91,6 94,8

108,4

— —

67,8 82,9

— — —

— —

78,6 96,1

— — —

— —

107,1 131,0

— — —

139,7 (5 ½)

6,20 6,98 7,72 9,17

10,54

127,3 125,7 124,3 121,4 118,6

21,5 — — — —

29,4 33,1 36,7

— —

50,0 59,3 68,2

— —

53,3 63,3 72,7

— —

59,9 71,2 81,8

— —

63,3 75,2 86,5

— —

73,3 87,2

100,1

— — —

118,7 136,6

168,3 (6 5/8)

7,32 8,94

153,7 150,4

21,0 —

28,8 35,2

— 48,0

— 51,3

— 57,6

— 60,9

— 70,5

— —

159

Продолжение приложения 14

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Внутренний диаметр трубы, мм

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

168,3 (6 5/8)

10,59 12,06

147,1 144,2

— —

57,0 64,9

60,7 69,2

68,2 77,7

72,1 82,2

83,5 95,1

— —

177,8 (7)

5,87 6,91 8,05 9,19

10,36 11,51 12,65 13,72

166,1 164,0 161,7 159,4 157,1 154,8 152,5 150,4

15,9 18,7

— — — — — —

— 25,8 30,0 34,3

— — — —

— —

41,0 46,8 52,7 58,5 64,4 69,8

— —

43,7 49,9 56,3 62,4 68,6 74,4

— —

49,0 56,0 63,2 70,1 77,2 83,6

— —

51,9 59,3 66,8 74,1 81,6 88,3

— — —

68,6 77,4 85,9 94,4

102,4

— — — —

105,5 117,1 128,7 139,6

193,7 (7 5/8)

7,62 8,33 9,52

10,92 12,7

15,11

178,5 177,0 174,7 171,9 168,3 163,5

18,9 — — — — —

— 28,5

— — — —

— 38,9 44,4 51,0 59,3

—

— 41,5 47,4 54,4 63,2

—

— 46,6 53,3 61,1 71,1 81,3

— 49,3 56,4 64,6 75,1

—

— —

65,3 74,8 90,0

—

— — —

102,0 118,6 141,2

219,1 (8 5/8

6,71 7,72 8,94

10,16 11,43

205,7 203,7 201,2 198,8 196,2

— 17,1 19,7

— —

20,3 —

27,1 30,7

—

— — —

42,0 47,2

— — —

44,7 50,3

— — —

50,2 56,5

— — —

53,1 59,8

— — — —

69,2

— — — — —

160

Продолжение приложения 14

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Внутренний диаметр трубы, мм

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

219,1 (8 5/8)

12,7 14,15

193,7 190,8

— —

52,4 58,4

56,0 62,4

62,8 69,9

66,5 74,0

76,9 85,7

104,9 116,9

244,5 (9 5/8)

7,92 8,94

10,03 11,05 11,99 13,84

15,11** 15,88** 19,05**

228,7 226,6 224,4 222,4 220,5 216,8 214,3 212,7 206,4

15,7 17,6

— — — — — — —

— 24,2 27,2

— — — — — —

— —

37,2 40,9 44,4 50,7

— — —

— —

39,6 43,6 47,4 54,6

— — —

— —

44,4 49,0 53,1 61,4 67,0 70,4

—

— —

47,1 51,8 56,2 64,9

— — —

60,0 65,1 75,1

— — —

— — — — —

102,4 111,9 117,4 124,5

273,0 (10 ¾)

7,09 8,89

10,16 11,43 12,57 13,84 15,11

16,51** 17,78** 19,05**

258,8 255,2 252,7 250,1 247,9 245,8 242,8 240,0 237,5 234,9

12,5 15,7

— — — — — — — —

— 21,6 24,7 27,7

— — — — — —

— — —

37,8 41,7

— — — — —

— — —

40,4 44,4

— — — — —

— — —

45,3 49,8 54,9 60,0 63,0

— —

— — —

47,9 52,7

— — — — —

— — —

55,6 61,1 67,2 73,4

— — —

— — — — — —

100,1 109,4 117,7 126,2

161

Продолжение приложения 14

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Внутренний диаметр трубы, мм

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

298,4 (11 ¾)

8,46 9,52

11,05 12,42

281,5 279,4 276,3 273,6

13,6 — — —

— 21,2 24,5 27,6

— — —

37,6

— — —

40,2

— — —

45,1

— — —

47,6

— — — —

339,7 (13 3/8)

8,38 9,65

10,92 12,19 13,06

13,97** 15,44** 18,26**

322,9 320,4 317,9 315,3 313,6 311,8 308,8 303,2

12,0 — — — — — — —

— 18,8 21,3 23,7

— — — —

34,7 37,2 41,2 43,2

— — — —

37,0 39,7 43,8 46,1

— — —

38,9 41,6

— — —

— — — —

44,0 — — —

— — — — — — — —

— — — —

69,5 — — —

406,4 (16)

9,52 11,13 12,57

16,66** 18,16**

387,4 384,1 381,3 373,1 370,1

11,3 — — — —

— 18,1 20,6 27,2

—

— — — — —

— — —

39,6 43,1

— — — — —

473,1 (18 5/8)

11,05 451,0 11,3 15,5 — — — — — —

162

Окончание приложения 14

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Внутренний диаметр трубы, мм

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

508,0 (20)

11,13 12,70 16,13

485,7 482,6 475,7

10,6 — —

14,5 16,6 21,1

— — —

• *Стали С-90, V-150 стандартом не предусмотрены. • **Толщина стенок не по стандарту.

