Моменты затяжки труб нкт
Капитальный ремонт скважин(КРС) запись закреплена
#ТеорияКРС
Теория КРС Часть №6 Вспоминаем и повторяем основы!
Спуско-подъемные операции Насосно-компрессорных труб
1. Подготовительные работы перед спуском НКТ в скважину
1.1. Разгрузка и укладка новых НКТ на мостки муфтами к устью скважины, не допуская ударов НКТ и разгрузки НКТ на землю. При разгрузке труб запрещается их сбрасывать, а также ударять труба об трубу.
1.2. НКТ должны укладываться на деревянных прокладках так, чтобы нижний ряд находился на высоте не менее 35 см от пола или земли. Прокладки должны располагаться горизонтально, количество их по длине труб должно составлять не менее трех. Смежные ряды НКТ следует разделять деревянными прокладками (не менее трех в одном ряду). Прокладки должны располагаться под прямым углом и над опорами для предотвращения прогиба труб. Высота прокладки не должна допускать соприкосновения муфтовых частей труб верхнего и нижнего рядов между собой.
1.3. При монтаже подъемного агрегата необходимо обеспечить строгое центрирование талевой системы по оси скважины.
1.4. Перед спуском в скважину: измерить длину каждой грубы, данные занести в журнал замера труб, тщательно осмотреть тело и резьбовые части каждой трубы.
1.5. Перед спуском НКТ в скважину следует тщательно удалить консервационную смазку с резьбы ниппеля и муфты при помощи ППУ, дизельного топлива, ветоши, щетки (за исключением щеток с металлическим ворсом), проводить контроль качества НКТ, который включает в себя визуальный осмотр резьбы ниппеля и муфты, а также целостности тела трубы. При визуальном контроле обнаруживают внешние дефекты, при необходимости производя инструментальный (с помощью калибров) контроль.
1.6. До начала работ на скважине произвести проверку исправности ключа КПТ, с настройкой его на крутящий момент, согласно «Регламента по эксплуатации насосно-компрессорных труб» СТП 09100.17015.044-2007.
1.7. До начала спуска НКТ проверить исправность клиновой подвески, не допуская порчу НКТ сухарями клиньев.
1.8. Поднимаемые с мостков НКТ должны иметь навинченные предохранительные кольца (заглушки).
1.9. Перед спуском в скважину НКТ проверяются шаблоном необходимого диаметра.
2. Спуск НКТ в скважину
2.1. Подняв трубу, следует отвинтить предохранительное кольцо, тщательно очистить ветошью резьбу ниппеля oт влаги и возможных загрязнений, от заводской смазки, нанести по всей окружности ниппеля и муфты резьбовую смазку «Русма-1» в количестве, согласно утвержденных норм для конкретного типоразмера НКТ.
2.2. Закрепить трубу с навинченным колпачком на ниппель в элеваторе, поднять с мостков. Отвернуть предохранительный колпачок. Ниппель трубы следует направлять в муфту предыдущей трубы вертикально, посадку трубы в муфту необходимо производить осторожно, избегая при этом ударов резьбовых соединений между собой.
2.3. Первые три-четыре витка резьбы каждой НКТ (как новой, так и б/у) завернуть вручную, без использования трубного ключа, при этом убедиться:
а) в свободном (без затяжек) зацеплении витков резьбы двух последующих НКТ между собой,
б) в том, что талевый блок не раскачивается (во избежание повреждения резьбовых соединений НКТ). Последующие витки резьбы, начиная с 5-ой, свинчивать и докреплять с помощью ключа КПТ на пониженной передаче.
Для предотвращения заедания следует свинчивать соединение со скоростью не более 25 об/мин. Соединения должны затягиваться примерно на 2 оборота после свинчивания вручную. Долговечность резьбы НКТ при повторяющихся циклах СПО обратно пропорциональна прикладываемому крутящему моменту, поэтому в скважинах, где герметичность соединения не вызывает сомнения, следует использовать минимальные величины крутящих моментов при свинчивании. Величина момента свинчивания для подвески новых НКТ выбирается по моменту свинчивании первых 10 труб и в дальнейшем применяется как оптимальный. Если ниппель свободно, с моментом меньшим минимального (для НКТ Ø73 мм (вые.) — 1700 Н*м), ввинчивается в муфту до последнего витка резьбы или, если после свинчивания с максимальным моментом (для НКТ Ø73 мм (выс.) — 3100 Н*м) остается более двух свободных, не вошедших в муфту витков, следует забраковать обе трубы: спущенную в скважину и следующую за ней, и с пометкой на теле трубы «брак по резьбе» отправить в ПУ «Нефтебурсервис».
