Уок нкт руководство по эксплуатации - Большая энциклопедия инструкций и руководств

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для удаления парафина с поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ). Устройство содержит лебедку с барабаном и электродвигателем, подключенную к блоку управления, сообщенному с датчиком, проволоку со скребком на конце, установленным в колонне НКТ, систему контроля из рычага, ролика и датчика. Проволока перекинута через ролик системы контроля и намотана на барабан лебедки. Ролик установлен на подпружиненный рычаг, телескопически сочлененный со стержнем, установленным с возможностью перемещения вдоль оси в направляющих на скважине. К блоку управления подключен регулятор скорости вращения электродвигателя. На ролике установлен определитель местонахождения скребка и определитель направления вращения ролика в виде двух герконов и магнитов. Магниты установлены на ролике, а герконы — на рычаге ролика на расстоянии, при котором перекрывается зона взаимодействия их магнитных полей. На конце стержня, телескопически сочлененного с подпружиненным рычагом ролика, установлен датчик минимального веса в виде геркона и магнитов. Геркон смонтирован на конце стержня из немагнитного материала, а магниты смонтированы на конце стержня с возможностью их отделения от геркона направляющей трубой. Скребок выполнен в виде шнека, разделенного на две части, которые в сборе на общей оси создают полный профиль шнека. Каждая из частей шнека снабжена фиксатором поворота. Крепление проволоки на барабане выполнено на оси, имеющей свободу вращения. Повышается эффективность, надежность работы, упрощается конструкция скребка и системы контроля. 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для удаления парафина с внутренней поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ) нефтяных скважин, оборудованных электроцентробежными насосами.

Известен плунжер-скребок, состоящий из корпуса, с лабиринтным уплотнением на наружной поверхности, скребка и клапана, выполненного в виде шарнирно закрепленной на оси подпружиненной заслонки с храповиком, взаимодействующим с биметаллической пластинкой, закрепленной на корпусе (SU а.с.№244251 от 02.04.1964 г.; E21В 37/02; E21В 43/00).

Известный плунжер-скребок имеет ряд недостатков:

— высока вероятность застревания плунжера-скребка на стыках между трубами колонны НКТ, где возможно смещение торца одной трубы относительно торца другой, из-за малой разницы между наружным диаметром корпуса и внутренним диаметром трубы, необходимой для обеспечения эффективной работы лабиринтного уплотнения;

— ненадежность работы механизма с фиксирующей биметаллической пластинкой при больших дебитах нефтяных скважин и малой их глубине, поскольку температура нефти от забоя до устья не успевает измениться или же значительно меньше порога чувствительности механизма.

Известно устройство для очистки внутренней поверхности труб, включающее корпус, имеющий камеру, сообщающуюся через центральный и боковые каналы с трубным пространством, причем в камере размещен подпружиненный клапан, перекрывающий центральный канал и связанный с гибким элементом, служащим для подвески устройства при его спуске в трубе (SU а.с.№912915 от 07.07.1980 г.; E21В 37/02; B09В 9/08).

Недостатками известного устройства являются:

— небходимость перевода скважины с нормального режима работы на особый: работа через затрубье;

— необходимость использования для проталкивания устройства в трубе и удаления тем самым парафиносмолистых отложений со стенок трубы, для вытеснения на забой скважины имеющейся в трубе жидкости и парафиносмолистых отложений специальной жидкости, заканчиваемой под давлением в трубу;

— эпизодический характер процесса очистки;

— образование парафиносмолистых отложений на поверхностях затрубья.

Известно устройство для очистки нефтепромысловых труб от парафина, включающее раздвижной скребок и связанный с ним грузик, ось которого расположена эксцентрично относительно оси раздвижного скребка (SU а.с. №1183663 А от 23.01.1984 г.; Е21B 37/02).

Недостатком известного устройства является то, что при подъеме устройства вверх в момент прохождения стыка труб, где вероятно смещение торца одной трубы относительно торца другой, возможен зацеп неподвижного или подвижного ножа раздвижного скребка за торец трубы и, как следствие, поломка скребка под нагрузкой, превышающей рабочую нагрузку.

Известно устройство для депарафинизации насосно- компрессорных труб, включающее полый цилиндрический корпус с установленными в его нижней части заглушкой и нижним ограничителем, цилиндрическую втулку с установленными на наружной поверхности ее резиновыми уплотнительными кольцами или кольцевыми выточками лабиринтного уплотнения, размещенную на корпусе с возможностью перемещения относительно его, верхний ограничитель перемещения втулки, закрепленный на корпусе, при этом выше заглушки в корпусе выполнены радиальные отверстия, а втулка установлена с возможностью перекрытия радиальных отверстий при перемещении ее до нижнего ограничителя, причем массы корпуса и втулки, их наружные диаметры и внутренний диаметр втулки выбираются из соотношения:

m_k/d²кн≤m_в/d²вн-d²вв;

где m_k, m_в — массы корпуса и втулки соответственно, кг;

dкн, dвн, dвв — диаметр корпуса наружный, диаметр втулки наружный и внутренний соответственно, м (SU а.с. №1682533 A1 от 11.08.1988 г.; E21В 37/02).

Известно устройство имеет ряд недостатков:

— диаметр втулки из условия работоспособности резиновых уплотнительных колец или лабиринтного уплотнения должен быть на (0,5-2) мм меньше внутреннего диаметра НКТ и, как следствие этого, возникает большая вероятность застревания устройства на стыках между трубами в колонне НКТ, поскольку суммарная эксцентричность одной трубы относительно другой в стыке между ними при свинчивании по резьбе равна 2 и более мм для НКТ минимального диаметра, равного 73 мм;

— неэффективный способ удаления парафина со стенок труб, при затвердевшем парафине удаление его затруднено, поскольку конструкция устройства не предусматривает наличие заточенных кромок, способных подрезать слой затвердевшего парафина.