163

Приложение 15 Растягивающие усилия, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, кН

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Вес 1 м гладкой трубы,

кН

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

114,3 (4 ½)

5,21 5,69 6,35 7,37 8,56

0,137 0,149 0,166 0,190 0,219

490 — — — —

676 735 814

— —

1108 1285

—

— —

1187 1363

—

— —

1330 1520 1760

— —

1412 1618

—

— —

1638 1883 2158

— — — —

2942 127,0 (5)

5,59 6,43 7,52 9,19

10,72 11,10 12,70

0,164 0,187 0,217 0,262 0,301 0,311 0,351

— — — — — — —

814 922

1069 — — — —

— —

1461 1765

— — —

— —

1559 1873

— — —

— —

1740 2100 2420 2500 2820

— —

1853 2226

— — —

— —

2138 2579

— — —

— —

2913 3521

— —

4717 139,7 (5 ½)

6,20 6,98 7,72 9,17

10,54

0,200 0,224 0,246 0,289 0,329

716 — — — —

990 1108 1216

— —

1657 1942 2216

— —

1765 2079 2363

— —

1970 2330 2650

— —

2099 2471 2805

— —

2432 2854 3246

— — —

3893 4423

168,3 (6 5/8)

7,32 8,94

10,59 12,06

0,285 0,344 0,404 0,456

1020 — — —

1402 1697

— —

— 2314 2716 3060

— 2471 2893 3266

— 2770 3250 3670

— 2932 3442 3884

— 3393 3982 4492

— — — —

164

Продолжение приложения 15

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Вес 1 м гладкой трубы, кН

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

177,8 (7)

5,87 6,91 8,05 9,19

10,36 11,51 12,65 13,72

0,244 0,285 0,331 0,375 0,419 0,463 0,505 0,544

873 1020

— — — — — —

— 1402 1628 1844

— — — —

— —

2216 2520 2824 3109 3393 3658

— —

2363 2687 3011 3315 3619 3903

— —

2650 3010 3380 3720 4060 4380

— —

2815 3197 3580 3942 4305 4639

— — —

-3697 4139 4560 4982 5364

— — — —

5639 6258 6796 7316

193,7 (7 5/8)

7,62 8,33 9,52

10,92 12,70 15,11

0,343 0,373 0,424 0,483 0,556 0,652

1226 — — — — —

— 1844

— — — —

— 2511 2854 3246 3736

—

— 2677 3040 3462 3982

—

— 3000 3420 3890 4470 5260

— 3177 3609 4109 4737

—

— —

4188 4756 5482

—

— — —

6512 7473 8777

219,1 (8 5/8)

6,71 7,72 8,94

10,16 11,43 12,70 14,15

0,344 0,395 0,454 0,513 0,574 0,634 0,701

— 1412 1628

— — — —

1697 —

2236 2530

— — —

3452 3854 4256 4717

— — —

3678 4119 4541 5021

— — —

4130 4620 5100 5650

— — —

4374 4884 5394 5972

— — — —

5659 6247 6914

— — — — —

8522 9424

165

Продолжение приложения 15 Марка стали Наружный

диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Вес 1 м гладкой трубы, кН

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

244,5 (9 5/8)

7,92 — —

4080 4472 4835 5541

— — —

— —

4580 5020 5520 6220

— — —

— —

4845 5315 5737 6580

— — —

6149 6649 7610

— — —

— — — — —

10376

8,94 10,03 11,05 11,99 13,84

15,11** 15,88** 19,05**

0,453 0,509 0,569 0,624 0,674 0,772 0,838 0,878 1,038

1628 1824

— — — — — — —

— 2511 2805

— — — — — —

— —

3825 4197 4531 5188

— — —

11258 11798 13965

273,0 (10 ¾)

7,09 8,89

10,16 11,43 12,57 13,84 15,11

16,51** 17,78** 19,05**

0,456 0,568 0,646 0,723 0,792 0,868 0,943 1,024 1,097 1,170

1637 2030

— — — — — — — —

— 2805 3187 3570

— — — — — —

— — —

4864 5325

— — — — —

— — —

5188 5678

— — — — —

— — —

6140 6730 7370

— — — —

— — —

6159 6747

— — — — —

— — —

7130 7806 8552 9297

— — —

— — — — — —

12680 13759 14750 15721

298,4 (11 3/4)

8,46 9,52

0,593 0,665

2128 —

— 3285

— —

166

Продолжение приложения 15

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Вес 1 м гладкой трубы, кН

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

298,4 (11 ¾)

11,05 12,42

0,768 0,859

— —

3785 4237

— 5776

— 6159

— 6910

— 7316

— —

339,7 (13 3/8)

8,38 9,65

10,92 12,19 13,06

13,97** 15,44** 18,26**

0,672 0,770 0,868 0,966 1,031 1,101 1,211 1,420

2412 — — — — — — —

— 3795 4286 4756

— — — —

6934 7404 8140 9542

— — — —

7394 7885 8669

10180

— — —

7780 8310

— — —

— — — —

8787 — — —

— — — — — — — —

— — — —

14799 — — —

406,4 (16)

9,52 11,13 12,57

16,66** 18,16**

0,914 1,062 1,197 1,570 1,704

3276 — — — —

— 5247 5904 7738

—

— — —

10562 —

— — —

11268 12210

— — — — —

473,1 (18 5/8)

11,05 1,243 4423 6090 — — — — — —

167

Окончание приложения 15

Марка стали Наружный

диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Вес 1 м гладкой трубы, кН

Н-40 J-55,K-55

C-75 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150*

508,0 (20)

11,13 12,70 16,13

1,337 1,521 1,918

4796 — —

6590 7502 9464

— — —

168

Приложение 16

Наименьшие разрушающие нагрузки для соединений муфтовых обсадных труб с короткой и длинной резьбой треугольного профиля (по стандартам АНИ), кН

Марка стали Наружный

диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Н-40 J-55 K-55 N-80 C-90* C-95 P-110 V-150* С-75

Короткая резьба 114,3 (4 ½)

5,21 5,69 6,35 7,37 8,56

343 — — — —

451 588 686

— —

500 647 755

— —

— — — — —

127,0 (5)

5,59 6,43 7,52 9,19

— — — —

588 755 922

—

657 824

1020 —

— — — —

139,7 (5 ½)

6,20 6,98 7,72 9,17

10,54

579 — — — —

765 902

1020 — —

843 990

1118 — —

— — — — —

168,3 (6 5/8)

7,32 8,94

10,59

814 — —

1089 1393

—

1187 1520

—

— — —

169

Продолжение приложения 16

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Н-40 J-55 K-55 N-80 C-90* C-95 P-110 С-75

168,3 (6 5/8)

