ЗАО «ВНИИТнефть». Трубы бурильные. Руководство по экссплуатации (2015 год)

 

  Главная      Учебники - АЗС, Нефть 

 

поиск по сайту            правообладателям  

 

 

 

 

 

 

 



 

 

 

 

 

ЗАО «ВНИИТнефть». Трубы бурильные. Руководство по экссплуатации (2015 год)

 

 

Содержание
1 ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
4
2 ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРУБ
5
3 МАРКИРОВКА И УПАКОВКА
5
3.1 Маркировка труб
5
3.2 Упаковка труб
5
4 ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ
5
4.1 Транспортирование труб
5
4.2 Хранение труб
6
5
ТРЕБОВАНИЯ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАЦИОНАЛЬНОЙ
7
ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБ
5.1 Формирование компоновок бурильных колонн
7
5.2 Требования к подготовке труб к эксплуатации
9
5.3 Рекомендации по выбору смазок
10
5.4 Учет работы и движения парка труб
12
5.5 Проведение спускоподъемных операций с бурильными трубами
12
5.6 Эксплуатация бурильных труб
14
5.7 Классификация труб по параметрам их физического износа
15
5.8 Контроль работы бурильных труб при эксплуатации
17
18
6 ВИДЫ АВАРИЙ С БУРИЛЬНЫМИ ТРУБАМИ И ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ
7ОСНОВНЫЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ АВАРИЙНОГО
19
РАЗРУШЕНИЯ ТРУБНЫХ КОЛОНН
8 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ
19
9 ГАРАНТИИ ИЗГОТОВИТЕЛЯ
20
Приложение А Размерный ряд и технические характеристики бурильных
21
труб
Приложение Б Перечень документов, использованных при составлении
30
Руководства
Приложение В Области применения стальных бурильных труб
2
Настоящее руководство по эксплуатации разработано применительно к сор-
таменту бурильных труб, выпускаемых по ГОСТ Р 50278, ГОСТ Р54383, стандарту
API Spec 5DР и техническим условиям (ТУ), действующим в ОАО « Трубная метал-
лургическая компанияª («ТМКª).
Все бурильные трубы могут быть использованы для строительства и ремонта
нефтяных и газовых скважин с учетом рекомендаций, приведенных в данном руко-
водстве.
Руководство не отменяет и не противоречит действующим руководящим до-
кументам согласно Приложения Б, а дополняет и конкретизирует особенности экс-
плуатации бурильных труб, выпускаемых ОАО «ТМКª. Руководство отменяет дейст-
вующий документ «Трубы бурильные. Руководство по эксплуатацииª, выпущенный
ЗАО «ВНИИТнефтьª 2010г.
Руководство содержит все необходимые требования, касающиеся обеспече-
ния промышленной безопасности при эксплуатации бурильных труб на предприяти-
ях нефтегазодобывающего комплекса.
Приведенные данные по нормативной базе на трубы носят характер общей ин-
формации. За детальной информацией следует обращаться к действующей техни-
ческой документации на конкретные трубы.
При выполнении всех требований данного руководства ОАО «ТМКª гаранти-
рует надежность и качество применяемых труб.
3
1 ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
В настоящем руководстве применяют следующие термины с соответствую-
щими определениями:
Продукция - бурильные трубы.
Бурильные трубы (БТ) - трубы, к которым крепятся бурильные замки мето-
дом сварки трением.
Замковое соединение - соединительный элемент для сборки бурильных
труб в колонну. Ниппельная часть крепится к одному концу бурильной трубы, а рас-
трубная (муфтовая) часть - к другому концу. Замковые соединения в данном случае
приварены к бурильной трубе.
Муфта бурильного замка - деталь бурильного замка с внутренней резьбой.
Ниппель бурильного замка - деталь бурильного замка с наружной резьбой.
Колонна бурильных труб - последовательно свинченные бурильные трубы.
Поставщик - фирма, компания, организация, подтверждающая и несущая от-
ветственность за соответствие поставляемой продукции всем данным сертификата
и требованиям технических условий, ГОСТов и другой технической документации.
Потребитель - фирма, компания, организация, приобретающая или эксплуа-
тирующая продукцию.
Типоразмер трубы - характеристика трубы, включающая ее назначение, вид
трубы, тип высадки, наружный диаметр тела трубы, толщину стенки, длину, вид за-
плечика под элеватор, группу прочности или марку стали.
Комплект бурильных труб - набор бурильных труб одного типоразмера, од-
ного времени формирования, объединенный единым паспортом, составляемым экс-
плуатирующей организацией.
Приɺмка - процесс измерения, осмотра, испытания, проверки или иного срав-
нения продукции с применяемыми требованиями.
Нормативные документы на изготовление и поставку трубной продукции
- стандарты, технические условия, технические приложения к договорам (контрак-
там) на изготовление и поставку труб.
Визуальный контроль - органолептический контроль, осуществляемый ор-
ганами зрения.
Измерительный контроль
- контроль, осуществляемый с применением
средств измерений.
Физический износ труб - изменение геометрических параметров и прочно-
стных (эксплуатационных) характеристик труб в процессе их эксплуатации.
Полный физический износ - изменение геометрических параметров и экс-
плуатационных (прочностных) характеристик труб в процессе их эксплуатации, кото-
рые не позволяют продолжать их использование по прямому назначению.
Дефект - несовершенство достаточной величины, служащее основанием для
отбраковки изделия на основе критериев, установленных нормативным документом.
Партия - определѐнное количество продукции, изготовленное в условиях,
считающихся одинаковыми по контролируемому показателю.
Объем партии - количество единиц изделий в партии.
Изготовитель бурильной трубы - предприятие, отвечающее за соответст-
вие труб всем требованиям нормативных документов, товарный знак которого нане-
сен на изделие.
Типичное место промыва СБТ - Наиболее распространенным местом обра-
зования промывов, в следствие размыва полученных из-за комбинированных нагру-
зок усталостных трещин, является область около внутренней высадки в месте при-
варки замка к трубе.
4
2 ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРУБ
2.1 Сортамент бурильных труб, выпускаемых заводами компании ТМК, пред-
ставлен в Каталогах ПАО ТМК.
2.2 Механические свойства, химические состав, а также другие технические
характеристики труб и замков описаны в НД согласно спецификации заказа.
3 МАРКИРОВКА И УПАКОВКА
3.1 Маркировка труб
3.1.1 Маркировка трубной продукции производится с целью приведения на
каждом изделии данных, необходимых потребителю.
3.1.2 Требования к маркировке и содержание маркировки должно
соответствовать требованиям нормативной документации на трубы.
3.2 Упаковка труб
3.2.1 Резьба, уплотнительные торцы и уступы, уплотнительные конические
поверхности труб и муфт должны быть защищены от повреждений при
транспортировании и хранении специальными резьбовыми предохранителями:
металлическими, полимерными или комбинированными
(металл
+ полимер).
Допускается применение и других материалов резьбовых предохранителей,
обеспечивающих защиту резьбы от повреждения.
3.2.2 Торцы всех труб должны быть закрыты резьбовыми предохранителями,
которые по требованию потребителя могут выполняться либо открытыми, либо глу-
хими. В последнем случае во внутреннюю полость для предохранения от коррозии
может помещаться влагопоглотитель (по требованию Заказчика), например, силика-
гель.
3.2.3 Конструкция резьбовых предохранителей должна обеспечивать защиту
резьбы, упорных торцов и уступов ниппелей и муфт в соответствии с требованиями
нормативной документации на трубы.
3.2.4 При навинчивании предохранителей резьбы, упорные торцы и уступы,
уплотнительные конические поверхности должны быть покрыты антикоррозионной
смазкой.
3.2.5 Трубы поставляют в пакетах, прочно увязанных не менее, чем в трех
местах.
При увязке труб в пакеты муфты на трубах должны быть ориентированы в
одну сторону. В одном пакете должны быть трубы только одной партии.
Масса пакета труб не должна превышать 5 т, а по требованию потребителя -
не более 3 т.
3.2.6 Увязочный материал не является приспособлением для строповки.
Упаковка должна обеспечивать многократные перегрузки пакетов и обеспечивать
сохранность труб от возможных повреждений.
4. ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ ТРУБ
4.1 Транспортирование труб
4.1.1 Транспортирование труб должно проводиться железнодорожным (на от-
крытом подвижном составе), автомобильным или водным транспортом в соответст-
вии с Правилами перевозок грузов и Технических условий погрузки и крепления гру-
зов, действующими на транспорте данного вида.
4.1.2 На пол вагона или кузова автомашины должны быть уложены прокладки.
Пакеты труб должны иметь транспортные хомуты.
5
4.1.3 При транспортировании труб на платформах необходимо с боковых сто-
рон устанавливать вертикальные деревянные стойки, связанные поверх труб прово-
локой.
4.1.4 При транспортировке на грузовых машинах необходимо предпринять
следующие меры предосторожности:
- необходимо грузить трубы на брусы и привязывать их с помощью подходя-
щей цепи к брусам;
- необходимо грузить трубы так, чтобы муфты были на одном конце транспор-
та.
4.1.5 При использовании трубовозов необходимо принять меры по исключе-
нию прогиба труб. Концы труб при транспортировании не должны выступать за габа-
риты транспортных средств более чем на 1 м.
4.1.6 При погрузке не допускаются удары труб или пакетов о металлические
части транспортных средств или друг о друга.
4.1.7 Категорически ЗАПРЕЩАЕТСЯ транспортировать трубы волоком или
сбрасывать на землю.
4.1.8 Перед разгрузкой необходимо удостовериться, что предохранительные
детали резьбовых соединений прочно установлены.
4.1.9 При погрузке, выгрузке и укладке труб в штабели необходимо применять