2.4 Не допускать повреждения тела НКТ в месте посадки трубного ключа при каждом спуске, подъеме. Во избежание повреждения тела трубы в месте захвата клиньями слайдера необходимо применять стопорные ключи, особенно в тех случаях, когда в скважину спущено менее 10 труб.
2.5 Спуск колонны НКТ на забой необходимо выполнять плавно, на минимальной скорости. При весе на крюке более 30 тонн спуск и подъем подвески НКТ необходимо производить на двух элеваторах.
2.6 При спуске подземного оборудования согласовать с НГДУ возможность спуска с поинтервальной опрессовкой.
3. Подъем НКТ из скважины
3.1 Подъем колонны НКТ и посадку ее на клинья или элеватор необходимо производить плавно, без ударов и рывков и переходов с одной скорости на другую.
3.2 Трубные ключи необходимо устанавливать на тело трубы вблизи муфты (муфтовой части), исключая наличия следов от «сухарей» на теле отворачиваемой НКТ.
3.3 При развинчивании резьбовых соединений не рекомендуется наносить удары по муфте НКТ тяжелым молотком (кувалдой), допускается лишь обстукивание муфты молотком, при этом не допускается наносить удары по торцу и в непосредственной близости от торца муфты.
3.4 После окончания развинчивания резьбового соединения ниппель поднятой грубы следует плавно вывести из муфты предыдущей. Отвинченную трубу можно поднимать лишь после полного выхода из соединения, навернуть предохранительный колпачок на ниппель поднятой НКТ перед укладкой на мостки.
3.5 Укладывать трубы на мостки следует рядами, отделяя каждый ряд деревянными прокладками.
3.6 Для выявления дефектов, препятствующих дальнейшему использованию труб, при подъеме их тщательно осматривают.
3.7 При подъеме последних 200 м НКТ (когда вес подвески небольшой), для исключения проворота НКТ в клиньевой подвеске следует применять ключ на задержку, который устанавливается на муфтовой части трубы.
Моменты затяжки труб нкт
Моменты затяжки труб нкт
Капитальный ремонт скважин(КРС) запись закреплена
#ТеорияКРС
Теория КРС Часть №6 Вспоминаем и повторяем основы!
Спуско-подъемные операции Насосно-компрессорных труб
1. Подготовительные работы перед спуском НКТ в скважину
1.1. Разгрузка и укладка новых НКТ на мостки муфтами к устью скважины, не допуская ударов НКТ и разгрузки НКТ на землю. При разгрузке труб запрещается их сбрасывать, а также ударять труба об трубу.
1.2. НКТ должны укладываться на деревянных прокладках так, чтобы нижний ряд находился на высоте не менее 35 см от пола или земли. Прокладки должны располагаться горизонтально, количество их по длине труб должно составлять не менее трех. Смежные ряды НКТ следует разделять деревянными прокладками (не менее трех в одном ряду). Прокладки должны располагаться под прямым углом и над опорами для предотвращения прогиба труб. Высота прокладки не должна допускать соприкосновения муфтовых частей труб верхнего и нижнего рядов между собой.
1.3. При монтаже подъемного агрегата необходимо обеспечить строгое центрирование талевой системы по оси скважины.
1.4. Перед спуском в скважину: измерить длину каждой грубы, данные занести в журнал замера труб, тщательно осмотреть тело и резьбовые части каждой трубы.
1.5. Перед спуском НКТ в скважину следует тщательно удалить консервационную смазку с резьбы ниппеля и муфты при помощи ППУ, дизельного топлива, ветоши, щетки (за исключением щеток с металлическим ворсом), проводить контроль качества НКТ, который включает в себя визуальный осмотр резьбы ниппеля и муфты, а также целостности тела трубы. При визуальном контроле обнаруживают внешние дефекты, при необходимости производя инструментальный (с помощью калибров) контроль.