Известно устройство для осуществления способа депарафинизации насосно- компрессорных труб нефтяных скважин, включающее лебедку с барабаном и электродвигателем, подключенную через устройство коммутации к блоку управления, сообщенного с датчиками, гибкий элемент — трос со скребком, установленным в насосно-компрессорной трубе нефтяной скважины, систему контроля, состоящую из рычага, ролика и элемента датчиков, отслеживающую положение скребка и провисание, заклинивание или избыточное натяжение троса (RU патент №2090739 от 16.11.1992 г.; E21В 37/02).

Известное устройство имеет ряд недостатков:

— сложность конструкции системы контроля положения скребка и состояния троса;

— возможность провисания и заклинивания троса;

— вероятность прогиба троса в направлении, обратном нормальному изгибу троса на барабане лебедки;

— постоянная работа лебедки по перемещению скребка при очистке насосно-компрессорных труб от парафина;

— не используется энергия потока рабочей среды в насосно-компрессорной трубе для перемещения скребка.

Известен скребок для очистки внутренних поверхностей труб от парафинистых и других отложений, состоящих из корпуса в виде пластины, узла присоединения к тяговому органу, закрепленных на корпусе двух подвижных элементов с изогнутыми ножами и направляющего стабилизатора, четырех шарниров, неподвижно закрепленных в корпусе, попарно с противоположных сторон крепящими в двух параллельных пазах два подвижных элемента, оснащенных каждый изогнутым ножом, способных плоскопараллельно перемещаться вдоль под углом В к продольной оси скребка, отличным от прямого (RU заявка №95107062 А1 от 28.04.1995 г.; Е21В 37/02).

Известный скребок имеет недостаток, заключающийся в том, что при движении вверх, в момент прохождения стыка двух труб, вероятен зацеп одного из ножей за торец трубы; это происходит в случае максимального смещения торца одной трубы относительно торца другой трубы, что возможно в случае сложения обоих обратно направленных максимальных экцентриситетов труб относительно общей оси, при этом вектор реакции трубы приложенной к ножу, направлен вдоль продольной оси скребка, что приводит к заклиниванию подвижного элемента на шарнирах. В этом случае зацеп может закончиться разрушением скребка, поскольку направление уклона пазов относительно продольной оси скребка против направления вектора реакции препятствует по определению перемещению подвижного элемента вдоль паза к оси скребка, для уменьшения поперечного размера скребка с целью увода ножа из зацепа с торцом трубы.

Известны очистные устройства в виде вращающихся головок с режущими элементами, которые приводятся во вращение потоком добываемой жидкости или приводом очистного устройства. В тех случаях, когда потока добываемой жидкости недостаточно для вращения в очистном устройстве головок с режущими элементами, используют очистное устройство с приводом. В частности, известно такое устройство (патент РФ N 2097532, 1997). Это устройство включает связанные между собой вращающуюся головку с режущими элементами, закрепленную на валу, сочлененном с выходным валом электродвигателя привода или его понижающего редуктора, средство создания осевой силы в виде гидронасоса и узел присоединения к тяговому органу, оснащенному электроприводящими элементами.

Недостатком известного очистного устройства является то, что оно предназначено для удаления только пробок в НКТ, и для его работы необходима подача (подлив) жидкости с поверхности в пространство над пробкой. Другим недостатком является невозможность его использования для удаления протяженных пробок, поскольку принцип его работы предполагает механическое разрушение материала пробки (гидратопарафин) и перевод его в расплавленное состояние за счет воздействия теплом. Очевидно, что по мере разрушения пробки и продвижения устройства вниз, в пространстве над устройством материал пробки из расплавленного состояния, остывая, вновь будет переходить в твердое состояние и извлечь устройство на поверхность будет невозможно.

Известно очистное устройство с приводом, включающее связанные между собой, по крайней мере, одну вращающуюся головку с режущими элементами, закрепленную жестко на валу, сочлененном с выходным валом электродвигателя привода или его понижающего редуктора, средство создания осевой силы и узел присоединения к тяговому органу, оснащенному электропроводящими элементами, при этом оно снабжено пустотелым валом, охватывающим вал, сочлененный с валом двигателя привода или его понижающего редуктора, узлом изменения направления вращения пустотелого вала на противоположное по отношению к направлению вращения вала, сочлененного с выходным валом электродвигателя привода или его понижающего редуктора, при этом на пустотелом валу закреплена жестко, по крайней мере, одна вращающаяся головка с режущими элементами (RU патент №2168612, С1 от 19.10.2000 г.; Е21B 37/02).

Недостатком известного устройства является его сложность из-за наличия привода и понижающего редуктора для вращения очистных головок.

Известно устройство для очистки труб в нефтегазодобывающих скважинах от асфальтосмолопарафиновых отложений (патент RU №2147064 С1 от 27.03.2003 г.; E21B 37/02). Известное устройство, содержит по крайней мере одну секцию, которая выполнена в виде установленных на валу с возможностью свободного вращения по меньшей мере верхней и нижней очистных головок. На наружной поверхности головок расположены под углом к продольной оси вала противоположно направленные рабочие зубья. Между головками установлена распорная втулка. Зубья образованы винтовыми канавками углового профиля с радиусом при вершине угла, равным 0,5-10 мм. Угол расположения противоположно направленных зубьев по отношению к продольной оси вала находится в пределах 0-45°. Узел присоединения к тяговому органу — проволоке выполнен с возможностью соединения с валом непосредственно или через груз.