грузоподъемные механизмы или безопасные трубные накаты (скаты). Не сваливать
трубы при разгрузке. Для длинных труб рекомендуется использование растяжек с
петлями на конце. При ручной разгрузке использовать канатные стропы. Скатывая
трубы по направляющим, следить, чтобы они двигались параллельно штабелю, и не
допускать ускорения движения или ударов концов труб, т.к. может быть повреждена
резьба даже с предохранительными деталями.
4.1.10 Особое внимание необходимо уделять ведению погрузо-разгрузочных
работ с трубами, предназначенными для работы в кислых средах, или из коррозион-
но-стойкого сплава, не допуская их ударов друг о друга или другие предметы. Так
как удары о рядом лежащую трубу или иные предметы могут вызвать локальное уп-
рочнение трубы до такой степени, что труба станет восприимчивой к растрескива-
нию под действием напряжений в сульфидсодержащей среде.
4.2 Хранение труб
4.2.1 Все бурильные трубы должны храниться уложенными на стеллажах.
4.2.2 Отдельно на стеллажах должны складироваться:
а) новые трубы, поступившие от заводов-изготовителей;
б) трубы, рассортированные по видам ремонта;
в) отремонтированные трубы;
г) забракованные трубы, не подлежащие ремонту;
д) трубы, собранные в комплекты и подготовленные для отправки предпри-
ятию.
4.2.3 На каждом стеллаже укладываются трубы, имеющие одни и те же пара-
метры: тип, условный диаметр, толщину стенки, группу прочности, класс и направ-
ление резьбы.
4.2.4 Требования, предъявляемые к стеллажам и укладке труб на них, сле-
дующие:
а) рабочая (опорная) поверхность стеллажа должна быть горизонтальной с
целью предотвращения самопроизвольного перекатывания труб, конструкция стел-
лажа должна обеспечивать касание трубы с опорной поверхностью стеллажа не ме-
нее чем в трех точках, с целью исключения самопроизвольного скатывания труб, ка-
ждый стеллаж должен быть оборудован вертикальными стойками;
б) рабочая (опорная) поверхность стеллажей должна располагаться на высоте
не менее 350 мм от поверхности земли;
в) высота штабеля труб на стеллаже не должна превышать 3000мм;
6
г) при укладке труб в несколько рядов между рядами должно быть проложено
не менее трех деревянных прокладок, высота которых должна быть такой, чтобы
замковые детали не касались друг друга.
Прокладки между рядами труб располагать в одной плоскости.
4.2.5 Каждый стеллаж должен быть снабжен табличкой, в которой указывают-
ся основные технические характеристики, размещенных на нем труб.
4.2.6 Резьба труб, находящихся на хранении, должна быть смазана консерва-
ционной смазкой либо резьбовой смазкой, обладающей консервационными свойст-
вами и защищена от повреждений предохранителями резьбы.
При хранении труб с нанесенной резьбовой смазкой более 6 месяцев (если
иного не указано в сертификатах качества), резьба ниппельного конца труб и резьба
муфт под предохранителями резьбы, по истечении данного срока подлежит пере-
консервации.
Переконсервация производится по следующей схеме:
- отвинчивание предохранителя резьбы;
- удаление консервационной или резьбовой смазки растворителем;
- осмотр и оценка резьбы на соответствие НД;
- нанесение свежей консервационной или резьбовой смазки, обладающей кон-
сервационными свойствами, при соответствии резьбы НД;
- навинчивание предохранителей резьбы.
4.2.7 Запрещается хранить вблизи стеллажей кислоты, щелочи и другие хими-
ческие материалы, способные вызвать коррозию труб.
4.2.8 Допускается хранение труб на открытом воздухе.
5 ТРЕБОВАНИЯ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАЦИОНАЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ТРУБ
5.1 Формирование компоновок бурильных колонн
5.1.1 Основными документами, регламентирующими количественный и каче-
ственный состав компоновок бурильных колонн являются рабочие проекты, разра-
ботанные, согласованные и утвержденные в соответствии с Правилами безопасно-
сти в нефтяной и газовой промышленности, другими нормативными правовыми ак-
тами, регламентирующими порядок проектирования.
5.1.2 При подборе проектных компоновок бурильных колонн рекомендуется
провести предварительную экспертизу соответствия рекомендованных проектом
труб, условиям их последующего практического применения.
5.1.3 При проведении экспертной оценки проектных компоновок бурильных ко-
лонн и расчета компоновок (подвесок) технологических колонн необходимо учитывать
следующее:
- расчет бурильных колонн на прочность проводится в зависимости от типа,
глубины, способа бурения или капитального ремонта скважин и состояния ствола
скважины на все ожидаемые виды деформаций в соответствии с РД по расчету бу-
рильных колонн и требованиями, установленными Ростехнадзором РФ;
- запасы прочности бурильной колонны при воздействии на нее статической
осевой растягивающей нагрузки, крутящего момента, а также изгибающей нагрузки
должны быть для роторного бурения не менее 1,5, для турбинного бурения - 1,4;
- запас прочности бурильной колонны (по пределу текучести) при применении
клинового захвата и при воздействии на трубу избыточного наружного и внутреннего
давления должен быть не менее 1,15 в соответствии с Правилами безопасности в
нефтяной и газовой промышленности
5.1.4 При выборе и расчете на прочность компоновок бурильных колонн для
строительства горизонтальных скважин необходимо исходить из следующих поло-
жений, в соответствии с Правилами безопасности в нефтяной и газовой промыш-
ленности.
7
- в горизонтальном участке ствола скважины должны находиться бурильные
трубы максимально возможного диаметра с минимальной толщиной стенки;
- в интервале искривления и выше должны быть установлены толстостенные
бурильные трубы;
- утяжеленные бурильные трубы должны располагаться выше интервала ин-
тенсивного искривления ствола скважины;
5.1.5 Для наклонно-направленных скважин выбор наружного диаметра замко-
вых соединений бурильной колонны, их конструкция производится с учетом проект-
ной интенсивности искривления ствола скважины, для предупреждения желообразо-
вания и снижения износа обсадных колонн.
5.1.6 При испытании скважины с выводом пластового флюида на поверхность,
бурильная колонна должна быть рассчитана на избыточное внутреннее и наружное
давления, которые могут возникнуть в процессе испытания;
5.1.7 Максимальная расчетная масса бурильной колонны не должна превы-
шать 0,6 допустимой нагрузки на крюке. В случае выполнения технологических опе-
раций в обсаженном стволе, нагрузка на крюке не должна превышать 0,9 допускае-
мой нагрузке на крюке.
5.1.8 Все поверочные и проектные расчеты бурильных колонн на прочность
должны проводиться по методикам, согласованным Ростехнадзором РФ.
5.1.9 Необходимость установки протекторов на бурильные трубы определяет-
ся рабочим проектом.
5.1.10 При формировании компоновок бурильных колонн для строительства,
капитального ремонта и реконструкции скважин в условиях возможного воздействия
на них сероводорода (H2S) следует учитывать следующие обстоятельства:
5.1.10.1 В случае воздействия на трубные колонны и их элементы сероводо-
рода в сочетании с рядом других неблагоприятных факторов (низкое значение рН
пластовых вод, наличие в добываемом флюиде воды, сложные нагрузочные ситуа-
ции и т.д.), возникает вероятность проявления сероводородной коррозии и, в част-
ности, наиболее опасной ее разновидности - сульфидного коррозионного растрес-
кивания под напряжением (СКРН) - хрупкого разрушения растрескиванием под воз-
действием (в присутствии сероводорода и воды) растягивающих напряжений, вели-
чина которых обычно ниже предела текучести стали (σт), но выше порогового на-
пряжения СКРН (σth).
5.1.10.2 Бурильные трубы, подверженные воздействию сероводорода должны
выбираться с учетом параметров технологических процессов и характеристики кор-
розионно- агрессивной среды.
5.1.10.3 В рабочем проекте на бурение скважин должны быть указаны методы
и периодичность проверки износа и контроля коррозионного состояния бурильных
труб.
5.1.11 При выборе труб с внутренним покрытием ТМК CDP для уменьшения
влияния осложняющих факторов, таких как высокая температура, высокое забойное
давление, воздействие углекислого газа (СО2) и сероводорода (Н2S) рекомендуется
сообщить предприятию-изготовителю покрытия следующую информацию по услови-
ям эксплуатации БТ:
- максимальную температуру эксплуатации БТ;
- забойное давление;
- содержание (концентрацию) СО2 и Н2S в скважинах;
- состав применяемого бурового раствора;
- при использовании БТ для соляно-кислотных обработок скважин (СКО): ха-
рактеристика применяемого метода СКО (состав, концентрация, температура)
Это поможет выбрать наиболее эффективную разновидность внутреннего по-
крытия.
8
5.1.12 При бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин реко-
мендуется использовать бурильные трубы с нанесением наплавки твердого сплава
на поверхность замковых деталей («хардбендингомª) для защиты от износа как об-
садной колонны так и бурильных замков.
Скважины с траекториями, имеющими большие отклонения от вертикали, ха-
рактеризуются увеличенным крутящим моментом и сопротивлением стенок скважи-
ны. Такие траектории бурения создают условия сильного износа как обсадной трубы,
так и бурильной трубы (в первую очередь замка), что сильно сказывается на эффек-
тивности бурения.
Нанесение наплавки твердого сплава на замки эффективно и при роторном
бурении скважин в открытом стволе, с агрессивными геологическими образования-
ми.
Использование твѐрдосплавных наплавок позволит увеличить срок эксплуата-
ции бурильных замков и соответственно бурильных труб.
5.1.13 При неправильном выборе материального и конструктивного исполне-