12,06 — — — — — — — —

177,8 (7)

5,87 6,91 8,05 9,19

10,36 11,51 12,65 13,72

539 785

— — — — — —

— 1040 1265 1491

— — — —

— 1128 1373 1618

— — — —

— — — — — — — —

193,7 (7 5/8)

7,62 8,33 9,52

10,92 12,70

941 — — — —

— 1402

— — —

— 1530

— — —

— — — — —

219,1 (8 5/8)

6,71 7,72 8,94

10,16 11,43 12,70 14,15

— 1040 1245

— — — —

1089 —

1657 1932

— — —

1167 —

1785 2079

— — —

— — — — — — —

170

Продолжение приложения 16

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Н-40 J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

244,5 (9 5/8)

7,92 8,94

10,03 11,05 11,99 13,84

1128 1304

— — — —

— 1755 2010

— — —

— 1883 2167

— — —

— — — — — —

273,0 (10 ¾)

7,09 8,89

10,16 11,43 12,57 13,84 15,11

912 1393

— — — — —

— 1863 2197 2511

— — —

— 2001 2354 2697

— — —

3364 3746

— —

— — —

3580 3982

— —

— — —

3910 4355

— —

— — —

4129 4599

— —

— — —

4805 5355 5953 6551

298,4 (11 3/4)

8,46 9,52

11,05 12,42

1363 — — —

— 2118 2530 2883

— 2265 2697 3089

— — —

3864

— — —

4109

— — —

4497

— — —

4747

— — — —

339,7 (13 3/8)

8,38 9,65

10,92 12,19 13,06

1432 — — — —

— 2285 2648 3001

—

— 2432 2815 3197

—

— — — —

4354

— — — —

4629

— — —

4702 5080

— — — —

5364

— — — — —

171

Продолжение приложения 16

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

Н-40 J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

406,4 (16)

9,52 11,13 12,57

1952 — —

— 3158 3638

— 3344 3854

— — —

473,1 (18 5/8)

11,05 2491 3354 3531

—

— — —

508,0 (20)

11,13 12,70 16,13

2589 — —

3491 4070 5306

3666 4276 5580

— — —

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

Длинная резьба 114,3 (4 ½)

5,21 5,69 6,35 7,37 8,56

— —

716 — —

— —

804 — —

— —

941 1147

—

— —

991 1206

—

— —

992 1206

—

— —

1040 1265

—

— —

1245 1500 1804

127,0 (5)

5,59 6,43

— 814

— 892

— —

172

173

Продолжение приложения 16 Марка стали Наружный

диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95 P-110

127,0 (5)

7,52 9,19

990 —

1098 —

1314 1677

1383 1765

1451 1854

1726 2207

139,7 (5 ½)

6,20 6,98 7,72 9,17

10,54

— 961

1098 — —

— 1069 1206

— —

1451 1795 2108

— —

1549 1903 2236

— —

1584 1948 2286

— —

1667 2050 2403

— —

1981 2442 2864

168,3 (6 5/8)

7,32 8,94

10,59 12,06

1187 1510

— —

1294 1657

— —

— 2020 2462 2844

— 2138 2609 3011

— 2313 2816 3256

— 2432 2962 3423

— 2854 3472 4021

177,8 (7)

5,87 6,91 8,05 9,19

10,36 11,51 12,65 13,72

— —

1393 1628

— — — —

— —

1520 1785

— — — —

— —

1854 2177 2501 2815 3128 3413

— —

1971 2314 2658 2991 3324 3619

— —

2131 2504 2882 3243 3599 3928

— —

2246 2638 3040 3423 3795 4148

— — —

3089 3550 3991 4433 4835

193,7 (7 5/8)

7,62 8,33

— 1540

— 1677

— 2050

— 2177

— 2366

— 2491

— —

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95 P-110

193,7 (7 5/8)

9,52 10,92 12,70

— — —

2412 2824 3344

2560 3001 3550

2780 3261 3857

2932 3432 4070

3423 4011 4747

219,1 (8 5/8)

6,71 7,72 8,94

10,16 11,43 12,70 14,15

— —

1854 2158

— — —

— —

2010 2344

— — —

2883 3305 3707 4178

— — —

3060 3511 3942 4433

— — —

3332 3817 4293 4826

— — —

3511 4021 4531 5090

— — — —

4698 5276 5943

244,5 (9 5/8)

7,92 8,94

10,03 11,05 11,99 13,84

— 2010 2314

— — —

— 2177 2501

— — —

— —

3089 3452 3795 4442

— —

3276 3668 4031 4727

— —

3576 3999 4390 5147

— —

3776 4217 4629 5433

— — —

4923 5404 6326

* Сталь С – 90 стандартом не предусмотрена.

174

Приложение 17 Наименьшие разрушающие нагрузки для соединений «Батресс» муфтовых обсадных труб

с резьбой трапецеидального профиля (по стандартам АНИ), кН Марка стали Наружный

диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

Муфты с нормальным наружным диаметром 114,3 (4 ½)

5,69 6,35 7,37 8,56

902 1000

— —

1108 1236

— —

— 1285 1471

—

— 1353 1549

—

— 1370 1570 1810

— 1451 1667

—

— 1716 1971 2265

127,0 (5)

6,43 7,52 9,19

1118 1304

—

1373 1598

—

— 1667 2010

— 1765 2128

— 1790 2160

— 1883 2275

— 2236 2697

139,7 (5 ½)

6,98 7,72 9,17

10,54

1334 1461

— —

1628 1795

— —

— 1883 2216 2452

— 1981 2334 2579

— 2020 2380 2579

— 2140 2511 2707

— 2530 2972 3226

168,3 (6 5/8)

7,32 8,94

10,59 12,06

1667 2020

— —

2020 2442

— —

— 2599 3040 3432

— 2736 3207 3629

— 2810 3290 3710

— 2962 3472 3923

— 3501 4109 4629

177,8 (7)

8,05 9,19

1922 2177

2324 2638

2481 2805

2618 2972

2680 3040

2834 3217

— 3795

175

Продолжение приложения 17 Марка стали Наружный

диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

177,8 (7)