Недостатком известного устройства является ограниченная область его использования, поскольку конфигурация очистных головок для каждого конкретного устройства остается неизменной. Другим недостатком является то, что во время производства работ, например, по очистке НКТ от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) имеющим, по крайней мере, одну вращающуюся очистную головку с рабочими элементами, возникает вероятность подброса инструмента вверх из-за образования так называемого «поршня». Срезанные отложения забивают зазоры в очистной головке, и возникает поршневой эффект. Как следствие, создается обстановка, приводящая обычно к спутыванию и обрыву тягового органа (проволоки).

Известно устройство для очистки колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) нефтяных скважин от парафина, поршень и скребок в составе его, с вариантами (RU патент №2312206 С1 от 27.03.2006 г.; Е21 37/00), которое включает лебедку с барабаном и электродвигателем, гибкий элемент — проволоку со скребком на конце и систему контроля. К скребку снизу прикреплены другой скребок, образующий с ним очистную пару скребков, к которой последовательно прикреплен друг другу, сверху вниз, утяжелитель и вторая очистная пара скребков, в совокупности образующие подвесной очистной комплекс. На проволоку нанизаны с возможностью перемещения вдоль нее очистная пара скребков, утяжелитель, поршень и вторая очистная пара скребков — летающий очистной комплекс. Проволока на выходе из скважины перекинута через ролик системы контроля и намотана на барабан лебедки. Скребок включает корпус узлами присоединения, два подвижных элемента с ножами, четыре шипа. Согласно изобретению корпус выполнен полым, коробчатого сечения. Узлы присоединения имеют осевые каналы. Подвижные элементы П-образной формы поперечного сечения плотно охватывают стенками корпус и с двух направлений подпружинены относительно корпуса.

Известное устройство имеет недостаток, заключающийся в том, что скребки имеют плотно прилегающие к стенке колонны НКТ ножи с цилиндрической поверхностью, что создает значительные усилия трения при движении скребков по НКТ, уплотнение парафина и снижает эффективность процесса удаления отложений с внутренний поверхности НКТ. Данное устройство наиболее близко к заявленному изобретению по технической сущности и достигаемым результатам.

Технической задачей изобретения является создание устройства для очистки колонны насосно-компрессорных труб нефтяных скважин от парафина, конструкция которого обеспечивает получение технического результата, которым является повышение производительности, т.е. сокращение затрат времени на проведение операции по очистке труб за счет выполнения оптимальной конфигурации рабочих элементов скребка, а также повышение надежности работы датчиков системы контроля в условиях температурных и динамических нагрузок.

Техническая задача по устройству для очистки колонны насосно-компрессорных труб нефтяных скважин от парафина, содержащему лебедку с барабаном и электродвигателем, подключенную через узел коммутации к блоку управления, сообщенному с датчиком, гибкий элемент — проволоку со скребком на конце, установленным в колонне насосно-компрессорных труб, систему контроля, состоящую из рычага, ролика и датчика, отслеживающую натяжение проволоки и положение скребка, к которому прикреплен утяжелитель, а проволока при этом проходит через сальниковое устройство и на выходе из скважины перекинута через ролик системы контроля, и намотана на барабан лебедки, установленной ниже ролика на скважине, причем барабан местом набегания наматываемой проволоки на него обращен в сторону от ролика, кроме того, ролик установлен на подпружиненный рычаг, телескопически сочлененный со стержнем, установленным с возможностью перемещения вдоль оси в направляющих на скважине, причем пружина рычага выполнена составной из двух и более частей с разными характеристиками, решается согласно изобретению тем, что к блоку управления подключен регулятор скорости вращения электродвигателя, а на ролике установлен определитель местонахождения скребка и определитель направления вращения ролика, выполненные в виде двух герконов и магнитов, причем магниты установлены на ролике, а герконы на рычаге ролика на расстоянии, при котором перекрывается зона взаимодействия их магнитных полей, и на конце стержня, телескопически сочлененного с подпружинным рычагом ролика установлен датчик минимального веса в виде геркона и магнитов, причем геркон смонтирован на конце стержня из немагнитного материала, а магниты смонтированы на конце стержня с возможностью их отделения от геркона направляющей трубой ниже подпружиненного рычага на лубрикаторе колонны насосно-компрессорных труб смонтирован в виде геркона и магнитов датчик минимального веса, а скребок выполнен в виде шнека, разделенного на две части, которые в сборе на общей оси создают полный профиль шнека, причем каждая из частей шнека взаимно противоположного вращения, снабжена фиксатором поворота, обеспечивающим свободное вращение шнека при движении скребка вниз и фиксацию от вращения шнека при движении скребка вверх, кроме того крепление гибкого элемента-проволоки на барабане выполнено на оси, имеющей свободу вращения и позволяющей вращать барабан по окончании разматывания проволоки и наматывание проволоки на барабан в противоположную сторону с одновременным вращением ролика, через который перекинута проволока.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где: на фиг.1 — показана общая схема устройства; на фиг.2 — вид А с фиг.1 с видом скребка; на фиг.3 — вид В с фиг.1 с видом ролика; на фиг.4 — вид Б с фиг.1 с видом на датчик минимального веса; на фиг.5 — сеч. Г-Г с фиг.1 с видом крепления проволоки;