ния труб, их неквалифицированная эксплуатация может не позволить реализовать
потенциальные возможности продукции.
5.2 Требования к подготовке труб к эксплуатации
5.2.1 Подготовка труб к эксплуатации включает следующие операции:
- комплектование, т.е. сборку труб в комплекты;
- маркировку труб комплекта клеймением;
- составление необходимой документации на комплект труб (акт, паспорт-
журнал).
5.2.2 Длину комплекта обычно выбирают равной глубине скважин плюс 5-10%
(трубы, идущие на пополнение). Состав комплекта устанавливается буровым пред-
приятием, исходя из проектных конструкций и глубин скважин, прочностных характе-
ристик труб и удобства их учета. Запрещается разобщать комплект до полного его
списания (износа).
5.2.3 Каждому комплекту присваивается порядковый номер, и всем трубам
комплекта также присваивают свои порядковые номера. Все трубы маркируют
стальными клеймами (высота цифр и букв с закругленными контурами не более 20
мм). Глубина маркировки на теле трубы не должна превышать 1 мм. Маркировку на-
носят на ниппельном конце труб на хвостовике ниппеля на расстоянии от 20 до 25
мм от конической части.
5.2.4 Маркировка включает: порядковый номер комплекта, группу прочности и
толщину стенки трубы, последнюю цифру года ввода трубы в эксплуатацию и поряд-
ковый номер трубы в комплекте.
5.2.5 Пример маркировки бурильной трубы: 20 Е10 9 42.
Здесь 20 - порядковый номер комплекта, Е - группа прочности, 10 - толщина
стенки, 9 - год ввода в эксплуатацию, 42 - порядковый номер трубы в комплекте.
5.2.6 Для обеспечения нормальных условий работы до ввода скважины в бу-
рение, для нее создается индивидуальный набор бурильных труб, объединяющий в
единую колонну все комплекты, предназначенные для данной скважины и обеспечи-
вающие ее безаварийную проводку. Набор бурильных труб для выполнения основ-
ных работ закрепляется за данной скважиной на все время бурения. Колонна бу-
рильных труб полностью завозится на буровую до начала работы, или трубы пода-
ются комплектами для бурения определенного интервала. Наборы труб ремонтного
резерва подаются на буровую по мере надобности.
При отправке комплекта труб на буровую (скважину), их техническое состоя-
ние должно быть отражено в паспорте на комплект путем указания класса.
Работником предприятия, непосредственно ответственным за осуществление
отгрузки труб, должно быть проверено:
9
- возможное наличие записи в паспорте (или на трубе) о непригодности от-
дельных труб (с целью предотвращения их случайного попадания на буровую);
- принадлежность каждой трубы к отправляемому комплекту (паспорту);
- наличие и качество закрепления предохранительных деталей.
5.3 Рекомендации по выбору резьбовых смазок
5.3.1 При свинчивании замковых соединений необходимо применять опреде-
ленную смазку, так как она в значительной степени влияет на износостойкость и
герметичность резьб. Смазки для бурильных замков должны воспринимать большие
удельные давления, высокую температуру, уплотнять зазоры в резьбе, легко нано-
ситься, долго сохраняться на поверхностях резьбы и т.д.
5.3.2 Требования к эксплуатационным характеристикам многокомпонентной
смазки для использования с бурильными трубами включают следующие моменты:
- совместимые фрикционные свойства, позволяющие провести свинчивание
соединения правильно и равномерно;
- адекватные смазочные свойства, позволяющие предотвратить заедание или
повреждение контактных поверхностей соединения во время свинчивания и развин-
чивания;
- адекватные герметизирующие свойства для соединений резьбового типа и
не ухудшающие свойства не резьбового соединения, а именно, соединений «металл
к металлуª в зависимости от эксплуатационных требований;
- физическую и химическую стабильность, как в условиях эксплуатации, так и
при хранении;
- свойства, позволяющие эффективное применение на контактных поверхно-
стях соединения в ожидаемых условиях эксплуатации и в ожидаемой окружающей
среде.
5.3.3 Оценивая, подходит ли резьбовая многокомпонентная смазка, Потреби-
тель должен определить, при каких условиях она будет использоваться и в дополне-
ние к результатам лабораторных испытаний, указанных в нормативных документах
на смазку, учесть полевые испытания и опыт использования еѐ на промыслах.
5.3.4 Рекомендуемые смазки и область их применения приведены
в таблице 1.
Таблица 1- Области применения резьбовых смазок
Смазка
Область применения
Рекомендуемые:
ВАЛЬМА-
Для свинчивания и герметизации резьбовых соединений бурильных, об-
APINorm
садных, насосно-компрессорных труб, в том числе и хладостойкого и серо-
ТУ 0254-010-
водородостойкого типа исполнения. Температурный диапазон от минус
54044229-2009
500С до + 2000С. Фрикционный коэффициент- 1,12
РУСМА-1
Для герметизации и уплотнений резьбовых соединений в скважинах неф-
ТУ 0254-001-
тяных, газовых и газоконденсатных месторождений при эксплуатации с
46977243-2002
давлением до 70 МПа и температурами от минус 500С до +2000С.
Фрикционный коэффициент- 1,2
РУСМА Р-14
Для герметизации резьбовых соединений бурильных, обсадных и насосно-
ТУ 0254-068-
компрессорных труб класса «Премиумª (в том числе труб из хромосодер-
46977243-2009
жащих марок сталей), подвергаемых многократному свинчиванию и раз-
винчиванию, работающих в агрессивных средах и при внутреннем давле-
нии в трубах до 70 МПа.
От аналогичных резьбовых смазок отличается улучшенными адгезионными
свойствами и низким фрикционным коэффициентом, позволяющим ис-
пользовать данную смазку для низколегированных сталей с твердостью по
Бринеллю менее 285 единиц.
10
Температурный диапазон от минус 400С до + 2000С.
Фрикционный коэффициент- 1,1
Гарантийный срок хранения в таре изготовителя - 5 лет
РУСМА Zn-50
Для герметизации и свинчивания резьбовых соединений обсадных, насос-
ТУ 0254-118-
но-компрессорных и бурильных труб в том числе бурильных труб для ком-
46977243-2012
плексов со съѐмными керноприемниками (ССК), а также для бурового ин-
струмента. Рекомендуется для использования в бурильных замках и во-
ротниках буров с высоким крутящим моментом, тяжелым весом, высокой
скоростью бурения в тяжелых породах.
Температурный диапазон от минус 400С до + 1500С.
Фрикционный коэффициент- 1,0
Гарантийный срок хранения в таре изготовителя - 3 года
РУСМА Р-18
Для резьбовых соединений замков бурильных труб. Смазка представляет
ТУ 0254-119-
собой смесь минеральных нефтяных масел, загущенную литиевым мылом
46977243-2012
органических жирных кислот, металлических и неметаллических порошков
с добавлением адгезионной и депрессорной присадок. Работоспособна при
температурах от -50 ºC до +150 ºC.
Допустимые:
РУС-ОЛИМП
Для замковых соединений бурильных труб импортного и отечественного
ТУ 0254-009-
производства. Температурный диапазон от минус 500С до + 2000С.
540044229-05
Фрикционный коэффициент- 1,05
РУС-ПРЕМИУМ
Для свинчивания резьбовых соединений насосно-компрессорных и обсад-
ТУ 0254-008-
ных труб с резьбовыми соединениями с уплотнением «металл-металлª, в
540044229-05
том числе для газоплотных соединений типа VAM и гармонизированных с
ним соединений VAGT. SECFR. SPMS2 при эксплуатации труб на серово-
дородосодержащих месторождениях. Смазка также может использоваться
как консервационная.
РУСМА-Р4
Предназначена для герметизации и уплотнения закругленных и упорных
ТУ 0254-031-
резьб на соединениях обсадных, насосно-компрессорных, трубопроводных,
46977243-2004
а так же бурильных труб любого диаметра подвергаемых многократному
свинчиванию при эксплуатации с давлением до 70 МПа. Не содержит в
своем составе свинцовый порошок, что улучшает экологическую безопас-
ность смазки.
Температурный диапазон от минус 500С до + 2000С.
Фрикционный коэффициент- 1,2
Гарантийный срок хранения в таре изготовителя - 5 лет
РУСМА Р-17
Для герметизации и уплотнения закругленных и упорных резьб на соеди-
ТУ 0254-109-
нениях обсадных, насосно-компрессорных и трубопроводных, а так же бу-
46977243-2011
рильных труб любого диаметра подвергаемых многократному свинчиванию
при эксплуатации с давлением до 120 МПа.
Температурный диапазон от минус 500С до + 2000С.
Фрикционный коэффициент- 1,15
Гарантийный срок хранения в таре изготовителя - 5 лет
РУСМА Р-
Для герметизации и свинчивания резьбовых соединений обсадных, насос-
4ZnCU
но-компрессорных и бурильных труб
ТУ 0254-085-
Температурный диапазон от минус 400С до + 1500С.
46977243-2009
Фрикционный коэффициент- 1,3
Гарантийный срок хранения в таре изготовителя - 3 года
5.3.5 Минимальное количество смазки должно распределяться между ниппе-
лем и муфтой в пропорции:
2/3- на муфту, 1/3- на ниппель. В исключительных случаях, если смазка нано-
сится на один элемент соединения, предпочтительно, чтобы это была муфта.
На приспособлении, используемом для нанесения резьбоуплотнительной смаз-
ки не должно быть посторонних частиц.
11
Общая масса смазки, в граммах, должна рассчитываться по следующей фор-
муле:
М=МминхN
Ммин. = 0,42pD
где N - количество соединений в колонне;
D - наружный диаметр трубы, мм;
Ммин.- минимальная масса смазки, в граммах, на одно резьбовое соединение;
p - плотность смазки, г/см2;
5.3.6 На рабочем месте должна находиться смазка одного типа, изготовленная
по одному документу (ТУ).
5.3.7 Расходная тара со смазкой должна быть закрыта крышками для предо-
хранения от загрязнения и попадания в смазку посторонних предметов.
5.3.8 Смазки перед употреблением должны тщательно перемешиваться. При
использовании всех смазок необходимо избегать попадания их на кожу и в желудоч-
но-кишечный тракт.
5.3.9 Потребитель несѐт ответственность за выполнение требований по охра-