10,36 11,51 12,65 13,72

— — — —

3148 3472 3707 3707

3324 3668 3903 3903

3410 3760 3903 3903

3599 3972 4099 4099

4256 4688 4884 4884

193,7 (7 5/8)

8,33 9,52

10,92 12,70

2148 — — —

2589 — — —

2775 3158 3589 4138

2932 3334 3795 4364

3020 3430 3910 4490

3187 3619 4119 4746

— 4276 4864 5600

219,1 (8 5/8)

8,94 10,16 11,43 12,70 14,15

2579 2913

— — —

3070 3472

— — —

— 3776 4217 4658 5149

— 3982 4452 4923 5443

— 4120 4610 5090 5630

— 4344 4864 5374 5943

— —

5737 6335 7012

244,5 (9 5/8)

8,94 10,03 11,05 11,99 13,84

2844 3177

— — —

3364 3756

— — —

— 4119 4521 4884 5600

— 4354 4786 5168 5914

— 4530 4970 5380 6160

— 4786 5247 5668 6492

— —

6178 6679 7649

273,0 (10 ¾)

8,89 10,16 11,43 12,57

3119 3540 3972

—

3648 4148 4648

—

— —

5168 5659

— —

5472 5992

— —

5720 6260

— —

6031 6600

— —

7100 7767

176

Продолжение приложения 17

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95 P-110

273,0 (10 ¾)

13,84 15,11

— —

6860 7450

— —

8463 9248

298,4 (11 3/4)

9,52 11,05 12,42

3589 4148 4639

4158 4805 5374

— —

6061

— —

6414

— —

6740

— —

7110

— — —

339,7 (13 3/8)

9,65 10,92 12,19 13,06

4050 4560 5080

—

4619 5208 5786

—

— — —

7110

— — —

7542

— —

7480 7980

— — —

8424

— — — —

406,4 (16)

11,13 12,57

5345 6012

5923 6678

— —

473,1 (18 5/8)

11,05 5914 6355 — — — — —

508,0 (20)

11,13 12,70 16,13

6247 7110 8954

6580 7492 9454

— — —

Муфты с уменьшенным наружным диаметром 114,3 (4 ½)

5,69 6,35 7,37

902 1000

—

1108 1236

—

— 1285 1422

— 1353 1500

— 1370 1500

— 1451 1569

— 1716 1873

177

Продолжение приложения 17

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

114,3 (4 ½)

8,56 — — — — 1500 — 1873

127,0 (5)

6,43 7,52 9,19

1118 1275

—

1373 1598

—

— 1618 1618

— 1706 1706

— 1795 1795

— 2128 2128

139,7 (5 ½)

6,98 7,72 9,17

10,54

1334 1412

— —

1628 1795

— —

— 1795 1795 1795

— 1883 1883 1883

— 1981 1981 1981

— 2363 2363 2363

168,3 (6 5/8)

7,32 8,94

10,59 12,06

1667 1736

— —

2020 2197

— —

— 2197 2197 2197

— 2314 2314 2314

— 2432 2432 2432

— 2893 2893 2893

177,8 (7)

8,05 9,19

10,36 11,51 12,65 13,72

1873 1873

— — — —

2324 2373

— — — —

2373 2373 2373 2373 2373 2373

2501 2501 2501 2501 2501 2501

2618 2618 2618 2618 2618 2618

— 3128 3128 3128 3128 3128

193,7 (7 5/8)

8,33 9,52

2148 —

2589 —

2775 3158

2933 3334

3020 3430

3187 3619

— 4276

178

Окончание приложения 17

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

193,7 (7 5/8)

10,92 12,70

— —

3276 3276

3442 3442

3619 3619

4305 4305

219,1 (8 5/8)

8,94 10,16 11,43 12,70 14,15

2579 2913

— — —

3070 3472

— — —

— 3736 3736 3736 3736

— 3933 3933 3933 3933

— 4129 4129 4129 4129

— —

4913 4913 4913

244,5 (9 5/8)

8,94 10,03 11,05 11,99 13,84

2844 3177

— — —

3364 3756

— — —

— 4119 4158 4158 4158

— 4354 4374 4374 4374

— 4370 4374 4374 4374

— 4599 4599 4599 4599

— —

5472 5472 5472

273,0 (10 ¾)

8,89 10,16 11,43 12,57 13,84 15,11

3119 3540 3658

— — —

3648 4148 4639

— — —

— —

4639 4639

— —

4884 4884

— —

4884 4884

— —

5129 5129

— —

6100 6100 6100 6100

* Сталь С – 90 стандартом не предусмотрена.

179

180

Приложение 18

Наименьшие разрушающие нагрузки для соединений «Экстрем лайн» безмуфтовых обсадных труб с резьбой трапецеидального профиля (по стандартам АНИ), кН

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

Соединение с нормальным наружным диаметром 127,0

(5) 7,52 9,19

1461 —

1854 —

1854 1981

1942 2089

2040 2197

2448 2609

139,7 (5 ½)

6,98 7,72 9,17

10,54

1510 1657

— —

1912 2099

— —

— 2099 2206 2442

— 2206 2324 2569

— 2324 2442 2697

— 2756 2913 3217

168,3 (6 5/8)

8,94 10,59 12,06

2118 — —

2697 — —

2687 2883 3187

2834 3030 3354

2972 3187 3531

3540 3785 4197

177,8 (7)

8,05 9,19

10,36 11,51 12,65 13,72

2216 2256

— — — —

2815 2854

— — — —

2815 2854 3050 3383 3786 4080

2962 3001 3207 3560 3982 4295

3109 3158 3374 3746 4188 4511

— 3756 4011 4452 4972 5374

193,7 (7 5/8)

8,33 9,52

10,92

2462 — —

3119 — —

3119 3119 3403

3276 3276 3589

3442 3442 3766

— 4099 4482

Продолжение приложения 18

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

193,7 (7 5/8)

12,70 — — 3785 3982 3982 4188 4982

219,1 (8 5/8)

8,94 10,16 11,43 12,70 14,15

3050 3060

— — —

3874 3874

— — —

— 3874 4188 4482 4482

— 4080 4413 4717 4717

— 4286 4639 4952 4952

— —

5521 5903 5903

244,5 (9 5/8)