Устройство для очистки колонны насосно-компрессорных труб нефтяных скважин от парафина (фиг.1) содержит лебедку 1 с барабаном 2 и электродвигателем 3, подключенную через узел коммутации 4 к блоку управления 5, сообщенному с датчиками 6, гибкий элемент — проволоку 7 со скребком 8 на конце, установленным в колонне насосно- компрессорных труб 9, систему контроля 10, состоящую из рычага 11, ролика 12 и датчиков 6, отслеживающую натяжение проволоки 7 и положение скребка 8, к которому прикреплен утяжелитель 13, а проволока 7 при этом проходит через сальниковое устройство 14 и на выходе из скважины перекинута через ролик 12 системы контроля 10 и намотана на барабан 2 лебедки 1, установленной ниже ролика 12 на скважине, причем барабан 2 местом набегания наматываемой проволоки 7 на него обращен в сторону от ролика 12, кроме того, ролик 12 установлен на подпружиненный рычаг 11, телескопически сочлененный со стержнем 15, установленным с возможностью перемещения вдоль оси в направляющих 16 на скважине. К блоку управления 5 подключен регулятор скорости вращения 17 электродвигателя 3, причем пружина 18 рычага 11 выполнена составной из двух и более частей с разными характеристиками, а на ролике 12 установлен определитель 19 местонахождения скребка 8 и определитель 20 направления вращения ролика 12 в виде двух герконов 21 и магнитов 22 (фиг.3), причем магниты 22 установлены на ролике 12, а герконы 21 на рычаге 14 ролика 12 на расстоянии, при котором перекрывается зона взаимодействия их магнитных полей, и на конце стержня 15, телескопически сочлененного с подпружинным рычагом 11 ролика 12 установлен датчик 6 минимального веса в виде геркона 21 и магнитов 22, причем геркон 21 смонтирован на конце стержня 15 (фиг.4) из немагнитного материала, а магниты 22 смонтированы на конце стержня 15 с возможностью их отделения от геркона 21 направляющей трубой 16, а скребок 8 выполнен в виде шнека 23 (фиг.2), разделенного на две части, которые в сборе на общей оси 24 создают полный профиль шнека 23, причем каждая из частей шнека 23 снабжена взаимно противоположного вращения фиксатором 25 поворота, обеспечивающим свободное вращение шнека 23 при движении скребка 8 вниз и фиксацию от вращения шнека 23 при движении скребка 8 вверх, кроме того крепление гибкого элемента-проволоки 7 на барабане 2 выполнено на оси 26 (фиг.5), имеющей свободу вращения и позволяющей вращать барабан 2 по окончании разматывания проволоки 7 и наматывание проволоки 7 на барабан 2 в противоположную сторону с одновременным вращением ролика 12, через который перекинута проволока 7.

Устройство для очистки колонны насосно-компрессорных труб нефтяных скважин от парафина работает следующим образом. С помощью лебедки 1 с барабаном 2 и электродвигателя 3, подключенным через узел коммутации 4 к блоку управления 5 происходит перемещение скребков 8 в колонне насосно-компрессорных труб 9 и срезание отложений парафина. Система контроля 10, состоящая из рычага 11, ролика 12 и датчиков 6, отслеживающая натяжение проволоки 7 и положение скребка 8 осуществляется следующим образом. При малейшем ослаблении натяжения проволоки 7 ролик 12 с помощью пружины 18 мгновенно выбирает слабину и постоянно поддерживает натяжение стальной проволоки 7, отслеживая ее ослабление в пределах возможности системы контроля 10. Регулятор скорости вращения 17 обеспечивает плавный подъем и опускание скребка 8, автоматическое регулирование скорости вращения электродвигателя 3 от сигнала датчика 6 минимального веса. Датчик 6 минимального веса в нормальном состоянии имеет всегда замкнутый геркон 21. При отложениях парафина, что соответствует и равнозначно уменьшению веса скребка 8, происходит разжим пружины 18 и движение стержня 15 вверх, при этом датчик 6 начинает входить в направляющую трубу 16, магнитно-силовые линии датчика 6 размыкаются, и идет команда через блок управления 5 и регулятор скорости вращения 17 электродвигателя 3 на его остановку и далее на включение электродвигателя 3 в обратную сторону и подъем скребка 8 на заданное расстояние. При этом при подъеме скребка 8 дополнительно, более тщательно, очищаются стенки труб 9. После подъема скребка 8 до первоначального состояния датчиком 6 минимального веса дается команда на опускание скребка 8, повторяющая до тех пор, пока скребок 8 не пройдет место скопления парафина. Утяжелитель 13 установлен для набора необходимого веса скребков 8. Гибкий элемент — проволока 7 проходит через сальниковое устройство 14. Для плавной работы лебедки 1 в режиме подъема скребка 8 внутри скважины, пружина рычага 18 выполнена составной из двух и более частей с разными характеристиками. Глубину очистки насосно-компрессорных труб 9 по длине опускаемой проволоки 7 находит определитель местонахождения скребка 8. Определитель местонахождения скребка 8 выполнен из двух герконов 21 и магнитов 22, причем магниты 22 установлены на ролике 12, а герконы 21 на рычаге 11 ролика 12 на расстоянии, при котором перекрывается зона взаимодействия их магнитных полей, обеспечивающая последовательное срабатывание обоих герконов 21 по направлению вращения ролика 12. С началом движения скребка 8 вниз начинает вращаться ролик 12 с магнитами 22, которые при каждом обороте проходят последовательно мимо двух герконов 21, которые также срабатывают при каждом обороте. Направление вращение ролика 12 при спуске скребка 8 подтверждается блоку управления 5 срабатыванием герконов 21 в определенной последовательности. В блоке управления 5 имеются счетчик оборотов подвижного ролика 12. Отсчет движения скребка 8 вниз в скважину начинается от сальника 14 лубрикатора, и при этом, имеющийся в блоке управления 5 счетчик оборотов ролика 12 сбрасывается в «ноль». Изначально на барабан 2 наматывается известная длина проволоки 7. При опускании скребка 8 известно количество проволоки 7 в каждый момент опускания. При опускании скребка 8 на ролике 12 возможно ослабление прилегания проволоки 7 и появление погрешности по длине спускаемой проволоки 7. Чтобы исключить погрешность длины проволоки 7 (т.е. глубины нахождения скребка полностью разматывают проволоку 7 с барабана 2 и барабан 2, вращаясь, начинает поднимать скребок 8. По мере фиксирования момента вращения в другую сторону подвижного ролика 12, блок управления 5 фиксирует конец проволоки 7 и происходит сравнение истинной величины проволоки 7 с показаниями счетчика блока управления 5. При расхождении истинной величины длины проволоки 7, спущенной в скважину с показаниями счетчика блока управления 5 в его показания записывается истинная длина проволоки 7. При подъеме скребка 8, ввиду того, что проволока 7 всегда натянута расслабление проволоки 7 никогда не происходит, показания счетчика оборотов всегда достоверны, т.е. соответствуют известной длине проволоки 7. С окончанием проволоки 7 на барабане 2 лебедка 1,продолжая вращение барабана 2, начинает наматывать проволоку 7 в другую сторону с одновременным вращением ролика 12 также в другую сторону. Сигнал вращения ролика 12 в другую сторону означает конец проволоки 7. Крепление гибкого элемента — проволоки 7 на барабане 2 выполнено на оси 26, имеющей свободу вращения, что позволяет вращать барабан 2 по окончании разматывания проволоки 7 и наматывание проволоки 7 на барабан 2 в противоположную сторону с одновременным вращением ролика 12, через который перекинута проволока 7. Выполнение скребка 8 в виде шнека 23, разделенного на две части, взаимно противоположного вращения, которые в сборе на общей оси 24 создают полный профиль шнека 23 позволяет менять конфигурацию скребка 8 при его движении вверх или вниз по трубе 9, фиксируя разделенные части шнека 23 фиксаторами 25 поворота, обеспечивающими свободное вращение шнека 23 при движении скребка 8 вниз и фиксацию от вращения шнека 23 при движении скребка 8 вверх, что позволяет уменьшить усилия на скребке 8 по очистке стенок труб 9 от отложений парафина. Взаимно противоположное вращение частей шнека 23 исключает закрутку проволоки при подъеме и опускании скребка 8 в трубе 9.