не окружающей среды в районе проведения работ и за соответствующий выбор, ис-
пользование и утилизацию многокомпонентной смазки.
5.3.10 Если на заводе-изготовителе бурильных труб под предохранительные
детали нанесена консервационная смазка, информация о наличии которой может
быть дополнительно отражена на стикерах, наклеенных на преддетали, то перед
свинчиванием резьб консервационная смазка должна быть полностью удалена и на
резьбу и упорные поверхности нанесена резьбоуплотнительная смазка. Резьбоуп-
лотнительная смазка должна наноситься на чистую сухую поверхность резьбы и
упорные поверхности ниппеля и муфты
5.3.11 Применение машинного, дизельного масла в качестве заменителей
консистентных смазок и свинчивание резьб без смазки запрещается, а также запре-
щается использовать при свинчивании резьбовых соединений какие-либо материа-
лы (пакля, бечева, проволока и т.д.) или детали между ниппелем и муфтой замков,
кроме резьбовой смазки.
5.4 Учɺт работы и движения парка труб
5.4.1 На каждый комплект бурильных труб составляется паспорт-журнал в
двух экземплярах. Трубы, поступившие в трубное подразделение, подготавливаются
к эксплуатации на основании заказа-заявки. В комплект включаются трубы одного
типоразмера, одной группы прочности и, если это возможно, одного завода-
изготовителя. Составление комплекта оформляется актом, к которому прилагается
опись труб комплекта.
5.4.2 Один экземпляр паспорта-журнала должен храниться в трубном подраз-
делении, а другой экземпляр или выписка из него
- у бурового мастера, эксплуати-
рующего данный комплект труб.
5.4.3 Запрещается разобщать комплект. В исключительных случаях разреша-
ется дополнять его новыми трубами того же типоразмера и такой же группы прочно-
сти, что и трубы комплекта.
5.4.4 В паспорте-журнале ведется учет движения, работы комплекта труб,
аварий, профилактических и ремонтных работ с ним.
5.5 Проведение спускоподъемных операций с бурильными трубами
5.5.1 Персонал, осуществляющий сборку колонн труб, должен быть обучен и
аттестован на данный вид деятельности.
5.5.2 Ведение спускоподъемных операций должно осуществляться с исполь-
зованием механизмов для свинчивания-развинчивания труб и специальных приспо-
соблений.
12
5.5.3 Скорости спускоподъѐмных операций, с учетом допустимого колебания
гидродинамического давления и продолжительность промежуточных промывок,
должны регламентироваться рабочим проектом.
5.5.4 Свинчивание замковых соединений необходимо проводить с рекомен-
дуемым моментом.
Рекомендуемые моменты свинчивания и предельные осевые растягивающие
нагрузки и крутящие моменты для замковых соединений бурильных труб приведены
в приложении А без учета коэффициента запаса прочности.
Величины моментов и нагрузок рассчитаны из условий обеспечения прочно-
сти, герметичности и наибольшей несущей способности замкового соединения.
Моменты свинчивания должны корректироваться в зависимости от фрикцион-
ного коэффициента смазки.
5.5.7 Подводить машинные и автоматические ключи к колонне бурильных труб
разрешается только после посадки их на клинья и элеватор.
5.5.8 При появлении посадок во время спуска бурильной колонны следует
произвести промывку и проработку ствола скважины в интервалах посадок.
5.5.9 На устье необходимо устанавливать устройство, предупреждающее па-
дение посторонних предметов в скважину при отсутствии в ней колонны труб и при
спускоподъемных операциях.
5.5.10 При подъѐме бурильной колонны наружная поверхность труб должна
очищаться от бурового раствора с помощью специальных приспособлений (обтира-
торов).
5.5.11 Свечи бурильных труб, устанавливаемые на вышке, должны быть за-
страхованы от выпадения из-за пальца.
5.5.12 Во время спускоподъемных операций труб на буровой запрещается:
- крепить и раскреплять резьбовые соединения бурильных труб вращением
ротора ;
- включать клиновой захват до полной остановки колонны;
- сталкивать ниппель в муфту при свинчивании труб;
- вращать бурильную трубу (свечу) после выхода резьбы из сопряжения, а
также вырывать ниппель из муфты до полного выхода резьбы из сопряжения;
- резко тормозить спускаемую бурильную колонну;
- использовать при подъеме и спуске бурильной колонны подъемный крюк с
неисправной пружиной;
- использовать клинья с плашками, не соответствующими размерам труб;
- захватывать тело трубы машинными ключами;
- устанавливать челюсти ключей на армированный участок муфты замка;
- находиться в радиусе (зоне) действия автоматических и машинных ключей,
рабочих и страховочных канатов;
- открывать и закрывать элеватор до полной остановки талевого блока;
- подавать бурильные свечи с подсвечника и устанавливать их без использо-
вания специальных приспособлений;
- пользоваться перевернутым элеватором.
- использовать при СПО и наращивании бурильной колонны подъемный крюк
с неисправной пружиной;
- раскреплять и закреплять трубы с захватом за тело трубы машинным клю-
чем, АКБ и др. захватывать тело трубы машинными ключами;
- подавать на буровую и удалять из буровой трубы без навинченных предо-
хранительных колец;
- допускать удары концов труб о твердые предметы;
- вращать ротором бурильную колонну, разгруженную на клиновой захват;
- допускать использование клиновых захватов с неполным комплектом клинь-
ев и сегментов;
13
- запрещается устанавливать трубные фильтры в трубы перфорированной ча-
стью вниз.
5.5.13 Запрещается проводить спускоподъемные операции при:
- отсутствии или неисправности ограничителя подъема талевого блока, огра-
ничителя допускаемой нагрузки на крюке;
- неисправности спускоподъѐмного оборудования и инструмента;
- неполном составе вахты для работы на конкретной установке;
- угле наклона свечей 2 градуса, для буровых установок с автоматизированной
системой спускоподъѐмных операций (АСП) - 3 градуса, для морских установок с
механизированной установкой свечей - 8 градусов;
- скорости ветра более 20м/с;
- потери видимости более 20 м при тумане и снегопаде.
- подавать в буровую и выбрасывать на мостки бурильные трубы без предо-
хранительных колец и ударять их о ротор или другие металлические предметы.
- включать клиновой захват до полной остановки колонны
5.5.14 В процессе производства буровых работ и после окончания долбления
отрыв от забоя и подъем из свежепробуренного ствола скважины следует произво-
дить на пониженной скорости буровой лебѐдки.
5.6 Эксплуатация бурильных труб
5.6.1 С целью повышения долговечности и предотвращения заедания резьбы
рекомендуется проводить приработку резьб новых труб путем 3 - 5 кратного свинчи-
вания - развинчивания с малой частотой вращения (10 - 15 об/мин), попеременно
удаляя старую и нанося новую смазку - если приработка резьб не производилась в
заводских условиях изготовителем бурильных труб или замков.
5.6.2 Для достижения равномерного износа замковых резьб необходимо через
каждые десять-двадцать долблений рабочие соединения свечей менять на нерабо-
чие. (Рабочее соединение - соединение, с помощью которого свеча подсоединяется
к колонне бурильных труб).
5.6.3 Приложение растягивающих нагрузок, например, в случае прихвата бу-
рильной колонны, следует осуществлять с учетом группы прочности и класса труб.
Максимально допустимые растягивающие нагрузки не должны превышать 80% от
предела текучести материала труб.
5.6.4 При бурении пластов, содержащих сероводород, необходимо контроли-
ровать наличие сероводорода и сульфидов в буровом растворе. При их появлении
необходимо дополнительно обработать буровой раствор нейтрализатором.
Бурильные трубы, находившиеся в контакте с сероводородом, после демон-
тажа перед повторным использованием должны быть подвергнуты дефектоскопии и
опрессованы.
5.6.5 Не рекомендуется применение СБТ в режимах и условиях бурения, при
которых были замечены промывы труб в типичном месте промыва СБТ без защитно-
го внутреннего покрытия.
5.6.6 При эксплуатации бурильной колонны необходимо предотвращать появ-
ление дополнительных факторов, которые могут повлиять на еѐ прочность,таких как:
- прихват колонны;
- крутильные колебания колонны;
- резонансные вибрации;
- ударные нагрузки;
- перекосы при свинчивании;
- переменные нагрузки вызывающие усталость металла
5.6.7 При эксплуатации бурильной колонны не рекомендуется чтобы значение
крутящего момента превышало величину момента свинчивания . Допуск на момент
свинчивания минус 10%.
14
5.7 Классификация труб по параметрам их физического износа
5.7.1 Ниже приведенная классификация стальных бурильных труб по физиче-
скому износу относится к трубам, изготовленным по ГОСТ и API (таблица 2).
5.7.2 В процессе производства буровых работ должен быть организован учет
наработки бурильных труб (паспорта).
При достижении нормативных сроков наработки бурильные трубы должны
подвергаться инспекционной проверке и дефектоскопии.
5.7.3 Списание труб производится при наличии физического или усталостного
износа, различных дефектов, если они превышают значения, допустимые для 3
класса.
5.7.4 Замковые резьбы бракуются в случае повреждения одного и более вит-
ков, а также при выявлении вырывов и выкрашиваний, которые могут привести к за-
еданию резьбы. Замки бракуются, если вырывы и выкрашивания металла упорных
уступов ниппелей и упорных торцов муфт составляют более 1/3 ширины уступа или
торца, а протяженность более 1/8 длины окружности.
5.7.5 Списание и перевод бурильных труб из одного класса в другой произво-
дится на основании внешнего осмотра, инструментальных измерений и данных по
дефектоскопии и оформляется актом.
5.7.6 Абразивному износу от трения бурильной колонны о горную породу под-
вергаются замки, а также тело бурильных труб. Состояние труб по абразивному из-