10,03 11,05 11,99 13,84

3423 — — —

4344 — — —

4344 4344 4590 5217

4570 4570 4835 5492

4796 4796 5080 5776

— 5708 6041 6874

273,0 (10 ¾)

10,16 11,43 12,57 13,84

4335 4854

— —

5502 6159

— —

— 6159 6737

—

— 6482 7100

—

— 6482 7100

—

— 6806 7453

—

— 8101 8866 8904

Соединение с уменьшенным наружным диаметром 127,0

(5) 7,52 9,19

— —

139,7 (5 ½)

6,98 7,72

1510 1657

1912 2099

— 2099

— 2206

— —

— 2324

— 2756

181

Продолжение приложения 18

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

139,7 (5 ½)

9,17 10,54

— —

2128 2128

2246 2246

— —

2363 2363

2805 2805

168,3 (6 5/8)

8,94 10,59 12,06

2118 — —

2696 — —

2696 2864 2864

2834 3021 3021

— — —

2972 3168 3168

3540 3776 3776

177,8 (7)

8,05 9,19

10,36 11,51 12,65 13,72

2216 2256

— — — —

2815 2854

— — — —

28152854 3001

30001 3383 3383

2962 3001 3158 3158 3560 3560

— — — — — —

3109 3158 3315 3315 3746 3746

— 3756 3942 3942 4452 4452

193,7 (7 5/8)

8,33 9,52

10,92 12,70

2462 — — —

3119 — — —

3119 3119 3305 3305

3276 3276 3491 3491

— — — —

3442 3442 3668 3668

— 4099 4354 4354

219,1 (8 5/8)

8,94 10,16 11,43 12,70 14,15

3050 3060

— — —

3874 3874

— — —

— 3874 3942 3942 3942

— 4080 4148 4148 4148

— — — — —

— 4286 4354 4354 4354

— —

5178 5178 5178

182

Окончание приложения 18

Марка стали Наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

J-55 K-55 С-75 N-80 C-90* C-95

P-110

244,5 (9 5/8)

10,03 11,05 11,99 13,84

3423 — — —

4344 — — —

4344 4344 4590 4688

4570 4570 4835 4933

— — — —

4796 4796 5080 5178

— 5708 6041 6169

* Сталь С – 90 стандартом не предусмотрена.

183

Приложение 19

Теоретический вес 1 м колонны*, составленной из труб, изготовляемых по стандарту АНИ, кН

Муфтовые трубы С резьбой закругленного

профиля «Батресс»

Безмуфтовые трубы «Экстрем лайн»

Условный наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

короткой длинной с нормальным наружным

диаметром муфт

с уменьшенным наружным

диаметром муфт

с нормальным диаметром соединения

с уменьшенным диаметром соединения

114,3 (4 ½)

5,21 5,69 6,35 7,37 8,56

0,140 0,150 0,170

— —

0,170 0,192 0,220

— 0,152 0,170 0,192 0,221

— 0,151 0,167 0,191 0,220

— — — — —

127,0 (5)

5,59 6,43 7,52 9,19

11,10 12,7

0,167 0,189 0,219

— — —

— 0,190 0,220 0,264

— —

— 0,190 0,220 0,264

— —

0,188 0,218 0,262

— —

— 0,220 0,263

— —

— — — — —

— — —

140,0 (5 ½) 6,98

7,72 9,17

10,54

0,226 0,248

— —

0,226 0,249 0,291 0,330

— 0,228 0,249 0,291 0,330

— 0,226 0,247 0,289 0,328

— 0,226 0,249 0,290 0,330

— 0,226 0,248 0,289 0,328

6,20 0,203 —

184

Продолжение приложения 19

Муфтовые трубы С резьбой закругленного

профиля «Батресс»

Безмуфтовые трубы «Экстрем лайн»

Условный наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

короткой длинной с нормальным наружным

диаметром муфт

с уменьшенным наружным

диаметром муфт

с нормальным диаметром соединения

с уменьшенным диаметром соединения

168,0 (6 5/8)

7,32 8,94

10,59 12,06

0,289 0,349

— —

0,290 0,350 0,408 0,460

0,291 0,350 0,409 0,460

0,285 0,345 0,403 0,454

— 0,346 0,404 0,455

— 0,345 0,403 0,454

178,0 (7)

5,87 6,91 8,05 9,19

10,36 11,51 12,65 13,72

0,248 0,289 0,334 0,378

— — — —

— —

0,335 0,378 0,423 0,466 0,508 0,546

— —

0,335 0,380 0,424 0,466 0,508 0,546

— —

0,331 0,375 0,419 0,462 0,503 0,542

— —

0,333 0,376 0,420 0,463 0,506 0,544

— —

0,332 0,376 0,419 0,462 0,504 0,543

194,0 (7 5/8)

7,62 8,33 9,52

10,92 12,70 15,11

0,350 0,381

— — — —

— 0,382 0,432 0,489 0,562

—

— 0,382 0,432 0,490 0,562

—

— 0,376 0,427 0,484 0,556

—

— 0,376 0,426 0,482 0,546

—

— 0,375 0,425 0,482 0,554

—

185

Продолжение приложения 19 Муфтовые трубы

С резьбой закругленного профиля

«Батресс» Безмуфтовые трубы «Экстрем

лайн» Условный наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

короткой длинной с нормальным наружным

диаметром муфт

с уменьшенным наружным

диаметром муфт

с нормальным диаметром соединения

с уменьшенным диаметром соединения

219,0 (8 5/8)

6,71 7,72 8,94

10,16 11,43 12,70 14,15

0,355 0,404 0,464 0,522

— — —

— —

0,467 0,525 0,584 0,643 0,710

— —

0,467 0,525 0,584 0,643 0,710

— —

0,457 0,515 0,575 0,634 0,700

— —

0,460 0,517 0,576 0,635 0,701

— —

0,459 0,515 0,575 0,634 0,699

245,0 (9 5/8)