Реализация предложенного изобретения позволит создать устройство для очистки колонны насосно-компрессорных труб нефтяных скважин от парафина, конструкция которого обеспечит снижение усилий для удаления отложений парафина с внутренней поверхности НКТ, надежность работы и упрощение конструкции скребка, системы контроля за положением скребка и натяжением гибкого элемента — проволоки в колонне НКТ.

Устройство для очистки колонны насосно-компрессорных труб нефтяных скважин от парафина, содержащее лебедку с барабаном и электродвигателем, подключенную через узел коммутации к блоку управления, сообщенному с датчиком, гибкий элемент — проволоку со скребком на конце, установленным в колонне насосно-компрессорных труб, систему контроля, состоящую из рычага, ролика и датчика, отслеживающую натяжение проволоки и положение скребка, к которому прикреплен утяжелитель, а проволока при этом проходит через сальниковое устройство и на выходе из скважины перекинута через ролик системы контроля и намотана на барабан лебедки, установленной ниже ролика на скважине, причем барабан местом набегания наматываемой проволоки на него обращен в сторону от ролика, кроме того, ролик установлен на подпружиненный рычаг, телескопически сочлененный со стержнем, установленным с возможностью перемещения вдоль оси в направляющих на скважине, причем пружина рычага выполнена составной из двух и более частей с разными характеристиками, отличающееся тем, что к блоку управления подключен регулятор скорости вращения электродвигателя, а на ролике установлен определитель местонахождения скребка и определитель направления вращения ролика, выполненные в виде двух герконов и магнитов, причем магниты установлены на ролике, а герконы — на рычаге ролика на расстоянии, при котором перекрывается зона взаимодействия их магнитных полей, и на конце стержня, телескопически сочлененного с подпружиненным рычагом ролика, установлен датчик минимального веса в виде геркона и магнитов, причем геркон смонтирован на конце стержня из немагнитного материала, а магниты смонтированы на конце стержня с возможностью их отделения от геркона направляющей трубой, а скребок выполнен в виде шнека, разделенного на две части, которые в сборе на общей оси создают полный профиль шнека, причем каждая из частей шнека взаимно противоположного вращения снабжена фиксатором поворота, обеспечивающим свободное вращение шнека при движении скребка вниз и фиксацию от вращения шнека при движении скребка вверх, кроме того, крепление гибкого элемента — проволоки на барабане выполнено на оси, имеющей свободу вращения и позволяющей вращать барабан по окончании разматывания проволоки и наматывание проволоки на барабан в противоположную сторону с одновременным вращением ролика, через который перекинута проволока.

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

«Устройство для очистки колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) нефтяных скважин от парафина типа УОК-НКТ» предназначено для непрерывной очистки всей внутренней поверхности колонны НКТ путем срезания слоя парафина со стенок.

Преимущества перед аналогами:

Сматывание проволоки с барабана предотвращается благодаря применению подпружиненного подвижного ролика с датчиком веса;
Калибровка положения скребка с точностью до 40 см;
Полностью автоматизированный процесс ликвидации пробок;
Удобный интерфейс;
Простота в работе.

На примененные технические решения поданы более шести заявок на изобретения и на часть получены патенты №2331226 «Устройство для очистки колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) нефтяных скважин от парафина, поршень и скребок в составе его, с вариантами» №2396421 «Устройство для очистки нефтепромысловых труб от парафина».