носу оценивается по трем классам.
К 1 классу относят трубы и замки, геометрические размеры которых равны
номинальным требованиям действующих нормативных документов.
Ко 2-му и 3-му классам износа по телу трубы относят бывшие в эксплуатации
трубы, величины дефектов на которых не больше приведенных в таблице 2. Если
величина износа или дефекта превышает значение, допустимое для 3-го класса, то
трубу бракуют и выводят из эксплуатации. Сведения о переводе труб из одного
класса в другой заносят в паспорт комплекта.
5.7.7 Технические характеристики труб различных классов определяются по
аналогии с техническими характеристиками новых труб
(1 класса) с учетом
регламентированных толщин стенок - для 2 класса - 80%, для 3 класса - 62,5% от
их номинальных значений.
Классификация замков по абразивному износу боковой поверхности приведена в
таблице 3.
Таблица 2 - Классификация бурильных труб по износу
Класс труб
Вид дефекта
II
III
1
2
3
Равномерный износ трубы по наружной поверхности:
Толщина стенки после износа, %, не менее
80
62,5
Эксцентричный износ по наружной поверхности:
Толщина стенки после износа, %, не менее
65
55
Вмятины, % от наружного диаметра, не более
3
5
Смятие, % от наружного диаметра, не более
3
5
Шейка, % от наружного диаметра, не более
3
5
Остаточное сужение:
Уменьшение наружного диаметра, %, не более
3
5
Остаточное расширение:
Увеличение наружного диаметра, %, не более
3
5
15
Продольные надрезы-зарубки:
Оставшаяся толщина стенки, %, не менее
80
62,5
Поперечные надрезы:
Оставшаяся толщина стенки, %, не менее
90
80
Длина надреза, % от длины окружности трубы, не более
10
10
Толщина стенки в месте самой глубокой коррозии, % от
80
55
номинальной, не менее
Таблица 3 - Классификация бурильных замков по износу
В миллиметрах
Наружный диаметр замка
при равномерном износе
при неравномерном износе
Номинальный (до износа)
по классам
по классам
II
III
II
III
1
2
3
4
5
65
63,1
62,5
64,1
62,8
77
74,6
73,1
75,8
73,7
86
83,4
81,7
84,7
82,6
95
92,2
90,2
93,6
91,2
98
95,1
93,2
96,5
94,3
100
97,2
94,9
98,5
95,2
105
101,9
99,7
103,4
100,8
108
104,8
102,6
106,4
103,7
111
107,7
105,5
109,3
106,6
121
117,4
115,0
119,2
116,2
127
123,2
120,7
125,1
121,9
133
129,0
126,44
131,0
127,7
140
135,8
133,0
137,9
134,4
152
147,4
144,4
149,7
145,9
159
154,2
151,0
156,6
152,6
162
157,1
153,9
159,6
155,5
165
160,0
156,8
162,5
158,4
168
163,0
159,6
165,5
161,3
178
172,7
169,1
175,3
170,9
184
178,5
174,8
180,3
175,6
190
184,3
180,5
187,1
182,4
5.7.8 Степень износа замковой резьбы ниппеля и муфты необходимо опреде-
лять по критерию «Нª - расстоянию между упорным торцом контролируемой детали
и шаблона (в виде ответной замковой детали) или пары ниппель-муфта, при уста-
новке его в резьбу и последующем повороте относительно детали в сторону развин-
чивания (в пределах одного оборота) до момента прекращения контакта сопряжен-
ных витков по вершинам профиля и скачкообразного перемещения шаблона в де-
таль на величину, соизмеримую с шагом резьбы (таблица 4).
16
Таблица 4 - Классификация замковых резьб по износу критерием «Нª
В миллиметрах
Значение критерия «Нª
Значение критерия «Нª
по шаблону
для пары ниппель-муфта,
не менее
не менее
Классы
I
II
III
I
II
III
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
З-65
4
1:6
IV
28
23
20
28
19,5
14
З-73,NC26
4
1:6
IV
28
23
20
28
19,5
14
З-81*
3
1:9,6
V-
40
37
32
40
34
26
27/17*
З-83*
3
1:9,6
V-
40
37
32
40
34
26
27/17*
З-86,NC31
4
1:6
IV
28
23
20
28
19,5
14
З-102,NC38
4
1:6
IV
28
23
20
28
19,5
14
З-108,NC40
4
1:6
IV
28
23
20
28
19,5
14
З-122,NC46
4
1:6
IV
28
23
20
28
19,5
14
З-133,NC50
4
1:6
IV
28
23
20
28
19,5
14
З-147,51/2FN
4
1:6
III
34,5
29
25
34,5
24
18
*Характеристика износа замковой резьбы получена теоретическим путѐм и нуждается в
еѐ апробации, наблюдении и накоплении данных в процессе эксплуатации для еѐ подтвер-
ждения (уточнения), ввиду отсутствия промысловых исследований.
(Измененная редакция, Изм.N1)
5.8 Контроль работы бурильных труб при эксплуатации
5.8.1 При эксплуатации труб необходимо контролировать следующие нагрузки
действующие на трубу:
-
момент свинчивания резьбового соединения;
-
осевую силу;
-
крутящий момент;
-
давления среды (внутреннее, наружное);
Указанные нагрузки не должны превышать (с учетом сложнонапряженного со-
стояния) предельных нагрузок (Приложение А) с учетом коэффициента запаса проч-
ности.
Для наглядности области применения стальных бурильных труб при растяже-
нии, кручении, изгибе представлены графически в Приложение В без учета и с учѐ-
том коэффициента запаса.
5.8.2. В сроки, установленные графиками профилактических работ на буро-
вой, необходимо проводить дефектоскопию и опрессовку труб, определять износ
замковой резьбы путем замера расстояния между опорными торцами ниппеля и
муфты в момент начала свинчивания, замерять диаметр наружной поверхности зам-
ков и труб, выявлять смятие труб в месте посадки на клиновой захват.
Оперативный контроль технического состояния в процессе эксплуатации на
буровой (скважине) производится, как правило, работниками буровой бригады (вах-
ты) выполняющими СПО.
17
5.8.3 Комплексный контроль технического состояния должен осуществляться
аттестованными специалистами с использованием допущенных в установленном
порядке к применению средств контроля и производиться в стационарных условиях
(трубных цехах, площадках).
Объем контроля, периодичность, перечень контролируемых параметров на
всех этапах определяются техническими службами предприятия в зависимости от
его цели.
5.8.4 Оценка технического состояния труб осуществляется с применением ви-
зуального, измерительного, ультразвукового, магнитного, люминесцентного и других
методов в зависимости от цели и объекта контроля.
5.8.5 О всех отказах, авариях, отбраковках, связанных с качеством трубы со-
общается заводу-изготовителю.
6 ВИДЫ АВАРИИ С БУРИЛЬНЫМИ ТРУБАМИ И ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ
6.1 Аварии с бурильной колонной происходят в результате разрушения труб,
что связано с воздействием переменных нагрузок, а именно: переменных изгибаю-
щих напряжений, крутильных ударов, продольных, поперечных колебаний и др. Ава-
рии происходят также в результате размыва и значительного износа резьбовых со-
единений.
6.1.1 Переменные нагрузки вызывают развитие усталостных трещин, причем,
условиями, способствующими возникновению и развитию трещин, являются различ-
ные дефекты материала трубы, резкие переходы на теле, неравномерный характер
распределения нагрузки по резьбе, отклонения элементов резьбы, а также несо-
блюдение моментов свинчивания и кручения, недовинчивание резьбового соедине-
ния и др.
6.1.1.1 Характерными усталостными разрушениями труб являются:
- Разрушение труб в зоне перехода от высадки к телу трубы.
Данный вид разрушения является причиной половины всех аварий с трубами;
- Разрушение бурильного замка, которое происходит обычно по первым нит-
кам от упорного уступа ниппеля в направлении, перпендикулярном к оси трубы, и
носит усталостный характер. Наиболее типичной причиной усталостных разрушений
является недостаточный момент свинчивания соединения, из-за чего происходит
измененение распределения напряжений, превышающих предел выносливости ма-
териала и ведущих к отказу.
- Разрушение замковой резьбы бурильных труб в виде выкрашивания отдель-
ных ниток. Разрушение резьбы носит усталостный характер, связанный с воздейст-
вием переменных нагрузок (изгибающего момента), распределяющихся неравно-
мерно как по длине резьбы, так и по окружности
- Разрушение бурильных замков по телу происходит вследствие появления
продольных и поперечных трещин. Такие деформации являются следствием прило-
жения значительных усилий, приводящих к довинчиванию муфты и ниппеля замка
или связаны с наличием высоких закалочных напряжений, трещин при изготовлении.
- Слом труб по телу. Различают несколько видов разрушения труб по телу:
поперечный, спиральный, продольный изломы.
Поперечный излом тела трубы имеет усталостный характер и вызывается
концентрацией напряжения в местах повреждений, перпендикулярных к оси трубы. К
ним относятся: углубления от клейм, поперечные риски от работы клиньев. Попе-
речный излом возможен в зоне сварки и очень редко - под влиянием статических на-
грузок на сильно изношенные трубы.
Спиральный излом представляет собой разрушение трубы по винтовой линии.
Направление спирали совпадает с направлением вращения. Спиральный излом все-
гда начинается с поперечной трещины и имеет усталостный характер.
6.1.2. Размыв резьбового соединения.
18
Размыв резьбы происходит в замковом соединении, в результате прохода
жидкости через зазоры в резьбовом соединении.
Причина образования зазоров в резьбе может быть технологического или экс-
плуатационного характера:
- перекосы упорного торца муфты и упорного уступа ниппеля замка, их повре-
ждения;
- применение некачественной смазки или свинчивание неочищенных резьб;
- недостаточная величина момента свинчивания резьбового соединения (рас-
крытие стыка).
6.1.3 Износ резьбы связан с многократным свинчиванием-развинчиванием со-
единения, вращением бурильной колонны, ее колебаниями, вызванными работой
забойного двигателя.
На поверхности резьбы срабатываются обе стороны профиля. Длинная сто-
рона профиля изнашивается главным образом при свинчивании-развинчивании, ко-
роткая - при затяжке (креплении) и работе в скважине.
6.1.4 Заедание резьбы связано с плотным схватыванием поверхности резьбы
при свинчивании замкового соединения. Сила сцепления при этом обычно превы-
шает прочность материала замка, что приводит к разрушению всей резьбы при раз-