7,92 8,94

10,03 11,05 11,99 13,84

15,11** 15,88** 19,05**

0,464 0,519 0,579

— — — — — —

— 0,524 0,582 0,636 0,686 0,782

— — —

— 0,523 0,582 0,635 0,686 0,782

— — —

— 0,512 0,571 0,625 0,675 0,771

— — —

— —

0,574 0,626 0,675 0,772

— — —

— —

0,572 0,674 0,674 0,770

— — —

273,0 (10 ¾)

7,09 8,89

0,469 0,580

— —

— 0,584

— 0,571

— —

186

Продолжение приложения 19

Муфтовые трубы С резьбой закругленного

профиля «Батресс»

Безмуфтовые трубы «Экстрем лайн»

Условный наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

короткой длинной с нормальным наружным

диаметром муфт

с уменьшенным наружным

диаметром муфт

с нормальным диаметром соединения

с уменьшенным диаметром соединения

273,0 (10 ¾)

10,16 11,43 12,57 13,84 15,11 16,51 17,78 19,05

0,657 0,734 0,801 0,876 0,947

— — —

— — — — — — —

0,660 0,736 0,804 0,879 0,952

— — —

0,648 0,724 0,791

— — — — —

0,655 0,732 0,799 0,874

— — — —

— — — — — — — —

299,0 (11 ¾)

8,46 9,52

11,05 12,42

0,606 0,678 0,779 0,869

— — — —

— 0,682 0,782 0,872

— — — —

340,0 (13 3/8)

8,38 9,65

10,92 12,19 13,06 13,97 15,44 18,26

0,686 0,784 0,881 0,977 1,042

— — —

— — — — — — — —

— 0,788 0,884 0,981 1,045

— — —

— — — — — — — —

187

188

Окончание приложения 19

Муфтовые трубы

С резьбой закругленного профиля

«Батресс» Безмуфтовые трубы «Экстрем

лайн» Условный наружный диаметр трубы, мм (дюймов)

Толщина стенки, мм

короткой длинной с нормальным наружным

диаметром муфт

с уменьшенным наружным

диаметром муфт

с нормальным диаметром соединения

с уменьшенным диаметром соединения

407,0 (16)

9,52 11,13 12,57 16,66 18,16

0,933 1,079 1,212

— —

— — — — —

— 1,083 1,215

— —

— — — — —

473,0 (18 5/8)

11,05 1,257 — 1,273 — — —

508,0 (20)

11,13 12,70 16,13

1,357 1,540 1,932

1,364 1,546 1,937

1,361 1,543 1,934

— — —

189

Приложение 20

Коэффициент снижения прочности резьбовых соединений отечественных труб с треугольной резьбой по ГОСТ 632-80

Группа прочности Диаметр трубы, мм

Д К Е Л М Р

114,3 127,0 139,7 146,1 168,3 177,8 193,7 219,1 244,5 273,1 298,5 323,9 339,7 351,0 377,0 406,4 426,0 473,1 508,0

0,030 0,034 0,038 0,040 0,046 0,050 0,054 0,066 0,074 0,084 0,095 0,106 0,113 0,122 0,135 0,137 0,160 0,168 0,183

0,023 0,026 0,029 0,030 0,035 0,038 0,042 0,050 0,054 0,064 0,072 0,080 0,086 0,092 0,102 0,104 0,122 0,128

—

0,020 0,023 0,025 0,027 0,031 0,033 0,037 0,044 0,050 0,057 0,064 0,072 0,076 0,082 0,090 0,093 0,108

— —

0,017 0,020 0,022 0,023 0,027 0,029 0,032 0,037 0,042 0,048 0,054 0,060 0,064 0,069 0,077

— — — —

0,014 0,017 0,019 0,020

0,0223 0,025 0,027 0,032 0,036 0,041 0,046 0,052 0,055 0,060

— — — — —

0,012 0,014 0,015 0,016 0,019 0,020 0,022 0,027 0,030 0,034 0,038 0,043 0,045

— — — — — —

190

Приложение 21

Коэффициент снижения прочности гладкого тела трубы

Группа прочности Диаметр трубы, мм

Д К Е Л М Р

114,3 127,0 139,7 146,1 168,3 177,8 193,7 219,1 244,5 273,1 298,5 323,9 339,7 351,0 377,0 406,4 426,0 473,1 508,0

0,028 0,031 0,034 0,035 0,041 0,043 0,047 0,053 0,059 0,066 0,072 0,078 0,082 0,085 0,091 0,098 0,103 0,114 0,122

0,021 0,023 0,026 0,027 0,031 0,033 0,036 0,040 0,045 0,050 0,055 0,059 0,062 0,064 0,069 0,074 0,078 0,087 0,093

0,019 0,021 0,023 0,024 0,028 0,030 0,032 0,036 0,041 0,046 0,050 0,054 0,057 0,059 0,063 0,068 0,071 0,079 0,085

0,016 0,018 0,020 0,021 0,024 0,025 0,027 0,031 0,034 0,038 0,042 0,046 0,048 0,050 0,053 0,057 0,060 0,067 0,072

0,014 0,016 0,017 0,018 0,021 0,022 0,024 0,027 0,030 0,033 0,036 0,040 0,042 0,043 0,046 0,050 0,052 0,058 0,062

0,011 0,012 0,013 0,014 0,016 0,017 0,019 0,021 0,024 0,026 0,029 0,031 0,033 0,034 0,036 0,039 0,041 0,046 0,049