1.6. До начала работ на скважине произвести проверку исправности ключа КПТ, с настройкой его на крутящий момент, согласно «Регламента по эксплуатации насосно-компрессорных труб» СТП 09100.17015.044-2007.
1.7. До начала спуска НКТ проверить исправность клиновой подвески, не допуская порчу НКТ сухарями клиньев.
1.8. Поднимаемые с мостков НКТ должны иметь навинченные предохранительные кольца (заглушки).
1.9. Перед спуском в скважину НКТ проверяются шаблоном необходимого диаметра.
2. Спуск НКТ в скважину
2.1. Подняв трубу, следует отвинтить предохранительное кольцо, тщательно очистить ветошью резьбу ниппеля oт влаги и возможных загрязнений, от заводской смазки, нанести по всей окружности ниппеля и муфты резьбовую смазку «Русма-1» в количестве, согласно утвержденных норм для конкретного типоразмера НКТ.
2.2. Закрепить трубу с навинченным колпачком на ниппель в элеваторе, поднять с мостков. Отвернуть предохранительный колпачок. Ниппель трубы следует направлять в муфту предыдущей трубы вертикально, посадку трубы в муфту необходимо производить осторожно, избегая при этом ударов резьбовых соединений между собой.
2.3. Первые три-четыре витка резьбы каждой НКТ (как новой, так и б/у) завернуть вручную, без использования трубного ключа, при этом убедиться:
а) в свободном (без затяжек) зацеплении витков резьбы двух последующих НКТ между собой,
б) в том, что талевый блок не раскачивается (во избежание повреждения резьбовых соединений НКТ). Последующие витки резьбы, начиная с 5-ой, свинчивать и докреплять с помощью ключа КПТ на пониженной передаче.
Для предотвращения заедания следует свинчивать соединение со скоростью не более 25 об/мин. Соединения должны затягиваться примерно на 2 оборота после свинчивания вручную. Долговечность резьбы НКТ при повторяющихся циклах СПО обратно пропорциональна прикладываемому крутящему моменту, поэтому в скважинах, где герметичность соединения не вызывает сомнения, следует использовать минимальные величины крутящих моментов при свинчивании. Величина момента свинчивания для подвески новых НКТ выбирается по моменту свинчивании первых 10 труб и в дальнейшем применяется как оптимальный. Если ниппель свободно, с моментом меньшим минимального (для НКТ Ø73 мм (вые.) — 1700 Н*м), ввинчивается в муфту до последнего витка резьбы или, если после свинчивания с максимальным моментом (для НКТ Ø73 мм (выс.) — 3100 Н*м) остается более двух свободных, не вошедших в муфту витков, следует забраковать обе трубы: спущенную в скважину и следующую за ней, и с пометкой на теле трубы «брак по резьбе» отправить в ПУ «Нефтебурсервис».
2.4 Не допускать повреждения тела НКТ в месте посадки трубного ключа при каждом спуске, подъеме. Во избежание повреждения тела трубы в месте захвата клиньями слайдера необходимо применять стопорные ключи, особенно в тех случаях, когда в скважину спущено менее 10 труб.
2.5 Спуск колонны НКТ на забой необходимо выполнять плавно, на минимальной скорости. При весе на крюке более 30 тонн спуск и подъем подвески НКТ необходимо производить на двух элеваторах.
2.6 При спуске подземного оборудования согласовать с НГДУ возможность спуска с поинтервальной опрессовкой.
3. Подъем НКТ из скважины
3.1 Подъем колонны НКТ и посадку ее на клинья или элеватор необходимо производить плавно, без ударов и рывков и переходов с одной скорости на другую.
3.2 Трубные ключи необходимо устанавливать на тело трубы вблизи муфты (муфтовой части), исключая наличия следов от «сухарей» на теле отворачиваемой НКТ.
3.3 При развинчивании резьбовых соединений не рекомендуется наносить удары по муфте НКТ тяжелым молотком (кувалдой), допускается лишь обстукивание муфты молотком, при этом не допускается наносить удары по торцу и в непосредственной близости от торца муфты.