винчивании, а иногда такое соединение не удается даже развинтить машинными
ключами.
Заедание объясняется высокими удельным давлением и температурой, воз-
никающими на поверхностях резьбы при свинчивании. Заедание чаще бывает на но-
вых соединениях в процессе их приработки.
Для предотвращения заедания резьбы следует использовать специальную
смазку для резьбовых соединений, а также не превышать установленный момент за-
тяжки.
7 ОСНОВНЫЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ АВАРИЙНОГО
РАЗРУШЕНИЯ ТРУБНЫХ КОЛОНН
7.1 До начала работ по строительству, капитальному ремонту и реконструкции
скважин необходимо проанализировать степень рисков аварийного разрушения бу-
рильных колонн, обусловленного, в частности, особыми условиями эксплуатации
(работа при низких температурах, в коррозионно-активных средах и т.д.) и при необ-
ходимости разработать мероприятия по их снижению.
7.2 Для сокращения аварийных ситуаций при введении буровых работ
следует:
- хорошо знать горно-геологические условия строительства скважины, интер-
валы возможных осложнений;
- строго соблюдать требования рабочего проекта, действующих технологиче-
ских регламентов, Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, ре-
жимно-технологического задания, планов работ и иметь их на буровой;
- периодически выполнять поверочные расчеты бурильной колонны по факти-
ческим параметрам скважины и вносить необходимые коррективы;
- постоянно следить за качеством промывочной жидкости, состоянием ствола
скважины, бурильной колонны, исправностью оборудования и инструмента;
- знать и соблюдать правила эксплуатации оборудования и труб;
- осуществлять контроль действующих нагрузок, особенно крутящего момента;
-свинчивать соединение ключами, оснащенными моментомерами;
- выполнять в полном объеме и в срок мероприятия в профилактической карте
по безаварийному ведению работ на буровой;
-обеспечить выполнение требований раздела 5 «Рекомендации по рацио-
нальной эксплуатации трубª данного Руководства.
19
8 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ
В целях обеспечения условий безопасной эксплуатации труб, необходимо
обеспечить безусловное выполнение требований Руководства изготовителя по экс-
плуатации поставляемой продукции, иных его рекомендаций, а также согласован-
ных и утвержденных, в установленном в буровых предприятиях порядке, комплекс-
ных корпоративных регламентов по эксплуатации труб, не противоречащих положе-
ниям Руководства по эксплуатации еѐ изготовителя и Правилам безопасности в
нефтяной и газовой промышленности.
9 ГАРАНТИИ ИЗГОТОВИТЕЛЯ
Изготовитель гарантирует соответствие труб и замков к ним требованиям НД в
течение срока, оговоренного в контракте (договоре на поставку) при условии соблю-
дения данного Руководства по эксплуатации.
20
Приложение А
Таблица А.1 - Размерный ряд и технические характеристики бурильных труб, изготовленных по ГОСТ Р 54383-2011 и API Spec 5DP
Тело трубы
Замковое соединение
Сборка
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
2 3/8
6,65
0,280
1,815
138214
6250
15474
15599
NС26,
3 3/8
1 3/4
7
8
313681
6875
6,99
4125
Е
ЕU
60,3
9,34
7,11
46,13
615
8474
106,7
107,5
З-73
85,725
44,45
177,8
203,2
1395
9321
10,41
5593
2 3/8
6,65
0,280
1,815
175072
7917
19600
19759
NС26,
3 3/8
1 3/4
7
8
313681
6875
7,11
4125
Х
ЕU
60,3
9,34
7,11
46,13
779
10734
135,1
136,2
З-73
85,725
44,45
177,8
203,2
1395
9321
10,59
5593
2 3/8
6,65
0,280
1,815
193500
8751
21663
21839
NС26.
3 3/8
1 ¾
7
8
313681
6875
7,11
4125
G
ЕU
60,3
9,34
7,11
46,13
861
11864
149,3
150,5
P-73
85,725
45,45
177,8
203,2
1395
9321
10,59
5593
2 7/8
10,4
0,362
2,151
214344
11554
16526
16509
NС31,
4 1/8
2 1/8
7
9
447130
11790
10,87
7122
Е
ЕU
73,0
15,49
9,19
54,64
953
15665
113,9
113,8
З-86
104,8
53,98
177,8
228,6
1989
15985
16,19
9656
2 7/8
10,4
0,362
2,151
271503
14635
20933
20911
NС31,
4 1/8
2
7
9
495726
13158
11,09
7918
Х
ЕU
73,0
15,49
9,19
54,64
1208
19842
144,3
144,1
З-86
104,8
50,80
177,8
228,6
2205
17839
16,52
10735
2 7/8
10,4
0,362
2,151
300082
16176
23137
23112
NС31,
4 1/8
2
7
9
495726
13158
11,09
7918
G
ЕU
73,0
15,49
9,19
54,64
1335
21932
159,5
159,3
З-86
104,8
50,80
177,8
228,6
2205
17839
16,52
10735
2 7/8
10,4
0,362
2,151
385820
20798
29747
29716
NС31,
4 3/8
1 5/8
7
9
623844
16809
11,55
10167
S
ЕU
73,0
15,49
9,19
54,64
1716
28198
205,1
204,8
З-86
111,1
41,28
177,8
228,6
2775
22790
17,20
13785
3 1/2
9,50
0,254
2,92
194264
14146
9525
10001
NС38
4,750
2 11/16
8
10 1/2
587308
18071
13,93
10864
Е
ЕU
88,9
14,1
6,45
76,00
864
19120
65,6,
68,9,
З-102
120,65
68,26
203,2
266,7
2613
24500
20,75
14730
3 1/2
13,3
0,368
2,764
271569
18551
13800
14113
NС38,
4 3/4
2 11/16
8
10 1/2
587308
18071
13,93
10864
Е
ЕU
88,9
19,81
9,35
70,20
1208
25152
95,1
97,3
З-102
120,7
68,26
203,2
266,7
2613
24500
20,75
14730
3 1/2
13,3
0,368
2,764
343988
23498
17480
17877
NС38,
5
2 9/16
8
10 1/2
649158
20095
14,62
12196
Х
ЕU
88,9
19,81
9,35
70,20
1530
31860
120,5
123,2
З-102
127,0
65,09
203,2
266,7
2888
27245
21,78
16536
3 1/2
13,3
0,368
2,764
G
ЕU
380197
25972
19320
19758
NС38,
5
2 7/16
8
10 1/2
708063
22035
14,71
13328
88,9
19,81
9,35
70,20
1691
35213
133,2
136,2
З-102
127,0
61,91
203,2
266,7
3150
29875
21,91
18070
3 1/2
13,3
0,368
2,764
488825
33392
24840
25404
NС38
5
2 1/8
8
10 1/2
842440
26503
14,92
15909
S
ЕU
88,9
19,81
9,35
70,20
2174
45273
171,2
175,1
З-102
127,0
53,98
203,2
266,7
3748
35933
22,22
21570
3 1/2
15,5
0,449
2,602
322775
21086
16838
16774
NС38,
5
2 9/16
8
10 1/2
649158
20095
16,54
12196
Е
ЕU
88,9
23,09
11,4
66,10
1436
28589
116,0
115,6
З-102
127,0
65,09
203,2
266,7
2888
27245
24,64
16536
3 1/2
15,5
0,449
2,602
408848
26708
21328
21247
NС38,
5
2 7/16
8
10 1/2
708063
22035
16,82
13328
Х
ЕU
88,9
23,09
11,4
66,10
1819
36211
147,0
146,5
З-102
127,0
61,91
203,2
266,7
3150
29875
25,05
18070
21
Продолжение табл. А.1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
3 1/2
15,5
0,449
2,602
451885
29520
23573
23484
NС38,
5
2 1/8
8
10 1/2
842440
26503
17,03
15909
G
ЕU
88,9
23,09
11,4
66,10
2010
40023
162,5
161,9
З-102
127,0
53,98
203,2
266,7
3748
35933
25,37
21570
3 1/2
15,5
0,449
2,602
580995
37954
30308
30194
NС40,
5 1/2
2 1/4
7
10
979996
32693
17,57
19766
S
ЕU
88,9
23,09
11,4
66,10
2585
51459
209,0
208,1
З-108
139,7
57,15
177,8
254,0
4360
44325
26,17
26799
4
14,00
0,330
3,34
285359
23288
10828
11354
NС46,
6,00
3,250
7
10
893933
33595
15,83
16797
Е
ЕU
101,6
20,85
8,38
84,84
1269
31580
74,7
78,3
З-122
152,4
82,6
177,8
254,0
3978
45521
23,59
22760
4
14,00
0,330
3,34
361454
29498
13716
14382
NС46,
6,00
3,250
7
10
901164
33228
15,83
20175
Х
ЕU
101,6
20,85
8,38
84,84
1607
39990
94,6
99,2
З-122
152,4
82,6
177,8
254,0
4009
45057
23,59
27236
4
14,00
0,330
3,34
399502
32603
15159
15896
NС46,
6,00
3,250
7
10
901164
33228
15,83
16797
G
ЕU
101,6
20,85
8,38
84,84
1777
44204
104,5
109,6
З-122
152,4
82,6
177,8
254,0
4009
45057
23,59
22760
4
14,00
0,330
3,34
513646
41918
19491
20141
NС46,
6,00
3,250
7
10
1048426
38998
16,90
23795
S
ЕU
101,6
20,85
8,38
84,84
2282
56810
134,4
138,9
З-122
152,4
76,2
177,8
254,0
4664
52881
23,76
32266
4 1/2
13,75
0,271
3,958
270034
25907
7904
7173
NС50,
6,625
3,875
7
10
939101
37276
15,9
12253
Е
ЕU
114,3
20,43
6,88
100,54
1200
35087
54,5
49,5
З-133
168,3
95,3
177,8
254,0
4179
50547
23,65
30976
4 1/2
16,60
0,337
3,826
330558
30807
9829
10392
NС50,
6,625
3,750
7
10
939101
37276
18,46
12253
Е
ЕU
114,3
24,73
8,56
97,18
1470
41774
67,8
71,7
З-133
168,3
95,3
177,8
254,0
4179
50547
27,51
30976
4 1/2
16,60
0,337
3,826
418707
39022
12450
12765
NС50,
6,625
3,750
7
10
939101
37276
18,84
12253
Х
ЕU
114,3
24,73
8,56
97,18
1863
52914
85,8
88,0
З-133
168,3
95,3
177,8
254,0
4179
50547
28,07
30976
4 1/2
16,60
0,337
3,826
462781
43130
13761
13825
NС50,
6,625
3,750
7
10
939101
37276
18,84
12253
G
ЕU
114,3
24,73
8,56
97,18
2059
58484
94,9
95,3
З-133
168,3
95,3
177,8
254,0
4179
50547
28,07
30976
4 1/2
16,60
0,337
3,826
595004
55453
17693
16773
NС50,
6,625
3,500
7
10
1101123
44610
19,11
27080
S
ЕU
114,3
24,73
8,56
97,18
2645
75194
122,0
115,6
З-133
168,3
88,9
177,8
254,0
4939
60291
28,47
36720
4 1/2
20,00
0,430
3,64
412358
36901
12542
12964
NС50,
6,625
3,625
7
10
1011685
35541
22,10
21437
Е
ЕU
114,3
29,79
10,92
92,46
1834
50038
86,5
89,4
З-133
168,3
92,1
177,8
254,0
4502
54334
32,93
27167
4 1/2
20,00
0,430
3,64
522320
46741
15886
16424
NС50,
6,625
3,500
7
10
1101123
44610
22,57
27080
Х
ЕU
114,3
29,79
10,92
92,46
2322
63381
109,5
113,2
З-133
168,3
88,9
177,8
254,0
4939
60291
33,63
36720
4 1/2
20,00
0,430
3,64
577301
51661
17558
18149
NС50,
6,625
3,500
7
10
1101123
44610
22,57
27080
G
ЕU
114,3
29,79
10,92
92,46
2568
70052
121,1
125,1
З-133
168,3
88,9
177,8
254,0
4939
60291
33,63
36720
4 1/2
20,00
0,430
3,64
742244
66421
22575
23335
NС50,
6,625
3,000
7
10
1404944
57747
23,05
26056
S
ЕU
114,3
29,79
10,92
92,46
3302
90067
155,6
160,9
З-133
168,3
76,2
177,8
254,0
6252
78248
34,34
36720
27/8
10,4
0,362
2,151
157056
8464
12160
11731
NС26.
3,748
1,251
7,09
8,03
453258
10563
10,86
6338
D
IU
73,0*
15,49
9,19
54,64
698,9
11480
83,8
80,8
З-73
95,2
31,8
180,0
204,0
2017
14326
16,18
8596
27/8
10,4
0,362
2,151
214225
11539
16546
15875
NС26.
3,748
1,251
7,09
8,03
453258
10563
10,86
6338
Е
IU
73,0*
15,49
9,19
54,64
953,3
15650
114,1
109,5
З-73
95,2
31,8
180,0
204,0
2017
14326
16,18
8596
3 1/2
13,3
0,368
2,764
198943
13603
10194
9540
NС31,
4,252
1,751
7,09
9,05
580000
15402
13,75
9241
D
IU
88,9*
19,81
9,35
70,20
885,3
18450
70,3
65,8
З-86
108,0
44,5
180,0
230,0
2581
20889
20,48
12533
3 1/2
13,3
0,368
2,764
271461
18558
13882
12845
NС31,
4,252
1,751
7,09
9,05