Оборудование выпускается на основании лицензионных договоров заключенных с патентообладателями.

Источник

Известный плунжер-скребок имеет ряд недостатков:

Недостатками известного устройства являются:

— небходимость перевода скважины с нормального режима работы на особый: работа через затрубье;

— эпизодический характер процесса очистки;

— образование парафиносмолистых отложений на поверхностях затрубья.

m_k/d²кн≤m_в/d²вн-d²вв;

где m_k, m_в — массы корпуса и втулки соответственно, кг;

Известно устройство имеет ряд недостатков:

Известное устройство имеет ряд недостатков:

— сложность конструкции системы контроля положения скребка и состояния троса;

— возможность провисания и заклинивания троса;

— вероятность прогиба троса в направлении, обратном нормальному изгибу троса на барабане лебедки;

— постоянная работа лебедки по перемещению скребка при очистке насосно-компрессорных труб от парафина;

— не используется энергия потока рабочей среды в насосно-компрессорной трубе для перемещения скребка.

Источник

Продукция
>

Устройства депарафинизации скважин
>

Устройство очистки колонны УОК НКТ

Устройство очистки колонны УОК НКТ

Преимущества перед аналогами:

Сматывание проволоки с барабана предотвращается благодаря применению подпружиненного подвижного ролика с датчиком веса;
Калибровка положения скребка с точностью до 40 см;
Полностью автоматизированный процесс ликвидации пробок;
Удобный интерфейс;
Простота в работе.

Оборудование выпускается на основании лицензионных договоров заключенных с патентообладателями.

Технические характеристики
ЗИП

Источник

Применение стеклопластиковых штанг

Опыт эксплуатации стеклопластиковых штанг показал их хорошие прочностные и эксплуатационные характеристики по сравнению со стальными штангами. Положительными факторами вработе стеклопластиковых штанг является то, что центраторы хорошо армируются на теле штанг, не подвержены коррозии

вскважинах с большим содержанием сероводорода и высокой обводненностью добываемой продукции. Недостатками стеклопластиковых штанг является слабое соединение узла стеклопластика сметаллической головкой, кроме того, они менее работоспособны

вскважинах со значительным отложением парафина. Штанги состоят из двух головок и стеклопластикового стержня, которые крепятсямеждусобойспомощьюэпоксиднойсмолы.

8.2.4. Применение скребков-центраторов

Применение скребков-центраторов (рис. 8.11) основано на использовании таких физических свойств парафиноотложений, как низкая механическая прочность и хрупкость. Очистка внутренней поверхности НКТ от АСПО происходит при возвратнопоступательном и (или) вращательном движении скребка.

Рис. 8.11. Скребок-центратор наплавленный (а) и скребок-центратор «плавающий» (б)

251

Широко применяются различные конструкции:

–наплавленные;

–наплавленные в комбинации с «плавающим»;

–металлические в комбинации с «плавающим».

При использовании пластинчатых скребков насосные установки оборудуют штанговращателями различных конструкций. Но область применения пластинчатых скребков ограничена изза интенсивного износа и смещения в наклонных скважинах (их можно использовать на скважинах с углом наклона не более 8°).

В последние годы вместо металлических, а также в комбинации с ними используют пластиковые скребки. Количество стационарных и плавающих скребков-центраторов, устанавливаемых на одну насосную штангу, варьируетсяот4 до8 штук(табл. 8.2).

Таблица 8 . 2 Техническая характеристика скребков-центратов

Конструкторские параметры			Варианты
Длина хода полированного	3,5	2,3	1,75	1,4	1,2
штока (м)	и более	и более	и более	и более	и более
Количество скребков-центра-
торов на штанге длиной	3	4	5	6	7
8м (шт.)

Два основных вида штанговых скребков:

–наплавленные на штанги (неподвижные) полимерные скребки-центраторы;

–скользящие полимерные скребки-центраторы, установленные на штангах между пластинчатыми металлическими скребками или между наплавленными полимерными скребкамицентраторами. В отличие от неподвижных скребки-центраторы этого типа очищают не только НКТ, но и поверхности штанг.

Скребки-центраторы устанавливаются на насосные штанги ШН-19, ШН-22, ШН-25 для работы в колонне НКТ 73×5,5.

Вскважинах с межочистным периодом менее одного месяца рекомендуется применение насосных штанг, оснащенных не-

252

подвижными и подвижными скребками-центраторами. Подвижные скребки устанавливаются (защелкиваются) между неподвижными и препятствуют отложению парафина и смол на теле штанги (рис. 8.12).

аб

Рис. 8.12. Неподвижный скребок (а) и плавающий скребок (б)

Двойная система контроля парафинизации

Применение двойной системы контроля парафинизации позволяет полностью исключить отложение парафина как на стенках НКТ, так и на насосных штангах (рис. 8.13).

1. Парафин не откладывается на стенках НКТ, так как неподвижные скребки

– предотвращают отложения
парафина на стенках НКТ;
– действуют как ограничители
для «плавающих» скребков.
2. Парафин не откладывается
на штангах, так как «плавающие»
скребки,	расположенные	между
неподвижными, удаляют парафин с
насосных штанг.
Рекомендуется	использовать
двойную систему контроля пара-	а	б
финизации на скважинах с межо-	Рис. 8.13. Двойная система
чистным	периодом	менее	одного	контроля парафина

месяца.

253

Без двойной системы видно, что парафин накапливается на штангах между неподвижными скребками (рис. 8.13, а); с двойной системой не происходит отложения парафина на теле штан-

ги (рис. 8.13, б).