3.4 После окончания развинчивания резьбового соединения ниппель поднятой грубы следует плавно вывести из муфты предыдущей. Отвинченную трубу можно поднимать лишь после полного выхода из соединения, навернуть предохранительный колпачок на ниппель поднятой НКТ перед укладкой на мостки.
3.5 Укладывать трубы на мостки следует рядами, отделяя каждый ряд деревянными прокладками.
3.6 Для выявления дефектов, препятствующих дальнейшему использованию труб, при подъеме их тщательно осматривают.
3.7 При подъеме последних 200 м НКТ (когда вес подвески небольшой), для исключения проворота НКТ в клиньевой подвеске следует применять ключ на задержку, который устанавливается на муфтовой части трубы.
Основные параметры резьбовых соединений НКТ и НКТВ
6.2.1 Общий вид резьбовых соединений НКТ и НКТВ показан на рисунках 13 и 14.
D — наружный диаметр трубы; DM — наружный диаметр муфты; d — внутренний диаметр трубы; LM — длина муфты; t — толщина стенки трубы
Рисунок 13 — Общий вид резьбового соединения НКТ
D — наружный диаметр трубы; DВ — наружный диаметр высаженного конца трубы; DM — наружный диаметр муфты; d — внутренний диаметр трубы; LM — длина муфты; t — толщина стенки трубы
Рисунок 14 — Общий вид резьбового соединения НКТВ
6.2.2 Основные геометрические параметры и предельные отклонения параметров резьбового соединения НКТ должны соответствовать указанным на рисунках 15 и 16 и в таблицах 11 и 13, резьбового соединения НКТВ — на рисунках 15 и 16 и в таблицах 12 и 14.
** Размер не регламентируется.
D — наружный диаметр трубы; DВ — наружный диаметр высаженного конца трубы с соединением НКТВ; dср — средний диаметр резьбы в основной плоскости; d1 — наружный диаметр резьбы в плоскости торца трубы; d2 — внутренний диаметр резьбы в плоскости торца труб; L — общая длина резьбы трубы (от торца трубы до конца сбега резьбы); l — длина резьбы с полным профилем (от торца трубы до основной плоскости); l1 — длина резьбы с неполным профилем; l2 — длина сбега резьбы
Рисунок 15 — Основные геометрические параметры резьбовых соединений НКТ или НКТВ трубы
** Размер не регламентируется.
В — ширина торцовой плоскости муфты; d — диаметр цилиндрической расточки муфты; d3 — внутренний диаметр резьбы муфты в плоскости торца трубы; LM — длина муфты; l — длина цилиндрической расточки муфты
1 Вместо цилиндрической расточки у торца муфты допускается выполнение конической расточки с теми же длиной и диаметром, образующая которой параллельна образующей конуса резьбы.
2 Для выхода резьбообразующего инструмента на середине муфты может быть выполнена проточка на глубину, превышающую высоту профиля не более чем на 0,50 мм. Проточка не должна иметь острых кромок. При отсутствии проточки допускается перерез встречных ниток в середине муфты, на расстоянии не более (13 — Р) мм от середины муфты в обе стороны, где Р — шаг резьбы, округленный до целого значения.