580000
15402
13,75
9241
Е
IU
88,9*
19,81
9,35
70,20
1208
25170
95,7
88,6
З-86
108,0
44,5
180,0
230,0
2581
20889
20,48
12533
3 1/2
15,5
0,449
2,602
236404
15454
12358
11959
NС31,
4,252
1,614
7,09
9,05
623844
16809
15.99
10167
D
IU
88,9*
23,09
11,4
66,10
1052
20960
85,2
82,4
З-86
108,0
41,3
180,0
230,0
2775
22790
23,81
13785
3 1/2
15,5
0,449
2,602
322697
21087
16850
16197
NС31,
4,252
1,614
7,09
9,05
623844
16809
15.99
10167
Е
IU
88,9*
23,09
11,4
66,10
1436
28600
116,2
111,7
З-86
108,0
41,3
180,0
230,0
2775
22790
23,81
13785
22
Продолжение табл. А.1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
4
14,0
0,330
3,340
258359
23288
10828
11354
NС40,
5 1/4
2 13/16
7
10
711611
23279
15,04
17092
Е
IU
101,6
20,85
8,38
84,84
1269
31574
74,6
78,2
З-108
133,4
71,44
177,8
254,0
3166
31562
22,40
19106
4
14,0
0,330
3,340
361454
29498
13716
14382
NС40,
5 1/4
2 11/16
7
10
776406
25531
15,34
15404
Х
IU
101,6
20,85
8,38
84,84
1608
39994
94,5
99,2
З-108
133,4
68,26
177,8
254,0
3454
34615
22,85
20885
4
14,0
0,330
3,340
399502
32603
15159
15896
NС40,
5 1/2
2 7/16
7
10
897161
29764
15,91
18068
G
IU
101,6
20,85
8,38
84,84
1777
44204
104,5
109,6
З-108
139,7
61,91
177,8
254,0
3991
40354
23,70
24497
4
14,0
0,330
3,340
512809
41887
19493
20175
NС40,
5 1/2
2
7
10
1055280
34722
16,57
20833
S
IU
101,6
20,85
8,38
84,84
2282
56810
134,4
139,1
З-108
139,7
50,8
177,8
254,0
4696
47093
24,68
28256
4 1/2
16,6
0,337
3,826
330558
30807
9829
10392
NС46,
6,25
3,25
7
10
901164
33228
18,37
20396
Е
IЕU
114,3
24,73
8,56
97,18
1470
41774
67,8
71,7
З-122
158,8
82,55
177,8
254,0
4009
45057
27,35
27657
4 1/2
16,6
0,337
3,826
418707
39022
12450
12765
NС46,
6,25
3
7
10
1048426
38998
18,79
23795
Х
IЕU
114,3
24,73
8,56
97,18
1863
52914
85,9
88,0
З-122
158,8
76,20
177,8
254,0
4664
52881
27,98
32266
4 1/2
16,6
0,337
3,826
462781
43130
13761
13825
NС46,
6,25
3
7
10
1048426
38998
18,79
23795
G
IЕU
114,3
24,73
8,56
97,18
2059
58484
94,9
95,3
З-122
158,8
76,20
177,8
254,0
4664
52881
27,98
32266
4 1/2
16,6
0,337
3,826
595004
55453
17693
16773
NС46,
6,25
2,75
7
10
1183908
44359
19,00
26923
S
IЕU
114,3
24,73
8,56
97,18
2647
75194
122,0
115,7
З-122
158,8
69,85
177,8
254,0
5266
60151
28,29
36508
4 1/2
20,00
0,430
3,640
412358
36901
12542
12964
NС46,
6,25
3
7
10
1048426
38998
22,09
23795
Е
IЕU
114,3
29,79
10,92
92,46
1834
50038
86,5
89,4
З-122
158,8
76,20
177,8
254,0
4664
52881
32,89
32266
4 1/2
20,00
0,430
3,640
522320
46741
15886
16421
NС46,
6,25
2,75
7
10
1183908
44359
22,67
26923
Х
IЕU
114,3
29,79
10,92
92,46
2323
63381
109,6
113,2
З-122
158,8
69,85
177,8
254,0
5266
60151
33,76
36508
4 1/2
20,00
0,430
3,640
577301
51661
17558
18149
NС46,
6,25
2,5
7
10
1307608
49297
22,86
29778
G
IЕU
114,3
29,79
10,92
92,46
2568
70052
121,1
125,2
З-122
158,8
63,50
177,8
254,0
5817
66847
34,03
40379
4 1/2
20,00
0,430
3,640
742244
66421
22575
23335
NС46,
6,25
2,25
7
10
1419527
53800
23,03
29502
S
IЕU
114,3
29,79
10,92
92,46
3302
90067
155,7
160,9
З-122
158,8
57,15
177,8
254,0
6315
79953
34,29
39976
5
19,50
0,362
4,276
395595
41167
9503
9962
NС50,
6,625
3,75
7
10
932359
37276
20,85
22844
Е
IЕU
127,0
29,05
9,19
108,62
1760
55822
65,5
68,7
З-133
168,28
95,25
177,8
254,0
4179
50547
31,05
30976
5
19,50
0,362
4,276
395595
41167
9503
9962
51/2FН,
7
3,75
8
10
1448407
62903
22,28
31474
Е
IЕU
127,0
29,05
9,19
108,62
1760
55822
65,5
68,7
З-147
177,8
95,25
203,2
254,0
6443
85296
33,17
42648
5
19,50
0,362
4,276
501087
52144
12037
12026
NC50
6,625
3,5
7
10
1109920
44456
21,45
27076
Х
IЕU
127,0
29,05
9,19
108,62
2229
70707
83,0
82,9
З-133
168,28
88,90
177,8
254,0
4939
60291
31,94
36720
5
19,50
0,362
4,276
501087
52144
12037
12026
51/2FN,
7
3,75
8
10
1448407
62903
22,62
31474
Х
IЕU
127,0
29,05
9,19
108,62
2229
70707
83,0
82,9
З-147
177,8
95,25
203,2
254,0
6443
85296
33,68
42648
5
19,50
0,362
4,276
553833
57633
13304
12999
NС50,
6,625
3,250
7
10
1268963
51217
21,93
31025
G
IЕU
127,0
29,05
9,19
108,62
2464
78150
91,8
89,6
З-133
168,28
82,55
177,8
254,0
5645
69450
32,65
42070
5
19,50
0,362
4,276
553833
57633
13304
12999
51/2FН,
7
3,75
8
10
1448407
62903
22,62
31474
G
IЕU
127,0
29,05
9,19
108,62
2464
78150
91,8
89,6
З-147
177,8
95,25
203,2
254,0
6443
85296
33,68
42648
5
19,50
0,362
4,276
712070
74100
17105
15672
NC50,
6,625
2,750
7
10
1551236
63393
22,61
38044
S
IЕU
127,0
29,05
9,19
108,62
3168
100480
118,0
108,1
З-133
168,28
69,85
177,8
254,0
6903
85961
33,67
51588
5
19,50
0,362
4,276
712070
74100
17105
15672
51/2FН,
7,25
3,5
8
10
1619231
72213
23,48
43490
S
IЕU
127,0
29,05
9,19
108,62
3168
100480
118,0
108,1
З-147
184,15
88,90
203,2
254,0
7203
97921
34,96
58972
23
Окончание табл. А.1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
5
25,60
0,50
4,000
530144
52257
13125
13500
NC50,
6,625
3,5
7
10
1109920
44462
26,85
27076
Е
IЕU
127,0
38,13
12,70
101,60
2358
70860
90,5
93,1
З-133
168,28
88,90
177,8
254,0
4939
60291
39,98
36720
5
25,60
0,50
4,000
530144
52257
13125
13500
51/2FН,
7
3,5
8
10
1619231
62903
28,27
37742
Е
IЕU
127,0
38,13
12,70
101,60
2358
70860
90,5
93,1
З-147
177,8
88,90
203,2
254,0
7203
85296
42,09
51178
5
25,60
0,50
4,000
671515
66192
16625
17100
NC50,
6,625
3
7
10
1416225
57534
27,87
34680
Х
IЕU
127,0
38,13
12,70
101,60
2987
89756
114,7
117,9
З-133
168,28
76,20
177,8
254,0
6300
78016
41,50
47026
5
25,60
0,50
4,000
671515
66192
16625
17100
51/2FН,
7
3,5
8
10
1619231
62903
28,59
37742
Х
IЕU
127,0
38,13
12,70
101,60
2987
89756
114,7
117,9
З-147
177,8
88,90
203,2
254,0
7203
85296
42,57
51178
5
25,60
0,50
4,000
742201
73159
18375
18900
NC50,
6,625
2,750
7
10
1619231
63393
28,32
38044
G
IЕU
127,0
38,13
12,70
101,60
3302
99204
126,7
130,3
З-133
168,28
69,85
177,8
254,0
6903
85961
42,17
51588
5
25,60
0,50
4,000
742201
73159
18375
18900
51/2FН,
7,25
3,5
8
10
1618652
72213
29,16
43490
G
IЕU
127,0
38,13
12,70
101,60
3302
99204
126,7
130,3
З-147
184,15
88,90
203,2
254,0
7203
97921
43,42
58972
5
25,60
0,50
4,000
954259
94062
23625
24300
51/2FН,
7,25
3,25
8
10
1778274
78716
29,43
47230
S
IЕU
127,0
38,13
12,70
101,60
4245
127548
162,9
167,6
З-147
184,15
82,55
203,2
254,0
7910
106739
43,82
64044
5 1/2
21,90
0,361
4,778
437116
50710
8615
8413
51/2FН,
7
4
8
10
1265802
55687
23,77
33560
Е
IЕU
139,7
32,62
9,17
121,36
1944
68763
59,4
58,0
З-147
177,8
101,6
203,2
254,0
5631
75512
35,39
45507
5 1/2
21,90
0,361
4,778
553681
64233
10912
10019
51/2FН,
7
3,75
8
10
1448407
62903
24,53
37742
Х
IЕU
139,7
32,62
9,17
121,36
2463
87100
75,3
69,1
З-147
177,8
95,25
203,2
254,0
6443
85296
36,53
51178
5 1/2
21,90
0,361
4,778
611963
70994
12061
10753
51/2FН,
7,25
3,5
8
10
1619231
72213
25,38
43490
G
IЕU
139,7
32,62
9,17
121,36
2722
96258
83,2
74,2
З-147
184,15
88,9
203,2
254,0
7203
97921
37,79
58972
5 1/2
21,90
0,361
4,778
786809
91278
15507
12679
51/2FН,
7,500
3
8
10
1925536
86765
26,50
52302
S
IЕU
139,7
32,62
9,17
121,36
3500
123773
106,9
87,4
З-147
190,50
76,20
203,2
254,0
8566
117653
39,46
70922
5 1/2
24,70
0,415
4,670
497222
56574
9903
10464
51/2FН,
7
4
8
10
1265802
55687
26,33
33560
Е
IЕU
139,7
36,79
10,54
118,62
2212
76714
68,3
72,2
З-147
177,8
101,6
203,2
254,0
5631
75512
39,21
45507
5 1/2
24,70
0,415
4,670
629814
71660
12544
12933
51/2FН,
7,25
3,5
8
10
1619231
72213
27,85
43490
Х
IЕU
139,7
36,79
10,54
118,62
2802
97171
86,5
89,2
З-147
184,15
88,9
203,2
254,0
7203
97921
41,47
58972
5 1/2
24,70
0,415
4,670
696111
79204
13865
14013
51/2FН,
7,25
3,5
8
10
1619231
72213
27,85
43490
G
IЕU
139,7
36,79
10,54
118,62
3097
107401
95,6
96,6
З-147
184,15
88,9
203,2
254,0
7203
97921
41,47
58972
5 1/2
24,70
0,415
4,670
894999
101833
17826
17023
51/2FН,
7,500
3
8
10
1925536
86765
27,77
52302
S
IЕU
139,7
36,79
10,54
118,62
3981
138086
122,9
117,4
З-147
190,50
76,20
203,2
254,0
8566
117653
41,35
70922
*Только по ГОСТ Р 54383-2011
24
Таблица А.2 - Размерный ряд и технические характеристики бурильных труб, изготовленных по ГОСТ Р50278,ТУ 14-3-1571/
ТУ У 27.2-05757883-200 и замков по ГОСТ 27834
Тело трубы
Замковое соединение
Сборка
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Д
698,9
11480
83, 8
80,8
73,0
14,46
9,2
51,6
ПВ
ЗП-95-32
З-73
95,2
31,8
179,5
204,2
2017
14326
16,40
8596
Е
953,3
15650
114,0
109,4
Д
885,3
18450
70,2
65,7
18,34
9,4
70,2
ПВ
ЗП-108-44
З-86
108,0
44,5
179,5
229,6
2581
20889
20,90
12533
Е
1208
25170
95,7
88,5
88,9
Д
1052
20960
85,2
82,4
21,79
11,4
66,1
ПВ
ЗП-108-41
З-86
108,0
41,3
179,5
229,6
2775
22790
24,38
13785
Е
1436
28600
116,1
111,6
Д
930
23150
54,9
74,8
ЗП-133-71
133,4
71,4
179,5
255,0
3166
31562
22,56
19106
Е
1269
31580
74,8
64,2
101,6
19,27
8,4
84,4
Л
ПВ
1607
39990
94,8
78,0
ЗП-133-68
З-108
133,4
68,3
179,5
255,0
3454
34615
22,88
20885
М
1777
44230
104,8
85,8
ЗП-140-62
139,7
61,9
179,5
255,0
3991
40354
23,55
24497
Р
2282
56810
134,7
104,6
ЗП-140-51
139,7
50,8
179,5
255,0
4696
47093
24,0
28256
Д
1077
30630
50,0
42,5
ЗП-159-83
158,8
82,6
179,5
255,0
4009
45057
27,37
27657
Е
1470
41790
68,1
55,9
22,32
8,6
97,2
Л
1762
52910
88,3
68,1
М
2058
58520
95,4
73,6
ЗП-159-76
158,8
76,2
179,5
255,0
4664
52881
28,35
32266
Р
2647
75194
122,6
87,9
114,3
ПК
З-122
Д
1344
36690
63,4
58,0
ЗП-159-76
158,8
76,2
179,5
255,0
3827
50740
33,19
29500
Е
1834
50050
86,2
77,7
27,84
10,9
92,5
Л
2322
63370
109,4
96,7
ЗП-159-70
158,8
69,9
179,5
255,0
5266
60151
35,26
36508
М
2568
70080
120,9
105,9
ЗП-159-63
158,8
63,5
179,5
255,0
5817
66847
34,10
40379
Р
3302
90067
155,4
131,7
ЗП-159-57
158,8
57,2
179,5
255,0
6315
79933
34,41
45867
Д
1290
40910
48,2
40,3
ЗП-162-95-2
161,9
95,3
179,5
255,0
4113
49780
31,22
29868
Е
1759
55810
65,5
52,8
26,70
9,2
108,6
Л
2277
70670
83,1
64,0
ЗП-162-89-2
З-133
161,9
88,9
179,5
255,0
4879
59232