Принцип работы всех скребков, независимо от их назначения, типа и конфигурации, всегда один – режущая кромка скребка срезает слой парафина со стенок труб и выталкивает парафин и твердые частицы на забой скважины при депарафинизации НКТ и обсадной колонны или выносит их к камере приема скребков при депарафинизации наземного трубопро-

вода (рис. 8.14).

Рис. 8.14. Типы скребков для НКТ

Скребковая установка депарафинизации (рис. 8.15), предназначенная для спуска скребков в НКТ, состоит из лебедки с проволокой, приводимой в действие электромотором, лубрикатора, устанавливаемого на арматуру скважины и служащего направляющей и защитой для скребка, и самого скребка, который может иметь различные конфигурации.

Такая установка весьма мобильна, можно быстро произвести ее монтаж, и сама процедура спуска-подъема скребка не занимает много времени. Неудобство заключается лишь в возможности застревания скребка в парафине, его обрыве и необходимости полного подъема НКТ для его извлечения.

254

Рис. 8.15. Конструкция спуска скребка в скважину

8.2.5. Установки полуавтоматические депарафинизационные (ПАДУ)

Механическая очистка от парафина внутренней полости лифтовых труб фонтанных, компрессорных и оборудованных электрическими погружными насосами нефтедобывающих скважин (рис. 8.16).

Установка ПАДУ состоит из лебедки, лубрикатора в сборе, комплекта роликов и шкафа управления. Очистка труб от парафина производится механически скребком, закрепленным на проволоке. Скребок опускается на заданную глубину, а затем осуществляется его подъем за счет тягового усилия лебедки.

255

Рис. 8.16. Установка ПАДУ

Преимущества:

Условия эксплуатации:

–климатическое исполнение У, категория размещения 1

по ГОСТ 15150-69;

–верхнее значение температуры окружающего воздуха: +45 °С;

–нижнее значение температуры окружающего воздуха: –40 °С;

–высота над уровнем моря не более 1000 м.

1.В устройстве применен мотор-редуктор, что улучшило центрацию осей редуктора и двигателя, а следовательно, позволило снизить время на ТО, а также уменьшить массу и габариты установки.

2.Усилен барабан.

3.Усилено крепление рычага ручного тормоза.

4.Окраска узлов и деталей выполнена с использование современных порошковых технологий, что повышает долговечность конструкций.

5.Применение мотор-редуктора повлекло изменение механизма «перегруза», который установлен на валу редуктора внутри корпуса. Устройство позволяет регулировать предельное усилие натяжения проволоки на заводе-изготовителе в диапазо-

не 80–120 кг.

6.Установка оборудована счетчиком, позволяющим отсчитывать глубину опускания скребка.

7.Наземное размещение оборудования позволило снизить усилия, действующие на лубрикатор, по сравнению с вариантом размещения привода на лубрикаторе.

ТехническаяхарактеристикаПАДУпредставленавтабл. 8.3.

256

Таблица 8 . 3 Технические характеристики ПАДУ

Тип установки	ПАДУ-ЗС-1500	ПАДУ-3С-
		3000
Максимальная глубина очистки, м	1500	3000
Число скребков	1	1
Усилие срабатывания предохранительного	80	120
устройства, кг

Скорость подъема скребка, м/с	0,32-0,45	0,32-0,57
Скорость спуска скребка, м/с	0,5-2	0,5-2

8.2.6. Установка МДС-010 «Лебедка Сулейманова»

Механизм депарафинизации скважин (рис. 8.17) предназначен для очистки внутренних поверхностей НКТ от АСПО на скважинах, эксплуатирующихсяэлектроцентробежныминасосами,

Рис. 8.17. Установка МДС 010 «Лебедка Сулейманова»

и предотвращения образования парафиновых пробок. Лебедка выполнена в виде модульной конструкции, содержащей моторредуктор, барабан для проволоки, устройство контроля натяже-

257

ния проволоки, стойку для установки лебедки на верхнюю часть лубрикатора.

В комплект МДС-010 входят также: лубрикаторное уплотнение, скребок (более десяти конструкций), датчик верхнего положения скребка, контроллер системы управления работой лебедки СУЛС-10. При вращении барабана подвешенный на проволоку скребок опускается в скважину на заданную глубину, а после реверса скребок поднимается вверх, очищая стенки НКТ от парафина.

Установка позволяет постоянно поддерживать дебит скважины на оптимальном уровне. Периодичность и глубина очистки скважины регулируется и определяется особенностями месторождения.

Станция управления «Лебедкой Сулейманова» СУЛС-010 обеспечивает включение, отключение и работу установки в ручном, автоматическом режимах, а также режим запуска от ЭЦН.

8.2.7. Устройство очистки колонны НКТ

Устройство для очистки колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) нефтяных скважин от парафина типа УОК-НКТ предназначено для непрерывной очистки всей внутренней поверхности путем срезания слоя парафина со стенок колонны НКТ (рис. 8.18).

Рис. 8.18. Устройство очистки колонны НКТ

258

Преимущества перед аналогами:

исключено сматывание проволоки (троса) на землю за счет автоматизированного управления спуском и подъемом скребка, контроля веса скребка на проволоке (тросе) через подпружиненный подвижный ролик и датчик веса;

исключено застревание скребка в лубрикаторе в сгустках парафина за счет реализации технического решения по контролю за положением скребка в скважине с точностью достаточной, чтобы чистить весь лифт и чтобы скребок не заходил в лубрикатор, при этом периодически производится калибровка положения скребка с точностью ±1,0 м, при необходимости возможна калибровка ±0,5 м и возможна еще точнее;

На порядок увеличен межремонтный период сальникового устройства за счет:

a) центрирования проволоки (троса) в сальниковом устройстве подвижным роликом;

б) применения новых технических решений.