Рисунок 16 — Основные геометрические параметры резьбовых соединений НКТ и НКТВ муфты
Таблица 11 — Основные геометрические параметры резьбового соединения НКТ трубы
| Условный диаметр трубы | Наружный диаметр трубыD* | Шаг резьбыР | Средний диаметр резьбы в основной плоскости dср * | Наружный диаметр резьбы в плоскости торца трубы d1* | Внутренний диаметр резьбы в плоскости торца трубы d2* | Общая длина резьбы L | Длина резьбы с полным профилем l* | Длина сбега резьбы l2 не более |
| Номинальное значение | Предельное отклонение | |||||||
| 33,40 | 2,540 | 32,065 | 32,382 | 29,568 | 29,0 | ±2,5 | 16,3 | |
| 42,18 | 40,828 | 40,948 | 38,124 | 32,0 | 19,3 | |||
| 48,26 | 46,924 | 46,866 | 44,042 | 35,0 | 22,3 | |||
| 60,32 | 58,989 | 58,494 | 55,670 | 42,0 | 29,3 | |||
| 73,02 | 71,689 | 70,506 | 67,682 | 53,0 | 40,3 | |||
| 88,90 | 87,564 | 85,944 | 83,120 | 60,0 | 47,3 | |||
| 101,60 | 3,175 | 99,866 | 98,519 | 94,899 | 62,0 | ±3,2 | 49,3 | |
| 114,30 | 112,566 | 111,031 | 107,411 | 65,0 | 52,03 | |||
| * Размер для справок. |
Таблица 12 — Основные геометрические параметры резьбового соединения НКТВ трубы
| Условный диаметр трубы | Наружный диаметр трубы D* | Наружный диаметр высаженной части DВ* | Шаг резьбыР | Средний диаметр резьбы в основной плоскостиdср * | Наружный диаметр резьбы в плоскости торца трубыd1 * | Внутренний диаметр резьбы в плоскости торца трубыd2* | Общая длина резьбы L | Длина резьбы с полным профилем l * | Длина сбега резьбы l2 не более |
| Номинальное значение | Предельное отклонение | ||||||||
| 26,67 | 33,40 | 2,540 | 32,065 | 32,383 | 29,568 | 29,0 | ±2,5 | 16,3 | |
| 33,40 | 37,30 | 35,970 | 36,100 | 33,276 | 32,0 | 19,3 | |||
| 42,16 | 46,00 | 44,701 | 44,634 | 41,819 | 35,0 | 22,3 | |||
| 46,26 | 53,20 | 51,845 | 51,662 | 48,833 | 37,0 | 24,3 | |||
| 60,32 | 65,90 | 3,175 | 64,148 | 63,551 | 59,931 | 50,0 | ±3,2 | 37,3 | |
| 73,90 | 78,60 | 76,848 | 76,001 | 72,381 | 54,0 | 41,3 | |||
| 88,90 | 95,20 | 93,516 | 92,294 | 88,674 | 60,0 | 47,3 | |||
| 101,60 | 108,00 | 106,216 | 104,744 | 101,124 | 64,0 | 51,3 | |||
| 114,30 | 120,60 | 118,916 | 117,256 | 113,636 | 67,0 | 54,3 | |||
| * Размер для справок. |
Таблица 13 — Основные геометрические параметры резьбового соединения НКТ муфты
| Условный диаметр трубы | Наружный диаметр трубыD* | Шаг резьбы Р | Средний диаметр резьбы в основной плоскости dср * | Диаметр цилиндрической расточки муфты d +0,8 -0,0 | Внутренний диаметр резьбы муфты в плоскости торца муфты d3 * | Длина цилиндрической расточки муфты l +1,5 -0,5 | Ширина торцовой плоскости муфты В,не менее | Натяг при свинчивании трубы с муфтой вручную Ah ±P** |
| 33,40 | 2,540 | 32,065 | 35,0 | 31,210 | 8,0 | 2,0 | 5,0 ±2,5 | |
| 42,16 | 40,828 | 43,8 | 39,973 | 2,5 | ||||
| 48,26 | 46,924 | 49,9 | 46,069 | 1,5 | ||||
| 60,32 | 58,989 | 61,9 | 58,134 | 4,0 | ||||
| 73,90 | 71,689 | 74,6 | 70,834 | 5,5 | ||||
| 88,90 | 87,564 | 90,5 | 86,709 | 6,5 | ||||
| 101,60 | 3,175 | 99,866 | 103,2 | 98,519 | 9,5 | 6,5 | 6,5 ±3,2 | |
| 114,30 | 112,566 | 115,9 | 111,219 | 6,0 | ||||
| * Размер для справок. ** Значение шага резьбы, округленное до первого десятичного знака. |
Таблица 14 — Основные геометрические параметры резьбового соединения НКТВ муфты