31,94
35539
М
2464
78160
91,8
68,0
ЗП-165-83
165,1
82,6
179,5
255,0
5645
69450
32,78
42070
Р
3168
100480
118,0
81,5
ЗП-168-70
168,3
69,9
179,5
255,0
6903
85961
33,47
51588
127,0
ПК
Д
1728
51960
66,4
61,4
ЗП-162-89-2
161,9
88,91
179,5
255,0
4005
56880
40,60
29820
Е
2358
70880
90,5
82,6
З-133
35,80
12,7
101,6
Л
2985
89750
114,7
103,1
ЗП-165-76
165,1
76,2
179,5
255,0
6300
78016
41,84
45627
М
3301
99260
126,7
113,0
ЗП-168-70
168,3
69,9
179,5
255,0
6903
85961
42,47
51588
Р
4245
127548
162,9
141,4
ЗП-184-83
З-147
184,1
82,6
204,9
255,0
7910
106739
43,61
56007
25
Продолжение табл. А.2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Д
1406
49700
43,8
34,9
ЗП-178-102
178,0
102,0
204,9
255,0
5631
75512
35,8
45507
Е
2032
71819
59,4
58,2
ЗП-178-102
178,0
102,0
204,9
255,0
5631
75512
35,8
45507
29,52
9,2
121,6
Л
2401
84877
75,2
68,9
ЗП-178-95
178,0
95,0
204,9
255,0
6443
85296
36,6
51178
М
2771
97935
83,2
74,0
ЗП 184-89
З-147
184,0
88,9
204,9
255,0
7203
97921
37,6
5872
Р
3500
123773
107,3
66,7
ЗП-190-76
190,5
76,2
204,9
255,0
8566
117653
38,77
62714
140,0
ПК
Д
1589
55135
49,9
42,5
ЗП-178-102
178,0
102,0
204,9
255,0
5631
75512
39,8
45507
Е
2296
79672
68,3
72,1
ЗП-178-102
178,0
102,0
204,9
255,0
5631
75512
39,8
45507
33,57
10,5
119
Л
2713
94157
86,5
89,1
ЗП 184-89
З-147
184,0
88,9
204,9
255,0
7203
97921
41,6
5872
М
3131
108643
95,6
96,5
ЗП 184-89
184,0
89
204,9
255,0
7203
97921
41,6
5872
З-147
Р
3981
138086
122,4
87,70
ЗП 190-76
190,5
76,2
204,9
255,0
8566
117653
42,73
62714
Д
450,6
6210
78,20
74,7
Е
614,7
8471
106,5
100,9
60,3
9,33
7,1
46,1
ПН
ЗП-86-44
З-73
85,7
44,5
179,5
204,2
1395
9321
10,54
5593
Л
777,8
10720
135,0
126,8
М
859,3
11850
149,2
139,5
Д
698,9
11480
83,78
80,8
ЗП-105-54
54,0
1989
15985
16,41
9656
Е
953,3
15650
114,0
109,4
104,8
179,5
229,6
73,0
14,46
9,2
54,6
Л
ПН
1206,0
19820
144,5
137,7
З-86
ЗП-105-51
50,8
2205
17839
16,58
10735
М
1332,0
21900
159,7
151,6
Р
1716
28198
205,3
192,7
ЗП-111-41
111,1
41,3
179,5
229,6
2775
22790
17,18
13785
Д
885,3
18450
70,24
65,7
ЗП-121-68
120,7
68,3
204,9
267,7
2613
24500
21,08
14730
Е
1208,0
25170
95,65
88,5
18,31
9,4
70,2
Л
1530,0
31870
121,3
110,9
ЗП-127-65
127,0
65,1
204,9
267,7
2888
27245
2173
16536
М
1691,0
35250
134,0
121,6
ЗП-127-62
127,0
61,9
204,9
267,7
3150
29875
21,90
18070
Р
2174
45273
172,3
153,0
ЗП-127-54
З-102
127,0
54,0
204,9
267,7
3748
35933
22,27
21570
88,9
ПН
Д
1052,0
20960
85,15
82,4
ЗП-127-65
127,0
65,1
204,9
267,7
2888
27245
25,03
16536
Е
1436,0
28600
116,1
111,6
21,79
11,4
66,1
Л
1817,0
36210
147,2
140,6
ЗП-127-62
127,0
61,9
204,9
267,7
2610
28450
25,28
15090
М
2011,0
40050
163,5
154,8
ЗП-127-54
127,0
54,0
204,9
267,7
3748
35933
25,65
21570
Р
2585
51459
209,0
196,9
ЗП-140-57
З-108
139,7
57,2
179,5
255,0
4360
44325
26,14
23594
Д
930,0
23150
54,94
48,3
23,75
Е
1269,0
31580
74,75
64,2
ЗП-152-83
152,4
82,6
179,5
255,0
4009
45057
27657
101,6
19,27
8,4
84,8
Л
ПН
1607,0
39990
94,76
79,0
З-122
23,88
М
1777,0
44230
104,8
85,84
Р
2282
56810
134,7
104,6
ЗП-152-76
152,4
76,2
179,5
255,0
4664
52881
24,29
32266
Д
1077
30630
50,0
42,3
26,75
Е
1470
41790
68,1
55,9
ЗП-162-95-1
161,9
95,3
179,5
255,0
4113
49780
29868
114,3
22,32
8,6
97,2
Л
ПН
1762
52910
88,3
68,1
З-133
26,90
М
2058
58520
95,4
73,6
Р
2645
75194
122,6
87,9
ЗП-162-89
161,9
88,9
179,5
255,0
4089
59232
27,36
35539
26
Окончание табл. А.2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Д
1344
36690
63,4
58,0
ЗП-162-92
161,9
92,1
179,5
255,0
4503
54588
32,98
32753
Е
1834
50050
86,2
77,7
114,3
27,84
10,9
92,7
Л
2322
63370
109,4
96,7
З-133
ЗП-162-89-1
161,9
88,9
179,5
255,0
4879
59232
32,77
35539
М
2568
70080
120,9
105,9
Р
3302
90067
155,4
131,7
ЗП-168-76
168,3
76,2
179,5
255,0
6300
78016
34,08
47026
Д
ПН
1290
40910
48,2
40,3
26,70
9,2
108,6
Е
1759
55810
65,5
52,8
101,6
204,9
255,0
5631
75512
33,00
37533
Л
2277
70670
83,1
64,0
ЗП-178-102
127,0
З-147
177,8
45507
Д
1728
51960
66,4
61,4
101,6
204,9
255,0
4590
71985
42,05
35,80
12,7
101,6
Е
2358
70880
90,5
82,6
Л
2985
89750
114,7
103,1
ЗП-178-95
95,3
204,9
255,0
6443
85296
43,00
51178
Примечание: Прочностные характеристики рассчитаны по методике API 7G.
Таблица А.3 - Размерный ряд и технические характеристики бурильных труб, изготовленных по ТУ
Тело трубы
Замковое соединение
Сборка
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
ТУ 14-3-1849
73,0
14,5
9,0
55
Д
ПК
685
11322
81,8
78,6
ЗП-
З-73
92,0
34,0
179,5
204,2
1923
13646
16,0
4700
Е
935
15445
92,7
90,8
92-34
5900
ТУ 1324-138-00147016
60,3
6,8
5,0
50,3
Д
ПК
329
4856
55,0
48,3
З-86-
З-73
85,7
47,5
125,0
151,0
1209
8292
7,3
4975
Е
449
6625
75,0
64,2
48
73,0
9,2
5,5
62,0
Д
442
8013
50,0
42,4
З-95-
З-86
95,2
58,5
125,0
151,0
1644
12927
10,1
7756
Е
603
10931
68,2
55,8
58
10,7
6,5
60,0
Д
514
9082
59,1
53,0
З-98-
98,4
57,2
125,0
151,0
1742
13828
11,6
8297
Е
702
12388
80,6
70,8
57
Л
889
15695
102,1
87,6
З-105-
104,6
57,2
125,0
151,0
1742
14037
12,0
8422
57
27
Продолжение таблицы А 3
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
88,9
13,2
6,5
75,9
Д
637
11140
48,5
40,7
З-121-
З-102
120,7
73,1
125,0
151,0
2166
20429
14,9
12258
Е
869
19289
66,2
53,3
73
Л
1102
24438
83,8
64,5
101,6
15,2
6,5
88,6
Д
736
18980
42,4
39,7
З-133-
З-108
133,4
85,8
125,0
151,0
1605
15897
17,2
9538
Е
1003
25891
61,8
52,8
86
Л
1271
32802
73,3
58,3
ТУ 14-161-137
60,3
9,2
7,0
46,3
Д
БВ
451
6210
78,2
74,6
ЗП-
З-65
77,0
34,0
180,0
204,0
1298
8117
10,4
2700
Е
615
8471
106,5
100,9
77-34
Л
778
10720
133,0
126,8
ЗП-
З-65
77,0
34,0
180,0
204,0
1341
8397
10,4
2700
77-33
73,0
11,4
7,0
59
Д
БК
580
9573
63,7
65,1
ЗП-
З-73
86,0
44,5
180,0
204,0
1300
11876
12,7
3000
86-45
14,2
9,0
55
Д
685
11322
81,8
78,6
ЗП-
З-86
104,8
44,5
180
230
2315
24903
16,5
6700
Е
935
15445
111,5
106,5
105М-
Л
1185
19568
141,3
133,9
45
М
1309
21629
156,2
147,4
14,5
9,19
54,6
Д
БН
699
11480
83,8
80,8
ЗП-
51
180
230
1960
21308
16,6
5890
Е
953
15650
114,0
109,4
105М-
Л
1206
19820
144,5
137,7
51
М
1332
21900
159,7
151,6
ЗП-
49,8
180
230
2029
22008
5890
105М-
50
76,0
14,2
8,5
54
Д
683
11997
73,0
69,0
ЗП-
54
180
230
1780
19482
16,1
5600
Е
931
16365
105,5
98,6
105М-
54
88,9
16,0
8,0
72,9
Д
БВ
770
16529
59,7
53,7
ЗП-
108,0
44,5
180
230
2322
11933
18,6
6770
Е
1051
22547
81,4
71,8
108М-
45
Д
БК
770
16529
59,7
53,7
ЗП-
105,0
53,0
180
230
1780
19482
5890
Е
1051
22547
81,4
71,8
105-
53
Д
БН
770
16529
59,7
53,7
ЗП-
З-102
121,0
67,8
180
230
2348
29662
18,7
7850
121М-
Е
1051
22547
81,4
71,8
68
Л
1331
28564
103,1
89,0
28
Окончание таблицы А 3
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
13,2
6,5
75,9
Д
637
14140
48,5
40,7
ЗП-
73
200
260
1938
24814
15,7
7000
Е
869
1967
66,2
53,3
121М-
73
ТУ 14-161-217
73,0
9,2
5,5
62,0
Д
БН
442
8013
50,0
42,4
ЗП-
З-81
95,0
62,0
178
203
1626
12470
10,4
3300
Е
603
10930
68,2
55,8
95-62
Л
763
13849
86,4
67,8
ТУ 14-161-219
50
6,0
5,5
39
Д
БВ
291
3380
71,8
67,7
ЗП-
З-53
65,5
150
204
850
4900
6,8
1900
Е
397
4600
103,8
96,6
65-25
2500
Л
503
5840
122,6
113,3
60,3
9,2
7,0
46,3
Д
БВ
444
6140
78,2
74,6
ЗП-
З-65
77,0
180
204
1100
840
10,4
3400
Е
605
8380
106,5
100,9
77-34
4200
Л
767
10500
133,0
126,8
73,0
14,5
9,19
54,6
Е
БН
952
15600
68,2
55,8
ЗП-
З-81У
100,0
180
230
1750
17500
16,4
7000
Л
1206
19800
86,4
67,8
100-
8800
М
1333
21900
159,7
151,6
51
Е
952
15600
68,2
55,8
ЗП-
З-83
105,5
180
230
2170
22000
17,0
9100
Л
1206
19800
86,4
67,8
105-
11000
М
1333
21900
159,7
151,6
51-1
Н
1535
25200
183,7
173,7
Р
1712
28100
204,9
192,1
88,9
16,0
8,0
72,9
Е
БК
1052
22600
81,4
71,8
ЗП-
З-83
105,5
180
230
2170
22000
18,4
9100
Л
1333
28500
103,1
89,0
105-
11000
М
1473
31400
114,0
97,1
51-2
21,79
11,4
66,1
Л
1817
36200
103,1
89,0
ЗП-
З-102
127,0
205
268
3247
37000
25,6
14800
М
2008
40000
163,5
154,8
127-
18500
Н
2314
46100
186,9
176,8
54
127,0
26,7
9,19
108,6
Е
1757
55800
65,53
52,78
ЗП-
З-133
165,1
180
255
4120
62500
32,3
25000
2
Л
2226
70000
83,09
63,96
165-
31200
М
2461
78100
91,82
68,96
89-1
41,4
15,0
97,0
Д
ТБК
1999
58000
77,1
73,6
ЗП-
З-133
165,1
230
310
4120
62500
47,3
25000
Е
2727
79100
11,4
105,4
165-
31200
Л
3455
100300
131,7
123,7
89-2
29
Приложение Б
(справочное)
Перечень документов, использованных при составлении Руководства
[1] ГОСТ Р 54383-2011 Трубы стальные бурильные для нефтяной и газовой
промышленности. Технические условия
[2] ГОСТ Р 50278-92 Трубы бурильные с приваренными замками. Технические
условия.
[3] ГОСТ 27834-95 Замки приварные для бурильных труб. Технические усло-
вия.
[4] ГОСТ 28487-90 Резьба коническая замковая для элементов бурильных ко-
лонн. Профиль. Размеры. Допуски.
[5] ГОСТ 4543-71 Прокат из легированной конструкционной стали. Технические
условия.
[6] Стандарт API Spec 5DР «Требования к бурильным трубам. Технические ус-
ловияª.
[7] Стандарт API 7G «Руководящие указания по проектированию и режимам
эксплуатации элементов буровой колонныª
[8] Стандарт API Spec 7-2 Требования к нарезанию резьбы и контролю калиб-
рами роторных упорных резьбовых соединений.
[9] Стандарт ИСО 10400:1993 «Нефтяная и газовая промышленность. Форму-
лы и расчеты по определению свойств обсадных труб, НКТ, бурильных труб и труб
для трубопроводов.
[10] Стандарт ИСО 11961:1993 «Нефтяная и газовая промышленность. Трубы
стальные бурильныеª.
[11] Стандарт DS-1, том 3 «Инспекция бурильных колоннª
[12] Инструкция по расчету бурильных колонн. М., 1997 г.
[13] Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности.
«Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленностиª. (Утверждены при-
казом Федеральной службы по экономическому, технологическому и атомному над-
зору от 12.03.2013г. №101).
30

 

 

 

 

 

 

 

 

 

///////////////////////////////////////