Технические характеристики ОУК	НКТ	представлены
в табл. 8.4.
	Таблица 8 . 4
Технические данные и характеристики ОУК НКТ

Наименование параметра	Ед. изм.	Норма
Межочистной период	час	до 99
Интервал очистки скважин, длина наматываемой	м	до 3000
проволоки

Параметры:
– длина лубрикатора, не более	м	2
– длина скребка, не более	м	2
– диаметр скребка, не более	мм	59
– номинальная скорость перемещения	м/мин	5
– масса, не более	кг	150
Параметры рабочей среды:
– суммарное содержание парафина и асфальто-	%	10
смолистых веществ, объемных долей, не более

– кинематическая вязкость нефти, не более	мм2/с	120
– плотность нефти	кг/м3	500÷980

259

Окончание	табл. 8 . 4

Наименование параметра	Ед. изм.	Норма
Тяговое усилие на барабане, не менее	кГс	100
Тип и диаметр проволоки, наматываемой на ба-	мм	1,8 – 2,2
рабан, ГОСТ 7372

Условный диаметр НКТ, ГОСТ 633	мм	50; 62; 75
Мощность электропривода лебедки	кВт	0,25
Номинальное напряжение питания	В	220
Габаритные размеры (длина × ширина × высота)	мм	790х290х1500
Масса комплекта устройства (без проволоки):
блок управления, силовой агрегат, лубрикатор,	кг	150
скребок и т.д., не более
Параметры блока управления:
– токовые сигналы станции управления	мА	0-20
– расстояние от станции до привода, не более	м	200
– степень защиты по ГОСТ 14254		1Р53
Рабочее давление, не более	МПа	4,0
Класс взрывоопасной зоны по ПУЭ		В-1г

8.2.8. Установка УДС-1М

Установка УДС-1М (рис. 8.19) для депарафинизации труб скребками предназначена для механической очистки от парафина подъемныхтрубфонтанных, компрессорныхиоборудованных

Рис. 8.19. УДС и ее кинематическая схема: а – УДС-1М: 1 – индукционный датчик; 2 – лубрикатор; 3 – проволока; 4 – лебедка; 5 – станция управления; 6 – скребок с грузом; б – кинематическая схема: 1 – электродвигатель; 2 – муфта; 3 – редуктор червячный; 4 – храповое колесо; 5 – храповик; 6 – барабан

260

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Источник

1. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

Отечественные трубы

Зарубежные трубы

2. МАРКИРОВКА

Отечественные трубы

Зарубежные трубы

3. УСЛОВИЯ ПОСТАВКИ И ПРИЕМКИ

4. УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ

5. ПОДГОТОВКА К СПУСКУ В СКВАЖИНУ

6. ОБОРУДОВАНИЕ, ПРИМЕНЯЕМОЕ ПРИ СПУСКО-ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЯХ

7. СПУСК В СКВАЖИНУ

8. СМАЗКА РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ

9. ПОДЪЕМ ТРУБ

10. ПОДГОТОВКА ТРУБ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ОПЕРАЦИЙ ПО ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

11. ПРИЧИНЫ АВАРИЙ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ИХ ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ

12. ПЕРЕВОЗКА

Общие положения

Перевозка автомобилями и тракторами

Перевозка вертолетами

Перевозка водным транспортом

Перевозка железнодорожным транспортом

13. ХРАНЕНИЕ

14. РАЗБРАКОВКА И РЕМОНТ

15. ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

16. УЧЕТ И СПИСАНИЕ

Приложение 1

Поставщики, труб и освоенный сортамент

Приложение 2

Геометрические размеры и масса отечественных насосно-компрессорных труб

Приложение 3

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

Приложение 4

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

Приложение 5

Испытательные гидравлические давления для НКТ по ГОСТ 633-80

Приложение 6

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

Приложение 7

Геометрические характеристики насосно-компрессорных труб по стандартам АНИ

Приложение 8

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

Приложение 9

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

Приложение 10

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

Приложение 11

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

Приложение 12

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

Приложение 13

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

Приложение 14

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

Приложение 15

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

Приложение 16

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

Приложение 17

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

Приложение 18

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

Приложение 19

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

Приложение 20

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

Приложение 21

Приложение 22

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

Приложение 23

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

Приложение 24

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

Приложение 25

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

Приложение 26

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

Приложение 27

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

Приложение 28

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

Отечественные
трубы

3. УСЛОВИЯ ПОСТАВКИ И
ПРИЕМКИ

5. ПОДГОТОВКА К СПУСКУ В
СКВАЖИНУ

6. ОБОРУДОВАНИЕ,
ПРИМЕНЯЕМОЕ ПРИ СПУСКО-ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЯХ

8. СМАЗКА РЕЗЬБОВЫХ
СОЕДИНЕНИЙ

10. ПОДГОТОВКА ТРУБ ДЛЯ
ПРОВЕДЕНИЯ ОПЕРАЦИЙ ПО ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

11. ПРИЧИНЫ АВАРИЙ И
РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ИХ ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ

Общие
положения

Перевозка автомобилями и
тракторами

Перевозка водным
транспортом

Перевозка железнодорожным
транспортом

15. ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ
ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Поставщики,
труб и освоенный сортамент

Приложение
2

Геометрические размеры и
масса отечественных насосно-компрессорных труб

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

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

Приложение
5

Испытательные
гидравлические давления для НКТ по ГОСТ 633-80

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

Геометрические
характеристики насосно-компрессорных труб по стандартам АНИ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Приложение
32

Образцы
маркировки отечественных и зарубежных насосно-компрессорных труб

ПЕРЕЧЕНЬ
НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ПО НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫМ ТРУБАМ