| Условный диаметр трубы | Наружный диаметр трубыD* | Шаг резьбы Р | Средний диаметр резьбы в основной плоскости dср * | Диаметр цилиндрической расточки муфты d +0,8 | Внутренний диаметр резьбы в плоскости торца муфты d3* | Длина расточки муфты l +1,5 -0,5 | Ширина торцовой плоскости муфтыВ, не менее | Натяг при свинчивании трубы с муфтой вручную Ah±Р ** |
| 26,67 | 2,540 | 32,065 | 35,0 | 31,210 | 8,0 | 2,0 | 5,0 ±2,5 | |
| 33,40 | 35,970 | 38,9 | 35,115 | 3,0 | ||||
| 42,16 | 44,701 | 47,6 | 43,846 | 2,5 | ||||
| 48,26 | 51,845 | 54,8 | 50,990 | 2,5 | ||||
| 60,32 | 3,175 | 64,148 | 67,5 | 62,801 | 9,5 | 3,5 | 6,5 ±3,2 | |
| 73,90 | 76,848 | 80,2 | 75,501 | 4,5 | ||||
| 88,90 | 93,516 | 96,9 | 92,169 | 6,5 | ||||
| 101,60 | 106,216 | 109,6 | 104,869 | 6,5 | ||||
| 114,30 | 118,916 | 122,3 | 117,569 | 7,5 | ||||
| * Размер для справок. ** Значение шага резьбы, округленное до первого десятичного знака. |
6.2.3 На расстоянии от торца трубы менее (l — 7,5) мм для резьбы с шагом 2,540 мм и менее (l — 10,0) мм для резьбы с шагом 3,175 мм не допускаются витки резьбы с черновинами.
6.2.4 Минимальная толщина стенки трубы под резьбой в плоскости торца трубы должна быть не менее 1,0 мм для труб условным диаметром до 48 мм включительно и не менее 2,0 мм для труб остальных диаметров.
Толщину стенки трубы под резьбой в плоскости торца трубы вычисляют по следующей формуле
где tr — толщина стенки трубы под резьбой в плоскости торца трубы, мм, округленная до 0,1 мм;
r — номинальная толщина стенки, мм;
D — номинальный наружный диаметр трубы, мм;
d2 — внутренний диаметр резьбы в плоскости торца трубы, мм;
Δ — величина плюсового предельного отклонения наружного диаметра трубы, равная 0,8 мм для труб условным диаметром до 102 мм включительно и 0,9 мм для труб условным диаметром 114 мм.
Если расчетное значение tr менее или равно 1,0 мм для труб условным диаметром до 48 мм включительно и менее или равно 2,0 мм для труб остальных диаметров, то минимальная толщина стенки трубы под резьбой в плоскости торца трубы должна быть не менее 1,0 или 2,0 мм соответственно,
Если расчетное значение tr более 1,0 мм для труб условным диаметром до 48 мм включительно или более 2,0 мм для труб остальных диаметров, то минимальная толщина стенки трубы под резьбой в плоскости торца трубы должна быть не менее расчетного значения.
6.2.5 Оси резьбы обоих концов муфты должны совпадать. Предельное отклонение от соосности в плоскости торца муфты не должно превышать 0,75 мм, предельное отклонение от соосности на расстоянии 1 м от середины муфты не должно превышать 3,00 мм. Допускается увеличение предельного отклонения от соосности в плоскости торца муфты до 1,00 мм при одновременном уменьшении предельного отклонения от соосности на расстоянии 1 м от середины муфты до 2,00 мм.
6.2.6 Овальность резьбы муфты (разность диаметров резьбы муфты в одном сечении) не должна превышать:
— 0,100 мм — для муфт к трубам условным диаметром от 27 до 60 мм;
— 0,130 мм — для муфт к трубам условным диаметром от 73 до 89 мм;
— 0,150 мм — для муфт к трубам условным диаметром от 102 до 114 мм.
6.2.7 При свинчивании труб с муфтами вручную натяг Ah (расстояние от торца муфты до конца сбега резьбы на трубе) (рисунок 17) должен соответствовать указанному в таблицах 12 и 14.
При механическом свинчивании труб с муфтами торец муфты должен совпадать с концом сбега резьбы на трубе (см. рисунок 17).