Приложение 22

Перевод единиц СИ в единицы МКГСС

Единицы СИ Метрические

Величина

наименование обозначение

наименование обозначе-ние

Соотношение

Масса килограмм кг — кгс⋅с2 / м 1кг=0,102 кгс⋅с2 / м 1 кгс⋅с2 / м=9,80665 кг

Сила, вес, натяжение

ньютон Н килограмм кгс 1Н=кг⋅м/с2=1/9,80665 кгс=0,102 кгс 1 кгс=9,80665 Н

Плотность килограмм на кубический

метр

кг/м3 — кгс⋅с2 / м4

1кг/м3=0,102 кгс⋅с2 / м4

1 кгс⋅с2 / м4=9,80665 кг/м3

Вес единицы длины трубы

ньютон на метр Н/м килограмм на метр

кгс/м 1 Н/м=0,102 кгс/м 1 кгс/м=9,80665 Н/м

Удельный вес

ньютон на кубический

метр

Н/м3 килограмм на кубический метр

кгс/м3 1 Н/м3=0,102 кгс/м3

1 кгс/м3=9,80665 Н/м3

191

192

Окончание приложения 22

Единицы СИ Метрические

Величина

наименование обозначение

Соотношение

Давление, напряжение

паскаль Па килограмм на квадратный

метр

кгс/м2 1 Па=1 Н/м2=1,02⋅10-5 кгс/см2=1,02⋅10-1 гс/см2

1МПа=106 Па=1,02⋅10 кгс/см2=1,02⋅105 кгс/м2

1 кгс/см2=9,80665⋅10-2 МПа 1 кгс/м2=9,80665 Па=9,80665⋅10-6 МПа

Момент силы

ньютон-метр Н⋅м килограммо-метр

кг⋅см 1 Н⋅м=0,102 кгс⋅м 1 кгс⋅м=9,81 Н⋅м

193

Содержание 1. Общие положения…………………………………………..……… 3 2. Расчет эксплуатационных обсадных колонн

для нефтяных скважин………………………………………..….. Внутреннее давление…………………………………..…………. Наружное давление………………………………………………..Избыточное наружное давление…………………………..……. Избыточное внутреннее давление……………………………… Осевая нагрузка от собственного веса……………………..…..Прочность труб. Коэффициенты запаса прочности…………..Порядок выбора конструкций эксплуатационных обсадных колонн.………………………………………………………….…….

7 7 9

13 15 18 19

3. Расчет промежуточных обсадных колонн для нефтяных скважин………………………………..………….. Внутреннее давление……………………………………..………. Наружное давление………………………………………..……… Избыточное наружное давление………………………..…..….. Избыточное внутреннее давление…………………….……..… Осевая нагрузка от собственного веса………………..……..…Прочность труб. Коэффициенты запаса прочности………….

30 30 33 34 34 35 35

4. Расчет промежуточных обсадных колонн для газовых скважин……………………………………………….Внутреннее давление………………………………………..……. Наружное давление…………………………………………..…… Избыточное наружное давление…………………………….…..Избыточное внутреннее давление………………………………

36 36 39 39 40

5. Расчет промежуточных обсадных колонн для газовых скважин……………………………………….…..…. Внутреннее давление…………………………………..…………. Наружное давление……………………………………………….. Избыточное наружное давление………………………..……… Избыточное внутреннее давление……………………….……..

41 41 42 42 43

6. Расчет потайных колонн и колонн, спускаемых частями………………………………………………………………. Промежуточные потайные колонны………………………..……Промежуточные колонны, спускаемые частями……………… Эксплуатационные потайные колонны…………………………

43 43 45 46

7. Рекомендации по расчету импортных обсадных труб………. 46 8. Расчет обсадных колонн для наклонно направленных

скважин…………………………………………………………..….. Наружное и внутреннее давления……………….….………..…Нагрузки от собственного веса и изгиба……………..……..….Порядок расчета и выбора конструкций обсадных колонн для наклонно направленных скважин………………………..…

47 47 48

9. Расчет натяжения обсадных колонн…………………………… 52 10 Допустимое внутреннее давление в обсадной

колонне………………………………………………………………

194

11. Особенности расчета обсадных колонн для горизонтальных скважин…………………………………..………

12. Особенности расчета обсадных колонн при наличии сероводорода и углекислого газа……………………………….

13. Особенности расчета обсадных колонн при бурении с плавучих средств……………………………………….……….…

14. Определение удельного веса горных пород………..…….….. 63 15. Выбор типов резьбовых соединений и групп прочности

(марок) обсадных труб………………………………………..….. Методика выбора обсадных труб и резьбовых соединений………………………………………………..……..….

16. Примеры расчета обсадных колонн……………………………. Эксплуатационная колонна для нефтяной скважины (фонтанирующая) диаметром 146 мм……………………….….Построение эпюр внутренних давлений…………………..……Построение эпюр наружных давлений………………….………Построение эпюр избыточных наружных давлений……..….. Построение эпюр избыточных внутренних давлений при испытании на герметичность в один прием без пакера…….. Расчет эксплуатационной колонны…………………………….. Эксплуатационная колонна для газовой скважины диаметром 168 мм………………………………………………….Построение эпюр внутренних давлений…………………….….Построение эпюр наружных давлений…………………….…….Построение эпюр избыточных наружных давлений…….…… Построение эпюр избыточных внутренних давлений……..…Расчет эксплуатационной колонны на прочность……………. Промежуточная обсадная колонна диаметром 244,5 мм для газовой скважины…………………………………………….. Построение эпюр внутренних давлений………………………..Построение эпюр наружных давлений…………………….…… Построение эпюр избыточных наружных давлений……..….. Построение эпюр избыточных внутренних давлений………..Выбор труб и расчет колонны ……………………………….…..Расчет натяжения обсадной колонны………………..………… Промежуточная потайная колонна диметром 219 мм………. ПРИЛОЖЕНИЯ:

75 75 77 78

81 81

85 85 87 87 89 90

91 93 93 95 97 98

101103

1. Исходные данные для расчета…………………………..…..…. 109II ПРОЧНОСТНЫЕ И ВЕСОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРУБ

ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА………………………..

1122. Критические давления для обсадных труб по ГОСТ632-80.. 1123. Растягивающие нагрузки, при которых напряжения в теле

труб по ГОСТ 632-80 достигают предела текучести….……

1204. Внутренние давления, при которых напряжения в теле труб

по ГОСТ 632-80 достигают предела текучести….…………….

1265. Страгивающие нагрузки для соединений обсадных труб по

ГОСТ 632-80, рассчитанные по формуле Яковлева-

195

Шумилова…………………………………………………….…….. 1326. Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб

ОТТМ и ОТТГ по ГОСТ 632-80 с нормальным диаметром муфт исполнения А………………………………………………..

1407. Допустимые растягивающие нагрузки для соединений

обсадных труб ОТТМ и ОТТГ по ГОСТ 632-80 со специальными муфтами с уменьшенным наружным диаметром исполнения А…………………………………….…..