Ah — натяг при свинчивании труб с муфтами вручную
Рисунок 17 — Схема свинчивания муфт и труб с резьбовыми соединениями НКТ или НКТВ
Проведение спуско-подъемных операций с НКТ
2.4.1 Подготовленные комплекты из новых или бывших в эксплуатации труб доставляются на скважины трубовозами, причем резьба труб и муфт должна быть защищена от повреждений специальными металлическими кольцами и ниппелями.
2.4.2 Перед выполнением спуско-подъемных операций (СПО) на скважине необходимо провести следующие подготовительные работы:
— подготовить рабочее место (мостки, стеллажи, площадки), обеспечив при этом все условия для безопасного ведения работ;
— проверить соответствие инструментов и механизмов паспортным данным;
— обеспечить при монтаже подъемного оборудования (вышки, мачты) строгое центрирование талевой системы относительно устья скважины;
— подобрать и проверить работоспособность инструмента и комплекта механизмов малой механизации в зависимости от характера выполняемых работ и типоразмера труб;
— подготовить подъемные патрубки и переводники, применяемые при СПО, которые должны быть изготовлены в заводских условиях или в ЦКПРС и подвергнуты контролю на соответствие требованиям ГОСТ 633 или технических условий.
2.4.3 Доставленный комплект НКТ укладывается на стеллажи рядами, муфтами к устью скважины, по типоразмерам согласно конструкции лифтовой колонны (по заказ-заявке) сверху вниз, т.е верхние секции труб укладываются вниз, а нижние – наверх. Между рядами должно быть уложено не менее трех прокладок (доски, брусья).
2.4.4 Перед спуском труб, оборудованных специальными приспособлениями (пакером, пусковым клапаном и т.д.), эксплуатационную колонну необходимо прошаблонировать до забоя. Диаметр шаблона должен быть указан технологическими службами.
2.4.5 Подачу труб со стеллажей на мостки производить без ударов, не допускать раскачивания поднятой трубы и ее ударов о детали подъемного сооружения, станка-качалки и устья скважины. При укладке труб на мостки на ниппельный конец обязательно устанавливается защитное кольцо
2.4.7 Перед спуском в скважину длина каждой трубы должна быть измерена рулеткой и занесена в журнал учета. Длина трубы определяется расстоянием между свободным торцом муфты и концом сбега резьбы ниппеля. Суммарная длина труб должна соответствовать длине лифтовой колонны согласно плана работ или заказ-заявки.
2.4.8 Если в колонну включены какие-либо пакеры или ловильные приспособления, то мастер обязан сделать эскиз их установки с размерами.
2.4.9 Перед спуском НКТ в скважину внутренний диаметр и общая кривизна трубы проверяются при помощи цилиндрической оправки (шаблона) длиной 1250 мм и наружным диаметром, указанным в таблице 14.
2.4.10 Предохранительные ниппеля удаляются из муфты перед подъемом трубы с мостков, а предохранительные кольца ниппелей снимаются после подъема трубы над устьем скважины. Консервационную смазку необходимо удалить и на чистую резьбу нанести резьбоуплотнительную смазку.
2.4.11 Тип смазки выбирается в зависимости от условий эксплуатации и требований нормативной документации на трубы. Области применения известных резьбовых смазок указаны в таблице 20. Резьбоуплотнительная смазка наносится при помощи кисти, деревянного шпателя (лопатки) на поверхность резьб ниппельного конца и муфты.
2.4.12 Составы выбранных для применения смазок, согласно разработанной на них нормативной документации. Ориентировочный расход смазок приведен в таблице 21.
Рекомендуемые сочетания смазок и резьбовых соединений в зависимости от условий применения приведены в таблице 22.
Для труб, изготовленных по API 5CT применяются смазки в соответствии с требованиями API RP 5A3 [18].