1438. Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб

ТБО по ГОСТ 632-80 исполнения А……………………..……..

1459. Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб

ОТТМ и ОТТГ по ГОСТ 632-80 с нормальным диаметром муфт исполнения Б………………………………………………..

14610. Допустимые растягивающие нагрузки для соединений

обсадных труб ОТТМ и ОТТГ по ГОСТ 632-80 со специальными муфтами с уменьшенным наружным диаметром исполнения Б…………………….…………………..

14811. Допустимые растягивающие нагрузки для обсадных труб

ТБО по ГОСТ 632-80 исполнения Б………………………….…

15012. Теоретический вес 1 м колонны, составленной из

отечественных труб по ГОСТ 632-80…………………………..

151II ПРОЧНОСТНЫЕ И ВЕСОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

ИМПОРТНЫХ ОБСАДНЫХ ТРУБ (ПО СТАНДАРТАМ АНИ)

15413. Наименьшие сминающие давления…………………………… 15414. Внутренние давления, при которых напряжения в теле

трубы достигают предела текучести………………..…………

15915. Растягивающие усилия, при которых напряжения в теле

трубы достигают предела текучести…………………….………

16416. Наименьшие разрушающие нагрузки соединений

муфтовых обсадных труб с короткой и длинной резьбой треугольного профиля (по стандартам АНИ)…………………

16917. Наименьшие разрушающие нагрузки для соединений

«Батресс» муфтовых обсадных труб с резьбой трапецеидального профиля (по стандартам АНИ)…….……

17518. Наименьшие разрушающие нагрузки для соединений

«Экстрем лайн» безмуфтовых обсадных труб с резьбой трапецеидального профиля (по стандартам АНИ)…….……

18019. Теоретический вес 1 м колонны, составленной из труб.

изготовленных по стандартам АНИ…………………………….

18420. Коэффициент снижения прочности резьбовых соединений

отечественных труб с треугольной резьбой по ГОСТ 632-80

18921. Коэффициент снижения прочности гладкого тела трубы…. 19022. Перевод единиц системы СИ в единицы МКГС……………… 191

Рис.10. Эпюра внутренних дав-лений.

А 16,5

С 1500

В 42

10 20 30 40 Расчетные давления, МПа

Глубина,

3000

200

000

Рис.11. Эпюра наружных дав-лений.

0 А

2550

F 47,6 Е 42

В 24,5 С 25

1750 1800

10 20 30 40 Расчетные давления, МПа

Га,

лубин

3000

200

000

1500 1750 1800

2550

2900

C 22 D 22

B 21 C’ 22,1 D’ 22,2

2550 2550

G 27,3 F 27

G’ 18,6 F’ 18,8

10 20 30 Расчетные давления, МПа

Глубина,

3000

200

000

Рис.12. Эпюра наружных избыточных давлений.

1750 1800

D 8,2 2550

В 11,2 С 11,2

Е 6,2 10 20 Расчетные давления, МПа

Глубина,

3000

2000

100

Рис.13. Эпюра внутренних избыточных давлений.

Рис.14. Эпюры внутренних дав-лений РВZ: АВ – при окончании цементиро-вания; CD – в период ввода скважины в эксплуатацию; EFG – при солянокислотной об-работке; HJ – при окончании эксплуата-ции.

B 45,0 G 35,6

F 34

D 1,0

J 10 20 30 40 50 Расчетные давления, МПс

Н 8,75 А Е 9,4 С 25,0

Глубина,

2500

2350

200

000

Рис.16. Эпюры наружных давлений при окончании экс-плуатации скважины.

Г, м

лубина

2500

2000

000

-1,0

В 26,5

10 20 30 Расчетные давления, МПа

Рис.15. Эпюры наружных давлений РНZ : АВ — при окончании цементирования; АС – при окончании эксплуатации.

В 45,0 С 27,5

10 20 30 40 50 Расчетные давления, МПа

Г, м

лубина

2500

2000

000

Рис.17. Эпюра избыточных внутренних давлений при испытании колонны на

герметичность.

В 25,0

10 20 30 Расчетные давления, МПа

Глубина,

2500

000

100

А 27,5

Рис.18. Эпюры внутрен-них давлений РВZ: АВ – минимального;

CD – максимального при закрытом после фонта-

нирования устье; EF – при окончании це-

ментирования.

D 44,3 F 43,2 В 22,0

10 20 30 40 50 Расчетные давления, МПа

Глубина,

2400

200

1000

А Е 4,8 С 38,3

10 20 30 40 50 Расчетные давления, МПа

Рис.19. эпюры наружных давлений РНZ: АВ – в зацементированном интервале при γГС = 1,1⋅104 Н/м3; ABCDEFB – при углублении скважины после ОЗЦ; AG – при окончании цементирования.

F 48,3

G 43,2

D 45,15

В 26,4

F 25,3

С 23,65

Глубина,

2400

230

0 2

150

000

100

Рис.20. Эпюры избыточных наружных давлений: АВ – при окончании цементирования; CDEFGH – при выбросе в процессе дальнейшего углубления скважины.

D 3,95 E 25,45

F 27,1 G 4,2

В Н 4,4 10 20 30 Расчетные давления, МПа

2000 2150 2300 2400

А -4,8 0 С

1000

Глубина,

C 42,13 A 38,3

D 44,53 В 17,9

10 20 30 40 50 Расчетные давления, МПа

Глубина,

2400

000

Рис.21. Эпюры избыточных внутренних давлений: АВ – при закрытом устье при наличии в скважине газа;

CD – при испытании на герметичность в один прием без пакера.

10 20 Расчетные давления, МПа

Рис.23. Эпюра внутренних избыточных давлений.

E 11,6

D 23,62

С 10,87 В 23,22

А 20,02

10 20 Расчетные давления, МПа

Глубина,

4100

400

0 3

950

390

100

3000

Рис.22. Эпюра наружных избыточных давлений.

10 20 Расчетные давления, МПа

В 20,5

С 20,62

В 20,5 С 20,62

А 6,2

Га,

лубин

4100

310