Таблица 20 – Области применения резьбовых смазок
| Смазка | Область применения |
| Р-2 ТУ 38-101332-76 | Для резьбовых соединений НКТ в скважинах нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с температурами от минус 30 0 С до +50 0 С |
| Р-402 ТУ 301-04-020-92 | Для резьбовых соединений НКТ в скважинах нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с температурами от минус 50 0 С до 200 0 С |
| ПСМ «ВНИИТнефть» ТУ 0254-142-0147016-01 | Для резьбовых соединений НКТ в скважинах нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с температурами до 200 0 С, в т.ч использование в коррозионно-агрессивных средах с содержанием H2S и СО2 до 6% каждого |
| Смазка | Область применения |
| РУС РУС-1 ТУ0254-005-54044229-02 | Для резьбовых соединений при давлениях жидкости – до 73,6 МПа и газа – до 68,7 МПа. Температурный диапазон от минус 50 0 С до + 200 0 С. Смазка может использоваться в коррозионно-агрессивных средах с содержанием Н2S и СО2 до 6% каждого. |
| РУС «Снежная королева» ТУ 0254-006-54044229-02 | Для резьбовых соединений при давлении жидкости до 73,6 МПа, газа – до 68,7 МПа. Температурный диапазон от минус 60 0 С до + 240 0 С. Смазка может использоваться при парциальном давлении H2S 25% и СО2 15% |
| РУСМА ТУ 0254-001- 46977243-2002 | Для резьбовых соединений при давлении жидкости и газа до 70 МПа и температурах от минус 50 0 С до +200 0 С. Смазка соответствует требованиям американского руководства API RP 5A3 |
| РУСМА-1 ТУ 0254-001-46977243-2002 | Для резьбовых соединений труб, изготовленных по API 5CT |
Таблица 21– Ориентировочный расход смазок в зависимости от размера НКТ, г
Таблица 22- Рекомендуемые сочетания типов резьбовых соединений и герметизирующих средств для колонн НКТ в скважинах, не содержащих сероводород
| Интенсивность искривления, град/10 м | Избыточное внутреннее давление, МПа | Рекомендуемое сочетание резьбовых соединений и герметизирующих средств |
| Жидкая среда | ||
| от 1,5 до 2,5 | до 18,0 | треугольная (Р-2, Р-402) |
| от 18,0 до 25,0 | треугольная с тефлоновым кольцом (Р-2, Р-402) | |
| от 2,5 до 5,0 | до 18,0 | треугольная с тефлоновым кольцом (Р-2, Р-402) |
| свыше 18,0 | НКМ (Р-2, Р-402, ПСМ «ВНИИТнефть», РУС, РУС-1, РУСМА, РУС «СК») | |
| свыше 5,0 | свыше 25,0 | НКМ (Р-2, Р-402, ПСМ «ВНИИТнефть», РУС, РУС-1, РУСМА, РУС «СК») |
| Газовая среда | ||
| до 5,0 и свыше | до 25,0 и свыше | НКМ (Р-2, Р-402, ПСМ «ВНИИТнефть», РУС, РУС-1, РУСМА, РУС «СК», РУСМА-1) |
2.4.13 Подготовленную и поднятую очередную трубу над устьем скважины необходимо направлять в муфту спущенной трубы вертикально, посадку производить плавно, без ударов, чтобы не повредить резьбу. После центровки начинать медленное свинчивание вручную. Свинчивание производить без перекосов, убедившись, что резьбы ниппеля и муфты вошли в зацепление.
Для предотвращения заедания при свинчивании следует свинчивать соединение со скоростью не более 25 об/мин. Соединения должны затягиваться примерно на два оборота после свинчивания вручную, при этом необходимо не допустить деформации резьбы.
Долговечность соединений НКТ при повторяющихся циклах СПО обратно пропорциональна прикладываемому крутящему моменту, поэтому в скважинах, где герметичность соединения не вызывает сомнения, следует использовать минимальные величины крутящих моментов при свинчивании.
2.4.14 При сильном ветре, вызывающим раскачивание талевой системы, а вместе с ней и поднятой над устьем скважины трубы, необходимо использовать центрирующие приспособления, а при их отсутствии свинчивание производить вручную или прекратить работу.
2.4.15 При проведении СПО должны быть использованы не повреждающие НКТ клиновые захваты («клинья»), которые должны быть проверены до начала работы.
2.4.16 Свинчивание рекомендуется производить с приложением крутящих моментов, значения которых приведены в Приложениях В, Г, Д, Е, Ж. Момент свинчивания НКТ уточняется непосредственным производителем работ при свинчивании первых 10 труб и в дальнейшем применяется как оптимальный [20].
Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет