/
Текст
ТРУБЫ
НЕФТЯНОГО
СОРТАМЕНТА
справочное руководство
Издание второе, переработанное и дополненное
Под редакцией А. Е. САРОЯНА
Москва «Недра» 1976
УДК 622.24.053.004.5(039)
Трубы нефтяного сортамента. Справочное руководство. Над. 2,
персраб. и доп. Под ред. А. Е. Сарояна. М., «Недра», 1976. 504 с. Авт.:
А. Е. Сароян, Н, Д. Щербюк, Н. В. Якубовский и др,
Во втором издании справочного руководства учтены все изменения,
которые произошли за прошедшие годы в области конструкции труб,
материалов, расчета, эксплуатации и ремонта, оборудовании трубных
баз и в ГОСТах. Рассмотрены бурильные, обсадные, насосно-компрес-
сорные трубы и трубы для нефтепромысловых коммуникаций. Приве-
дены основные формулы и методика расчетов, характеристики труб,
расчет сварных колонн, новые виды труб. Описаны эксплуатация и ре-
монт труб нефтяного сортамента. Даны сведения по элементам труб
и резьбы. Рассмотрены аварии с трубами, проанализированы причины
их возникновения и даны рекомендации по предупреждению. Описаны
трубные базы, технология ремонта и профилактика труб. По каждому
виду труб приведены сведения из зарубежной практики.
Справочное руководство предназначено для инженерно-техниче-
ских работников буровых предприятий и эксплуатационников нефтяной
и газовой промышленности. Оно представляет большой интерес дли
сотрудников научно-исследовательских и проектных организаций, зани-
мающихся разработкой и проектированием труб нефтяного сортамента.
Табл. 293, ил. 217, список лит. — 21 назв.
Авторы: А. Е. Сароян, Н. Д. Щербюк, И. В. Якубовский, И. Ф. Пиво-
варок, Г. М. Эрлих, М. А. Гусейнов, Н. Н. Борзов
т
30803—272
043(01)-76 174-75
© Издательство «Недра», 1976
Раздел I
ТРУБЫ БУРИЛЬНЫЕ
Глава 1
ТРУБЫ БУРИЛЬНЫЕ СТАЛЬНЫЕ
Трубы бурильные ведущие
Ведущая труба, занимающая самое верхнее положение в бурильной
колонне, предназначена для передачи вращения от привода через ротор буро-
вого станка бурильной колонне, заканчивающейся долотом или другим инст-
рументом. В отличие от бурильных труб ведущая имеет в сечении квадратную,
шестигранную пли крестообразную форму с концентрично расположенным
круглым пли квадратным отверстием для прохода бурового раствора.
Благодаря форме своего сечения ведущая труба, будучи зажата в роторе
специальными вкладышами, при турбинном способе бурения предотвращает
возможность реверсивного вращения бурильной колонны, вызываемого дей-
ствием реактивного момента турбобура.
Ведущие трубы конструктивно выполняются в двух вариантах: сборными,
составленными из трех деталей, и цельными.
Трубы бурильные ведущие (сборные), изготовляемые предпочтительно
квадратного сечения, включают собственно трубу (штангу), верхний пере-
водник типа ПШВ для соединения ведущей трубы с вертлюгом и нижний пере-
водник типа ПШН для присоединения к бурильной колонне.
Ведущие трубы сборной конструкции вследствие простоты изготовления
нашли наибольшее распространение. Они изготовляются в соответствии
с ТУ 14—3—126—73 (взамен ЧМТУ 3613—53) и нормалью Н293—49.
Переводники ведущих труб изготовляются но нормали Н293—49.
Размеры и масса ведущих труб сборной конструкции приведены в табл. 1.1
и на рис. 1.1.
На концах ведущих труб нарезается наружная коническая резьба с ша-
гом 8 ниток на длине 25,4 мм и конусностью 1 : 16. Верхний конец трубы
имеет левое, а нижний правое направление нарезки резьбы.
На нижний конец трубы навинчивается переводник ПШН (рис. 1.2,а,
табл. 1.2), а па верхний — переводник ПШВ (рис. 1.2, б, табл. 1.3).
Для защиты от износа замковой резьбы нижнего переводника, подвер-
гающейся многократным свинчиваниям и развинчиваниям при наращивании
бурильной колонны, на переводник ПШН навинчивается дополнительно
предохранительный переводник типа ПП.
Ведущие трубы изготовляют из стали групп прочности Д и К, перевод-
ники — из стали марки 40ХН по ГОСТ 4543—71. С согласия заказчика
допускается изготовление переводников из стали марки 45 по ГОСТ 1050—74.
Механические свойства труб и переводников после термообработки при-
ведены в табл. 1.4.
Резьба, нарезаемая на ведущих трубах, не стандартизирована. Размеры
резьбового соединения приведены в табл. 1->5 и на рис. 1.3.
На поверхности труб не допускаются плены, трещины, закаты, рассло-
ения, шлаковые включения и следы перегрева металла. Допускаются лишь
небольшие раковины, углубления, окалина и другие незначительные дефекты,
не выходящие за пределы допусков, установленных для размеров стороны
квадрата.
Требования к резьбе ведущих труб аналогичны требованиям к резьбе
бурильных труб по ГОСТ 631—63 с той лишь разницей, что отклонения
1*
3
Та б л и ц а 1.1
Условный размер трубы, дюймы
Размеры и масса ведущих труб квадратного сечения сборной конструкции
Диагональ квадрата мм, нс более Радиус при вершине квадрата К мм, не более Диаметр канала d, мм Диаметр проточки под элеватор DJt мм Диаметр цилиндрической проточки Dtt мм Длина резьбы G (включая сбег), мм Длина трубы L, Замковая резьба переводников (ГОСТ 5286—58) Наруж- ный диаметр перевод- ника, мм Масса (теорети- ческая), кг
рабочей части не менее общая верхнего S я верхнею ниж него 1м трубы без переводников перевод- ника
не менее не более
верхнего с ф X
DH
По нормали Н293—49
21/., 65 87 8 .32 63 65 9.3 10.0 12.5 3-76Л 3 76 95 95 27 10 9
3 80 105 8 40 89 75 75 9.3 10,0 12,5 3-88Л 3-88 108 108 38 12 12
4 115 146 16 75 114 ПО 95 12,7 13,3 15,0 3-152Л 3-121 197 146 65 55 22
5 140 178 20 80 141 135 105 13.7 14,5 16,5 3-152 Л 3 147 197 178 110 55 35
6 155 203 20 90 168 150 120 13,7 14,5 16,5 3-152 Л 3 152 3+71 197 197 203 133 55 50 39
По ТУ 14- -3—126—7 3
4 11221'1 — 20 ±3 7 4 + 4 114 110 + 0.5 65 — 13—2,5 — 65,6
5 140 + 2 — 20 + 3 85 + 5 141 135 + 0.5 НО — 14+2,5 — — 106.6
6 155±* — 20 + 3 100 + 5 168 150±0,5 133 — 14+2,5 — — — — — 124,3 — —
Таблица 1.2
Размеры, допускаемые отклонения и масса нижних переводников ПШН для ведущих труб (в мм)
Типоразиер переводника Резьба Г'н L d di do 1, 1 2 Масса перевод- ит
ведущих труб (Н293—49) замковая (ГОСТ 5286—58)
ЗН-95Х21/." 2*/." 3-76 95 270 32 59,9 65.3 9 0+’ 9 5 9.1
3 Н -1 С’ 8 х 3" 3" 3-88 108 280 38 71.9 77,3 10 0+* 105 12,6
311-140x4" 4" 3-11» 140 305 58 106,9 112,3 120+s 125 18.3
ЗШ-146Х4’ 4" 3-121 146 330 80 106,9 112,3 120+* 125 2u,5
ЗШ-178Х5" 5" 3-147 178 370 101 131,9 137,3 13 0 +» 14 0 32,7
ЗН-197Х6" 6" 3-15 2 197 400 89 146,9 152,3 14 5 +» 15 5 48.5
ЗШ-2ОЗХ6" 6" 3-171 203 400 127 146,9 152,3 145+1 15 5 44,8
Предельные отклонения — — ±0,5 + 20 — 10 ±0,6 — — — — —
Таблица 1.3
Размеры, допускаемые отклонения и масса верхних переводников ПШВ для ведущих труб (в мм)
Типоразмер переводника Резьба L d di d0 I, /2 Масса перевод- ника, кг
ведущих труб (Н293—49) замковая (ГОСТ 5286—58)
ЗН-95Х21/,’ ЗН-108ХЗ" ЗШ-146Х4" ЗШ-178Х5' ЗН-197Х4' ЗН-187Х5’ ЗН-197Х6' Предельные отклонения с 2*УЛ 3"Л 4*Л 5'Л 4 "Л 5 "Л б*Л 3-76Л 3-88Л 3-12 1Л 3-147Л 3-152Л 3-152Л 3-152Л 95 108 146 178 197 197 197 ±0,5 270 280 315 350 350 380 400 +20 —10 32 38 80 101 89 89 89 ±0,6 59,9 71,9 106,9 is 1,9 10 6,9 131,9 146,9 65,3 77.3 112,3 137,3 112.3 137.3 15 2,3 90+s 100+’ 120 130+4 120^6 13 0+* 145+* 9 5 105 125 140 125 140 155 10,2 12,5 22,9 35,8 5 5,2 56.9 54,7
1.1. Ведущая труба сборной конструк-
ции
РезьВа замкобая реВарпо ГОСТ5288'58
1.2. Переводники ведущей трубы:
ч — нижний; о — верхний'
. параллельная оси
резьды штанги
Т,~-
Витки сп
срезанны-
ми вер-
шинами
Основная плоскость
---------1 (витки с полным просри л ем}
-------с------------------—--------
I2 (Сдег
резьбы)
Пачало резьбы (первая
| риска) переводника
Штанга и переводник свинчены от руки.
1/3. Резьбовое соединение
ведущих труб
Таблица 1.4
Механические свойства ведущих труб и переводников
после термообработки
Изделие Группа проч- ! ности стали Марка стали Временное со- противление, 1 кге/мм2 Предел текуче- сти, кгс/мм! Относительное удлинение б,, % Относительное сужение ф, % Ударная вяз- кость, кгс-м/см2 Твердость по Бринеллю НВ
Ведущие д 65 38 16 38 4 —
трубы К — 70 45 12 35 4 —
Переводники .—. 40XII 78 58 14 50 8 255—321
— 45 70 45 14 50 •э 217—285
конусности не должны превышать 0,25 мм и допускается изготовление резьбы
без 15° сбега.
На цилиндрической поверхности конца ведущей трубы с левой резьбой
или на одной из граней квадрата наносится путем клеймения, а также краской
маркировка, включающая группу прочности стали, номер трубы, номер
плавки, размер стороны квадрата в мм, число, месяц и год изготовления,
длина трубы в см, товарный знак завода-изготовителя. У переводников,
па специально проточенных поясках, клеймением наносятся товарный знак
завода, тип переводника, обозначения замковой резьбы и резьбы ведущей
трубы, месяц и год выпуска переводника.
При перевозке ведущих труб резьба пх предохраняется от повреждений
специальными защитными кольцами и ниппелями. Каждая партия ведущих
труб при отгрузке с завода снабжается сертификатом, удостоверяющим тре-
буемое их качество.
Наряду с ведущими трубами сборной конструкции промышленностью
осваиваются цельнокатаные ведущие трубы. В этом случае конструкция
предусматривает исключение резьбового соединения, имеющего не стандарт-
ную резьбу безупорного типа, в местах присоединения дополнительных дета-
лей — верхнего и нижнего переводников с ведущей трубой.
Первоуральским новотрубным заводом освоена и изготавливается двух-
раструбная цельнокатаная ведущая труба, получаемая посредством редуци-
рования пз круглой толстостенной трубной за:отовки. Отличительная осо-
бенность этих труб — квадратная форма их наружного и внутреннего сече-
ний (рис. 1.4). На верхнем высаженном конце трубы нарезается внутренняя
замковая левая резьба, а па нижнем конце — внутренняя замковая правая
резьба.
Для соединения трубы с вертлюгом в ее верхний конец ввинчивается
переходной переводник ПП с левыми резьбами, а для соединения с колонной
бурильных труб в нижний конец ввинчивается ниппельный переводник ПН
с правыми резьбами.
Ведущие трубы этой конструкции изготовляются лишь малых размеров.
Основные размеры двухраструбных ведущих труб приведены в табл. 1.6.
По нормали 11293—49 были изготовлены и испытаны ведущие цельнокатаные
трубы с шестигранным поперечным сечением. На копцах этих труб нарезается
внутренняя замковая резьба, повышающая прочность и герметичность резь-
бового соединения таких труб (рис. 1.5, табл. 1.7). Шестигранная форма
способствует увеличению сопротивляемости трубы изгибу и кручению.
С целью повышения усталостной прочности сборных ведущих труб в
АзНИПИнефти разработана конструкция с цилиндрическим блокирующим
пояском ТВБ (рис. 1.6). Этот поясок в значительной степени разгружает
7
о ±а:>
1.4. Двухраструбная ве-
дущая труба
1.5. Шестигранная ве-
дущая труба
1.6. Ведущая труба с блокирующим пояском ТВБ|
1 — ведущая труба квадратного.сечепия; 2 — переводпиж
8
Таблица 1.5
Размеры резьбового соединения бурильных ведущих труб сборной конструкции (в мм)
Условный размер тру- бы, дюймы Конусность резьбы 2 tp ч> Число витков на дли- не 25,-1 мм Средний диаметр резь- бы трубы в основной плоскости dCp Диаметр резьбы в плоскости торца трубы (справочный) Длина резьбы | Расстояние от торца переводника до конца сбега резьбы на трубе при свинчивании вручную (натяг) А
общая (от тор- 1 на трубы до конца сбега резьбы) Gsslfil ДО основной плоскости 1 от основной плоскости ЦО конца сбега h со срезанными вершинами и полными впади- нами 1 j — Ь сбег резьбы 1г
наруж- ный dt внутрен- ний dt
21/2 3 4 5 6 1 : 16 8 61.266 73.266 108,266 133.266 148,266 59,871 71.246 104,996 129,371 143,433 56.251 67,626 101,376 125,751 139,813 65 75 95 105 120 50,065 60,065 80.065 90.065 105,065 14,935 8,585 6,35 9
Таблица 16
Основные размеры двухраструбных ведущих труб (в мм)
Расстояние между про- тивополож- ными наруж- ными гранями а Сторона квад- рата внутрен- него канала b Диаметр сужен- ной части канала d Длина переход- ной части К Раструб Длина трубы L Масса 1 м трубы, кг Условный размер резьбы по ГОСТ 5286—58
диаметр D длина^ верхнего конца нижнего конца
65 ±2 35±2 Ч0±2 размер техно- 951? !501У 6000+2000 23,5 3-76Л 3-76
80x2 CD 50±2 45±2 логический 1081? 160Ц“ 7000+3000 30,5 3-88 Л 3-88
Таблица 1.7
Размеры и масса ведущих труб шестигранного сечения
Параметры Диаметр трубы, мм
114 127 1G 8
д, мы 125 155 180
С, мм <-144 <179 <08
<Л41 >176 >20.3
/?, мм 10 10 15
d, мм 62 80 95
L, м <16 <16 <16
>14 >14 >14
Замковая резьба:
левая (верхняя) 3—101 3—121 3-147
правая (нижняя) 3—101 3—121 .3-147
D, мм 117,5 140 178
Масса (теоретическая) 1 м, кг 82 123 158
соединение от переменных напряжений. Переводник навинчивается в горячем
состоянии после нагрева до 400—420° С. Прочность и герметичность резьбо-
вого соединения обеспечиваются конической резьбой и блокирующим пояском.
Блокирующий поясок протачивается на стандартной ведущей трубе квадрат-
ного сечения (нормаль Н293—40) за резьбой. Этим способом могут быть пере-
деланы трубы всех размеров, предусмотренных нормалью. При протачивании
пояска на ведущ >й трубе вследствие отклонений в размерах стороны квадрата
допускаются отдельные черновины, которые не влияют на работоспособность
соединения. Размеры соединения приведены в табл. 1.8.
Таблиц а 1.8
Размеры резьбового соединения (в мм)
Условный размер трубы L , 1 2 <4 Диаметр пояска К
трупа 1 перевод- ин г.
168 265 255 115 245 120 152,57 152,3
140 235 225 110 210 105 136,57 136,3 16
114 215 205 90 190 95 112,57 112,3
Допускаемое отклонение + 5 -1-5 1-2 + 3 4-0,07 -0,07 н- 5
После крепления переводника расстояние между его торцом и концом
проточки трубы должно быть равно величине R.
Внутреннюю резьбу проверяют калибрами со смещенной измерительной
плоскостью, предназначенными для проверки резьбы, выполненной по нормали
Н293—49. Величина смещения у калибров для труб диаметром 6, 5, 4" соот-
ветственно равна 109; 94 и 84 мм. Допускаемые отклонения по нагягу —
в пределах требований нормали Н293—49.
10
Трубы бурильные с высаженными концами и муфты к ним
Для соединения труб между собой на высаженных концах нарезается
резьба, на которую навинчивается ниппельная или муфтовая часть замка.
Короткие трубы (6 м) предварительно соединяются между собой соед ши-
тельной муфтой. Трубы с высаженными внутрь концами и с высаженными
наружу концами изготовляют по ГОСТ 631—63.
1.7. Бурильные трубы с высаженными внутрь концами и муфты
к ним
На рис. 1.7. и в табл. 1.9 приведены размеры бурильных труб с выса-
женными внутрь концами и муфт к ним; на рис. 1.8 и в табл. 1.10 — размеры
труб с высаженными наружу концами и муфт к ним.
Примеры условных обозначений бурильных
труб и муфт к ним:
а) труба диаметром 140 мм с высаженными внутрь концами с толщиной
стенки 9 мм, из стали группы прочности Д —
Труба 140 XЭД ГОСТ 631—63\
б) та же труба, но повышенной точности изготовления —
Труби П 140 X ЭД ГОСТ 631 — (53;
1.8. Бурильные трубы с высаженными наружу концами и муф-
ты к ним
в) труба с высаженными наружу концами из стали группы прочности Е,
обычной точности изготовления —
Труба Н 140 X ЭЕ ГОСТ 631 — 63;
г) муфта к той же трубе —
Муфта И Ito X 9 Е ГОСТ 631 — 63.
Для труб и муфт с левой резьбой в условном обозначении после слов
«труба» или «муфта» ставится буква Л.
Трубы бурильные поставляются следующих длин:
а) при условном диаметре от 60 до 102 мм — 6,8 и 11,5 м;
б) при условном диаметре от 114 до 168 мм — 11,5 м.
В партии допускается до 25% труб длиной 8 м п до 15% — длиной 6 м.
Длина трубы определяется расстоянием между ее торцами, а при навинчен-
ной муфте — расстоянием от свободного торца муфты до последней риски
резьбы противоположного конца трубы.
11
№
Размеры труб с высаженными внутрь концами (в мм)
89
Условный диаметр трубы
Таблица 1
Трубы Муфты Теоретическая масса, кг
С- ий диаметр и высадка S Сц расточка 3 ее
S СИ S d стенки , е. я go о диаметр проходного отверстия U S л 5 н О s §.5 g к — © 3 die
наружны! толщина внутрепн) _ длина до ХОДКОЙ 4S не менее длина нер пой части d. dl наружный длина Ьм диаметр dt глубина 10 ширина то вой плоек В о 5 л g S двух выса одной тру| М у 1,1
60,3 7 9 46,3 42,3 90 40 32 24 40 32 80 140 635 з 5 9,15 11,3 1,5 2.7
73 7 9 И 59 55 51 100 40 45 34 28 54 43 37 95 166 76,2 3 6 11,4 14,2 16,8 2,0 42
89 7 9 11 75 71 67 100 40 60 49 45 69 58 54 108 166 92 з 6 14.2 17,8 21,2 3.2 44
102 101,6 7 8 9 10 87.6 85,6 83,6 81,6 115 55 74 70 66 62 83 79 75 71 127 184 104,8 3 7 16.4 18.5 20,4 22,4 5.0 7
114 114,3 7 8 9 10 И 100,3 98,3 96,3 94,3 92,3 130 55 82 78 74 70 68 91 87 83 79 77 140 204 117,5 3 7 18,5 20,9 2.4 3 25'7 28.0 6,0 9
127 127 7 8 9 10 ИЗ 111 109 107 130 55 95 91 87 83 104 100 96 92 152 204 130.2 3 7 20,7 23,5 26,2 28,9 6.5 10
1 40 139.7 8 9 Ю 11 123 7 121,7 119,7 117,7 130 55 105 101 97 91 114 110 106 100 1И 215 144,5 3 8 26 29 32 35 7,5 14
168 168.3 9 Ю 150,3 148.3 130 55 128 124 137 133 197 229 171,5 3 8 35,3 39 9,5 Hi,7
Примечания. 1. размер.!, (длина переходной части) является справочным. 2. Размер dj может быть равен d,. 3. По согла-
140“мм нГа^линв^^о^ж'ен быть^е^енее 141*зНммИМИ толщинаМИ стенок- Наружный диаметр конца трубы с условным диаметр ом
S Таблица!.10
Размеры труб е высаженными наружу концами (в мм)
У славный диаметр трубы Трубы М уфт ы Теоретическая масса, кг
наружный 1 диаметр D толщина стенки s внутренний диаметр d высадка W([ (I.I.OIAI -еиД иып.ч'Хйни длина LM цилиндрическая расточка ширина торпе- пой плоскости В
наружный диаметр I>i длина до переходной части 1-л не менее длина 1 переходной части is о 3 и Е >• двух высадок (для одной трубы) м уф гы
диаметр d0 глупина i0
60 60,3 7 9 46.3 42.3 67 46 110 65 86 140 70,6 3 5 9.15 11,3 1.5 2.7
73 73 7 9 И 59 55 51 81,76 120 65 105 165 84,9 3 6 11,4 14.2 16,8 2.5 4.7
89 89 7 9 11 75 71 67 97,13 120 65 118 165 100.3 3 7 14 2 17.8 21.2 3.5 5.2
102 Ю1,6 8 9 10 85,6 83.6 81.6 П4,3 145 65 140 204 117,5 3 7 18.5 20,4 22.4 4,5 9
114 114.3 8 9 10 И 98.3 96.3 94.3 92.3 127 145 65 152 204 130 2 3 7 20.9 23,3 25,7 28.0 5.0 И
140 139,7 8 9 11 123.7 121.7 117,7 154 145 65 185 215 157.2 3 8 26 29 35 7,0 15
Примечание, на внутренней полости на участке высадки (1. + G) допускается технологическая конусность до 6 мм, т. е.
d может быть больше d |>а б Мм.
Допускается применение бурильных труб длиной 11,5 м, сваренных
встык по месту высадки (из двух труб) по специальным техническим усло-
виям.
Допускаются следующие отклонения по размерам и массе труб и муфт.
а. По наружному диаметру трубы:
при обычной точности изготовления ±1%;
при повышенной точности изготовления ±0,75%.
За высаженной наружу частью трубы на длине не более 100 мм допу-
скается увеличение наружного диаметра трубы до 1 мм.
б. По наружному диаметру муфты ±1%.
в. По толщине стенки:
для труб обычной точпэсти изготовления —12,5%;
для труб повышенной точности —10%.
Плюсовые отклонения по толщине стенки ограничиваются массой труб,
г. По диаметру цилиндрической расточки муфты ±1 мм.
д. По наименьшему внутреннему диаметру высаженной части труб с вну-
тренней высадкой ±1,5 мм.
У труб с высаженными наружу концами соответствие внутреннего диа-
метра трубы номинальному проверяют на длине 400 мм от обоих концов
трубы жестким двойным шаблоном длиной 150 мм. Диаметры шаблонов
должны быть меньше номинального внутреннего диаметра трубы на 3 мм,
для труб с условным диаметром 140 мм допускается уменьшение диаметра
шаблона до 5 мм.
е. По длине труб: для труб длиной 6 м — отклонение +0,6 м, длиной
8 м — отклонение +0,6 м и длиной 11 м — отклонени +0,9 м.
В партии труб допускается до 10% труб каждой длины с отклонением
—0,3 м.
ж. По длине муфты ±3 мм.
з. По массе для отдельной трубы:
обычной точности изготовления +9%;
повышенной точности изготовления +б,5%.
Трубы могут иметь овальность и разностенность, однако размеры их
должны находиться в пределах допускаемых отклонений по наружному
диаметру и толщине стенки.
Кривизна труб на концевых участках, равных одной трети длины трубы,
не должна превышать 1,3 мм на 1 м. Общая кривизна всей трубы, т. е. стрела
прогиба, замеренная на середине трубы, должна быть не больше 1/2000 длины
трубы. Кривизна на концевых участках трубы исчисляется как частное
от деления стрелы прогиба в мм на расстояние от места измерения до бли-
жайшего конца трубы в м. При измерении кривизны труб с высаженными
наружу концами длина высаженной части в расчет не принимается.
На наружной и внутренней поверхностях труб и муфт не должно быть
плен, раковин, закатов, расслоений, трещин и песочин. Допускаются вырубка
и зачистка этих д фектов только вдоль оси трубы при условии, что их глубина
не превышает допускаемых отклонений по толщине стенки. Заварка, заче-
канка или заделка дефектных мест не допускаются. Поверхность высаженной
части трубы и место перехода ее к телу трубы не должны иметь резких
уступов.
На внутренней поверхности высаженных наружу концов допускаются
отдельные пологие незаполнения металлом:
а) для труб условным диаметром 60—102 мм — до трех незаполнений
глубиной до 2 мм, протяженностью до 25 мм по окружности и шириной
до 15 мм;
б) для труб условным диаметром 114—140 мм — до трех незаполнений
глубиной до 3 мм, протяженностью до 50 мм по окружности и шириной
до 20 мм.
Трубы длиной 8 и 11,5 м поставляются без муфт, а длиной 6 м — в комп-
лекте с навинченными вручную муфтами. По требованию потребителя муфты
должны быть закреплены на муфтонаверточном станке; допускается также
поставка муфт без труб.
15
Резьба муфт должна быть оцинкована или фосфатирована. При свинчи-
вании труб с муфтами их резьбы должны быть покрыты смазкой, обеспечи-
вающей герметичность соединения и предохраняющей резьбу от задиров
и коррозии.
Химический состав сталей, из которых изготовляют бурильные трубы,
в ГОСТ 631—63 не предусмотрены; указывается содержание вредных при-
месей — серы и фосфора (не более 0,045% каждого).
Для,изготовления труб кроме углеродистых сталей используют леги-
рованные: 38ХНМ, 36Г2С, 35ХГ2СВ, 35ХГ2СМ и др. (см. прило-
жение 1).
Трубы 1 руппы прочности К и выше изготовляются из легированных ста-
лей с последующей термообработкой (нормализация, нормализация с отпуском)
или из углеродистых сталей с последующей закалкой и отпуском.
Трубы и муфты должны поставляться из стали следующих групп проч-
ности (табл. 1.11).
Таблица 1.11
Механические свойства Группа прочности стали
д К Е Л м
Временное сопротивление разрыву, кг<7мм2 65 70 . 75 80 90
Предел текучести, кге/мм2 38 50 55 65 75
Относительное удлинение, %:
б6 16 12 12 12 12
^10 12 10 10 10 10
Относительное сужение после разрыва ф, % 40 40 40 40 40
Ударная вязкость, кгс-м/см2 4 4 4 4 4
Муфты для труб условным диаметром 114 мм и менее поставляют из
стали следующей группы прочности с более высокими механическими свой-
ствами. Допускается поставка этих труб и муфт из стали одной группы проч-
ности. Трубы диаметром свыше 114 мм и муфты к ним должны поставляться
одной группы прочности.
Для улучшения механических свойств, уменьшения внутренних напря-
жений трубы и муфты термически обрабатывают.
Проверке механических свойств металла должны быть подвергнуты
образцы, вырезанные из высаженной части трубы и из муфтовой заготовки.
Образцы вырезают вдоль любого конца трубы и муфтовой заготовки мето-
дом, не вызывающим изменения структуры и механических свойств металла.
Испытание на^астяжение по ГОСТ 10006—73 проводят, как правило, на ко-
ротких продольных образцах; испытание на ударную вязкость выполняют
по ГОСТ 9454—60.
Кроме проверки механических свойств, для выявления внутренних
напряжений и пластических свойств трубы подвергают испытанию па сплю-
Т а б л и ц а 1.12
Группа прочности стали Отношение диаметра к тол- щине стенки трубы D/s Расстояние между плоскостими
Д, к, Е asi3 0.7D
Л 0,8/7
Д, К, Е < 13 D (0,965-0,02D/s)
Л D (1,065—0,02D/s)
16
щивание. Испытание проводят по ГОСТ 8695—58 на кольцевых образцах
шириной 60 мм, отрезаемых от обоих концов гладкой части термически обра-
ботанной трубы.
Линия, пара ллельная
1.9. Профиль резьбы бурильных труб
Расстояние между параллельными плоскостями после испытания должно
быть не более указанного в табл. 1.12.
На обоих высаженных концах нарезается резьба. Профиль резьбы (пра-
вый и левый) приведен на рис. 1.9, а размеры в табл. 1.13.
Таблица 1.13
Размеры параметров профиля резьбы (в мм)
Элементы профиля резьбы Число ниткой па длине 25,4 мм—восемь
Шаг резьбы S 3,175
Глубина hr 1,810
Рабочая высота профиля кг Радиусы закруглений: 1,734
Г 0,508
rt 0,432
Зазор z 0,076
Угол уклона ф 1° 47' 24"
Конусность 2 tg ф 1 : 16
Примечания: 1. Шаг резьбы S измеряется параллельно оси резьбы трубы
и муфты. 2. Биссектриса угла профиля резьбы должна быть перпендикулярна к оси
резьбы труб и муфты.
Размеры резьбовых соединений бурильных труб должны соответство-
вать рис. 1.10 и табл. 1.14 и 1.15.
Допускаемые отклонения элементов резьбы приведены в табл. 1.16.
Конусность резьбы трубы и муфты проверяют гладкими калибрами или
специальными приборами; шаг резьбы, угол профиля, конусность по среднему
mil- j ТИТГ ||1Ит7г~ГТ—, 1 ’
2 Закфз 4);-л-у.. ) 17
! was УЕ13
_____—....................
диаметру, глубину резьбы — при помощи специальных приборов пли уни-
версальных измерительных средств; натяг^езьбы—резьбовым калибром-коль-
цом и калибром-пробкой (проверку резьоы см. в главе 2).
Расстояние Р от торца муфты до начала резьбы (первой риски) должно
быть 9 мм ± 1 нитка.
Оси резьб обоих концов муфты должны совпадать. Отклонения от соосно-
сти не должны превышать 0,75 мм в плоскости торца и 2 мм на длине 1 м.
Допускается увеличение отклонения от соосности в плоскости торца на 1 мм
при одновременном уменьшении отклонения на длине 1 м до 1,5 мм. Резьба
труб и муфт должна быть гладкой, без заусенцев, рванин и других дефектов.
Шероховатость поверхности резьбы должна быть не ниже 5-го класса чистоты
по ГОСТ 2789-73.
У первых двух витков на длине I допускаются черновины по вершинам
резьбы.
На середине муфты допускается проточка канавки для выхода резьбо-
нарезного инструмента.
После свинчивания трубы и муфты на станке торец муфты должен выхо-
дить за последнюю риску резьбы на трубе на величину к = 1,5 мм ±3/4
витка (см. рис. 1.10).
На каждой трубе на расстоянии 0,4 — 0,6 м от ее конца выбивается
маркировка клеймами:
Условный диаметр трубы, мм (номер трубы) Группа прочности стали Толщина стенки, мм Товарный знак завода-изготови- теля Месяц и год выпуска
Место клеймения должно быть обведено светлой краской. На каждой
муфте должен быть выбит товарный знак завода-изготовителя. Клейма выби-
вают вдоль образующей трубы и муфты. Рядом с клеймом на каждой трубе
вдоль ее образующей должна быть нанесена устойчивой светлой краской
следующая маркировка:
Условный диаметр трубы, мм Точность изго- товления (только ® при поставке труб,повышен- ной точности) Группа прочности стали Толщина стенки, мм Длина трубы, см Товарный знак завода- изготовите- ля
1 1 1 i i
Для предохранения резьбы труб и муфт от повреждений применяют
специальные кольца и ниппеля. „
Трубы отгружают повагонно. В одном вагоне должны быть труоы только
одного условного диаметра, с одной толщиной стенки, одной точности изго-
18
61
*г
Примечания: 1. Наружный диаметр D= 141,3 мм относится только к высаженным концам грубы. ”. Концом сбега резьбы назы-
вается точка пересечения образующей конуса сбега резьбы с образующей цилиндра, диаметр коюрого ранец наружному диаметру резьбы
в основной плоскости. 3, Размеры dt> d>, d<, и угол сбега 15° (см. рис. 1.10) приведены как справочные.
60 73 89 102 114 127 140 168 Условный диаметр трубы
СЭ£чЬЗ*-ь.О00-ч1аа СООООООСЭффОэ Наружный диаметр D
CiCOtO«-^CDQO--JCn СО Ъ* '*-0 О Средний диаметр резьбы В ОСНОВНОЙ ПЛОСКОСТИ dCp
57,731 69,619 85,494 97,631 109,706 122,406 136,331 162,900 наружный dt Д намет тр'
СЛСО^фСС’ОООТСЛ Ъо “-г Vj © о оо ф СО*СООО-*^Ф^ 0**Ф051-^^чСС>>-к. внутренний di 'Р торца убы
фсооооо-нфоэсл Ъ1 общая (до конца сбега) G = /-Hi
1 39,065 52,065 52,065 61,065 71,065 71,065 77,065 83,565 до основной плоскости (нитки с полным про- филем) 1 Длина
1 1 1 Ъ 1 1 1 1 СдЗ сл от основной плоскости до конца сбега 1, резьбы
1 1 1 § 1 1 1 1 сбег резьбы 1а
63,5 76,2 92,0 104,8 117,5 130,2 144,5 171,5 Диаметр цилиндрической расточки у торца муфты dQ
1 57,045 69,745 85,620 98,320 111,020 123,720 138,020 164,995 Внутренний диаметр резьбы в плоскости торца муфты d4
1 1 « 1 1 1 1 1 Глубина цилиндрической расточки 10
1 1 £ 1 1 1 1 1 Расстояние от торца муфты до конца сбега резьбы на трубе при свинчивании от руки (натяг) А
1 1 £ 1 1 1 1 1 Переход торца муфты за ко- нец сбега резьбы в закреп- ленном соединении k
1 1 £ 1 1 1 1 1 Расстояние от торца трубы до середины муфты в закреп- ленном соединении b
Размеры резьбовых соединений бурильных труб с высаженными внутрь концами (в мм)
Об
Усланный диаметр трубы
Наружный mi.'WTp Di
Средний диаметр резьбы
Il ОСНОВНОЙ плоскости i/tp
наружный </г
внутренний <l-t
обшдн (до копна сбега)
<; - Н- G
до основной ПЛОСКОСТИ
(нитки с полным про-
филем) I
ОТ основной ПЛОСКОСТИ
ДО К‘Ч1ЦП C'jcru I- I
tl
й
Диаметр цилиндрической
раеючки у горна муфты de.
bnyjptninrti 'диаммр резьбы
л л.тк'скости юрна муфты с/д
I I I
I I
Глубина цилиндрической
раешный ifl
i I i € I I
Расстояние or горца муфты
до конца сбега резьбы
па трупе при свинчивании
от руки (патиг) Д
Размеры резьбовых соединений бурильных труб с высаженными наружу концами (в мм)
I I
Переход торна муф<ы за ко-
пен. сбега резьбы в закреп-
ленном соединении с
Расстояние от торца трубы
до середины муфты в зак-
репленном соединении G
товленпя и одной группы прочности. Если остаток заказа не покрывает грузо-
подъемности вагона, допускается отгрузка в одпом ва.'оие труп разных услов-
ных диаметров и толщин стенок, а также разных групп прочности и точности
изготовления при условии их разделения.
Липец снега t/сзьоы 1погледн>1»
таска на трцёе) Линин, параллельнин оси
Соединение^ единченное вручную / Соединение свинченное
ни с панке
донец сбега резьбы
1.10. Резьбовые соединения бурильных труб
Каждая поставляемая партия труб должна сопровождаться сертифика-
том, удостоверяющим соответствие труб требованиям стандарта.
Таблица 1.16
По ШЗГу, мм По поло- вине угла профиля По конусности (отклонение 1 tf т 1 шзности дву х д иамет- ров приняты на длине резьбы 100 мм) По глу- бине резьбы hi, мм По длине резьбы на трубе L
на длине 25,4 мм на всей длине резьбы трубы муфты
±0,075 ±0,150 ±1° 15' +0,30 —0,20 +020 —0,30 +0,05 -0,1 + 1 виток —!/а витка
Примечания:!. Отклонение ±0,075 мм .то шагу резьбы на длине, не превы-
шающей 25,4 мм, допускается для расстояния между любыми двумя нитками с полной
резьбой. При расстоянии между нитками более 25,4 мм допускается увеличение откло-
нений пропорционально увеличению расстояния, но не свыше указанных в настоящем
пункте для всей длины резьбы. 2. Допускаемые отклонения по половине угла профиля
> тносятся к углу между стороной профиля и перпендикуляром к оси резьбы трубы
муфты. 3. Отклонения по конусности относятся к среднему диаметру резьбы трубы
муфты, а также к наружному диаметру резьбы трубы и внутреннему диаметру муфты.
21
Замки для бурильных труб с высаженными концами
Замки для бурильных труб предназначаются для соединения в колонны
бурильных труб по ГОСТ 631—63. Замок состоит из двух деталей — ниппеля
п муфты, соединяемых конической замковой резьбой (рис. 1.11).
Замки изготовляют по ГОСТ 5286—58, который предусматривает соеди-
нения трех типов, отличающиеся между собой гидравлическими и прочност-
ными характеристиками:
ЗН — замок с нормальным проходным отверстием (табл. 1.17);
ЗШ — замок с широким проходным отверстием (табл. 1.18);
ЗУ — замок с увеличенным проходным отверстием (табл. 1.19;.
Наиболее распространено применение замков ЗШ.
1.11. Замки для бурильных труб
Замки могут быть изготовлены из стали, отличающейся по химическому
составу и механическим свойствам от стали бурильных труб. Замкам придают
такие показатели механической прочности и износостойкости, какие необ-
ходимы для замкового соединения.
Примеры условных обозначений замков
а. Замок правый (с правой резьбой):
Замок ЗН-108 ГОСТ 5286—58;
Замок ЗШ-118 ГОСТ 5286—58;
Замок ЗУ-155 ГОСТ 5286—58.
б. Замок левый (с левой резьбой):
Замок ЗН-108Л ГОСТ 5286—58;
Замок ЗШ-118Л ГОСТ 5286—58;
Замок ЗУ-155Л ГОСТ 5286—58.
Замки, изготовляемые из стали марки 4оХН, должны иметь следующие
механические свойства после термообработки (табл. 1.20).
Замки ЗН-80, ЗН-95, ЗН-108, ЗН-НЗ по требованию потребителя могут
изготовлять из стали марки 40ХН с механическими свойствами, приведен-
ными в табл. 1.21. С согласия заказчика допускается изготовление замков
из стали марки 45 с механическими свойствами, приведенными в той же таб-
лице.
На наружной и внутренней поверхностях замка не должно быть трещин,
волосовин, плен, раковин и расслоений.
Резьба
Профиль и размеры замковой резьбы должны соответствовать величинам,
указанным на рис. 1.12 и в табл. 1.22.
Размеры замковых резьбовых соединений приведены на рио. 1.13 и
в табл. 1.23.
22
Размеры замков с нормальным проходным отверстием (в мм)
Т а б л и ц и 1.1 <
Замковая резьба ’Условный диаметр |/грубы с высажен* 'ными внутрь кон- цами по ’ГОСТ 631—63 Ниппель и муфта Ниппель Муфты Замок в соб- ранном вид* (справочные величины)
наружный диаметр D Di dK dM
номинальный предельное отклонение номинальная предельное отклонение номинальная предельно»? отклонение номинальный предельное отклонсние номинальная предельное о» клопепие
номи- нальный предель- 1 ное от- клонение S масса, кг
ЗН-80
ЗН-95
ЗН-108
ЗН-ИЗ
ЗН-140 *
ЗН-172 *
ЗН-197 *
3-62
3-76
3-88
3-88
3-117
3-140
3-152
60
89
89
114
140
168
80
95
108
ИЗ
140
172
197
Размеры замков применять не ^рекомендуется,
±0,5
70 86 102 25 32 38 ± 0,0 240 260 275 + 30 -10 70 88 96
102 38 275 96
127 58 305 108
154 70 340 120
181 89 365 1'27
4 t П 12
4 3 2 Ь;
4 5 4 2»
4 5 4 2
5 0 2 :) 5
560 58
603 76
Таблица 1.18
Размеры^замков с широким проходным отверстием (в мм)
Типоразмер замкам Замковая резьба диаметр осажен- грь кон- 3 31—63 Ниппель и муфта Ниппель Муфта Замок в соб- ранном виде (справочные величины)
наружный диаметр В dM 7J. г-н 1 L м
номингльнал предел >ное ОТ КЛОН ’НИС ном ина л ьная предельное отклонение номинальная предельное i отклонение
1 Условный трубы С В1 НЫМИ 13НУГ нами по ГО ТГ ( номи- нальный 1 предель- ное от - клоне! ие номи- нальный предель- ное от- аи шплги ДЛина масс.ч, кг
ЗШ-10 8 3-92 73 108 54 86 260 88 260 4 3‘>
ЗШ-118 3-101 89 118 62 102 275 9 6
ЗШ-183 * 3-108 102 133 71 116 305 + 30 1 14 305 + 30 496
ЗШ-146 3-121 111. 146 ±0.5 80 ... 4- 0.С 127 305 10 102 . 1 —1») •М) Ь 3s
ЗШ-178 3-147 140 178 101 154 3 50 127 350 ’ Q — ' 6 Г
ЗШ-2ОЗ 3-171 168 203 127 181 36 5 127 | 365 би:;
Размеры замков приведены в дополнение к действующему ГОСТ 5'286—58.
Размеры замков с увеличенным проходным отверстием (в мм)
Т а и ,ч п ц а 1.19
Типоразмер замка ’З амковая резьба Условный диаметр трубы с выса- женными наружу концами по ГОСТ 631—63 Ниппель и муфта Ниппель Муфта Замок в собранном виде (спра- вочные величины)
наружный диаметр D Hi dn 1 d м Lm
номинальный предельное отклонение номинальный предельное отклонение номинальная предел [> ное отклонение j номинальная предельное отклонение номипальнал предельное отклонение номинальная ОШГ.НЮ 1П1 10 aoHHL’otad и длина масса, кг
ЗУ-86* 3-73 60 86 78 44 241 76 44 941 406 13
ЗУ-120 3-102 89 120
ЗУ-146 * 3-121 102 146 130 tS2 1 I 311 114 82 311 508 Зл
• ±0.5
ЗУ-155 3-133 114 155 110 93 | ±(l.(i 3.45 ' -Н>|( —1(1 114 I 1 < 15 1 320) .541 41
1 > -2 > -т-и.О — 10
ЗУ-185 3-161 140 185 167 120 ’ 355 127 ' 132 I 340 i 568 56
При и е ч а п и я: I Поставка замков с укороченными длинами ниппелей и муфт нс более чем на 20 мм но сравнению с нормальной
длиной допускается в количестве не более з% от партии замков. 2. Размеры замков, отмеченные звездочкой, приведены н дополнении
К действующем^ ГОСТ а-М.—
Таблица 1.20
П редел текучести Временное сопротивле- ние разрыву Относитель- ное удлине- ние Относитель- ное сужение поперечного сечения Ударная вязкость, кгс-м/см2 Твердость по Бринеллю НВ
К ! С/ММ1 %
Г‘8 78 5=14 5=50 8 255—321
Т а б л и ц а 1.21
Nlapfta стали Предел текучести, кге/мм* Временное сопро- тивление разрыву, кге/мм* Относительное удлинение д6, % Относительное су- жение поперечного сечения, % Ударная вязкость, кгс*м/см2 7'вердость по Бринеллю НВ
40X11 75 90 5=10 5=45 7 285-341
4.» и а 70 5=14 5=50 5 217—285
Таблица 1.22
Размеры параметров профиля замковой резьбы (в мм)
.тюменты профиля резьоы Число витков на длине резьбы 25,4 мм
5 4 4
Шаг резьбы о 5,080 6,350 6,350
Конусность резьбы 2 tg <р 1 : 4 1 : 4 1 : 6
Высота остроугольного профиля te 4,376 5,471 5,487
Глубина резьбы tr 2,993 3,742 3,755
Рабочая высота профиля t2 2,626 3,283 3,293
Высота среза вершины е 0,875 1,094 1,097
Радиус закругления г 0,508 0,635 0,635
Угол уклона <р 7° 7’ 30" 7° 7' 30" 4° 45' 48'
П р и м е ч а и и я! 1. Шаг резьбы S измеряется параллельно оси реаьбы замка.
2. Биссектриса угла профиля резьбы должна быть перпендикулярна к оси резьбы
замка.
Предельные отклонения шага и половины угла профиля замковой резьбы
должны соответствовать величинам, приведенным в табл. 1.24.
Размеры концов ниппеля и муфты с резьбой, предназначенной для соеди-
нения замка с бурильными трубами, соответствуют рис. 1.14 и табл. 1.25.
Поверхности упорного уступа ниппеля и упорного торца муфты не должны
иметь дефектов, нарушающих плотность соединения. Упорный уступ ниппеля
25
Таблица 1.23
КЗ
03
Размеры замковых резьбовых соединений (в мм)
Замко- вая резьба Число ниток на длине резьбы 25,4 мм Конусность 2 tg <р Ниппель и муфта Н илиель Муфта
средний диа- метр резьбы в основной ПЛОСКОСТИ диаметр большего основания конуса d. диаметр меньшего основания конуса da внутренний диаметр резьбы В ПЛОСКОСТИ торца da диаметр конической выточки в плоскости торца d4 не менее
3-62 5 1: 4 56,075 62,670 45,170 70 57,418 65,1 75
3-73 4 1: 6 67,767 73,050 60,350 76,2 67,783 74,6 92
3-76 5 1:4 69,605 76,200 54,200 88’ 70,948 784 93
3-88 5 1:4 82,293 88,887 64,887 96 83,635 91,3 101
3-92 5 1:4 85,480 92,075 70,075 88 86323 944 93
3“Ю1 5 1 : 4 94,844 101,438 77,438 96 96,186 103,9 101
3-102 4 1 : 6 96,071 102,010 87,010 90 95’424 104,6 96
3-108 4 1 : 6 103,429 108,712 89,662 114 103,445 110,3 130
3-117 5 1 : 4 110,868 117,462 90,462 108 112;210 119,9 113
5 1 : 4 115,113 121,709 96,209 102 116,457 124Л 107
3-122 4 1 : 6 117,500 122,783 103,733 114 117416 124,6 130
3-133 4 1 : 6 127,361 133,300 114,300 114 126,714 135,9 120
3-140 4 1 :4 132,944 140,195 110,195 120 133,629 1423 126
3-147 4 1 : 6 142,011 147,949 126,782 127 141,363 150,5 133
3-162 4 1 : 6 146,248 152,186 131,019 127 145,600 154,7 133
3-161 4 1 : 6 155,981 161,920 140,753 127 155,334 164,5 133
3-171 4 1 : 6 165,598 171,536 150,369 127 164,950 174Д 133
3-189 4 1 : 6 183,488 189,427 168,260 127 182,841 192’ 133
РоИ '•J3"1'™" резьба обозначается оуквой 3 и цифрой, показывающей диаметр d,. в целых числах (без дробных,
долей). I. Угол уклона конической выточки муфты с диаметром d, должен быть равен углу уклона замковой резьбы ф. з. размеры d,
аг da — справочные.
Таблица 1.24
Шаг резьбы, мм По шагу, мм По половине угла профиля, мин
на длине резьбы 25,4 мм на всей длине резьбы
5,08 + 0,04 ±0,10 ±45
6,35 ±0,06 ±0,15
Примечания: 1. Отклонения шага на длине
25,4 мм относятся к расстоянию между любыми двумя
нитками на этой длине. 2. Отклонения половины угла
профиля относятся к углу, образованному стороной про-
филя и перпендикуляром к оси резьбы.
Таблица 1.25
Размеры концов ниппеля и муфты с резьбой (в мм)
чипоразмер 31мка Диаметр цилин- дрической выточки d0 Внутренний диаметр | резьбы в плоскости торца dB Расстояние от торца до конца резьбы с пол- ным профилем It Длина конуса под резьбу /а
номинальная отклонение
номи- нальный , отклонение
номи- нальное отклоне- ние !
ЗН-80 63 57,278 77 87
ЗН-95, ЗШ-108 76,2 70,151 90 100
ЗН-108 3H-113 ЗШ-118 92 86,026 90 100
ЗШ-133 104,8 98,725 85 90
ЗН-140 ЗШ-146 117,5 ±0.5 111,426 110 +5 120
ЗН-172 ЗШ-178 144,5 138,426 115 125 +8
ЗН-197 ЗШ-2ОЗ 171,5 165,401 121 131
ЗУ-86 ЗУ-120 70,6 64,587 60 65
ЗУ-146 117,5 111,425 95 100
ЗУ-155 130,2 124,144 110 120
ЗУ-185 157,2 151,121 115 125
27
1.12. Профиль замковой резьбы
пиппела
Мудзгпа
1.13. Замковое резьбовое соединение
Длина резьбы с
аС'Лнсин профилем
1.14. Резьба замка для соединения*'с тру
бой
28
и упорный торец муфты должны находиться и плоскости, перпендикулярной к
оси замковой резьбы.
Отклонения от плоскости не должны превышать 0,07 мм на ширине
упорного уступа ниппеля или упорного торца муфты. Отклонение от перпен-
дикулярной оси не должно превышать 0,1 мм.
Замковая резьба не должна иметь дефектов, нарушающих непрерывность
и прочность резьбы. Чистота поверхности замковой резьбы и резьбы для
соединения замка с трубами должна быть не ниже 5-го класса по ГОСТ
2789—73.
Если резьба образуется фрезерованием, то на участке, ограниченном
началом врезания и выходом фрезы, допускается продольное углубление
(«карман»), не превышающее 0,15 мм; при фрезеровании резьбы, предназна-
ченной для соединения замка с трубами, глубина «кармана» допускается
не более 0,07 мм.
Отклонения конусности замковой резьбы но наружному и среднему
диаметрам ниппеля, а также но внутреннему м среднему диаметрам муфты
не должны превышать 0,2 мм на длине конуса. Расстояние Р от торца нип-
пеля или муфты до начала резьбы (первой риски) для соединения замка с тру-
бами по ГОСТ 631—63 (см. рис. 1.14) должно быть 17 ± 3 мм.
Замковая резьба и резьба для соединения с бурильными трубами с целью
предохранения от заедания должны быть фосфатированы или оцинкованы.
Ось замковой резьбы и ось резьбы, предназначенной для соединения
с трубами в ниппеле и муфте, должны совпадать. Отклонения от соосности
не должны превышать 0,6 мм в плоскости торца nil мм на длине 6 м.
Отклонение оси цилиндрической выточки диаметром d0 от оси резьбы,
(см. рис. 1.14) не должно превышать 0,6 мм. (Величину натяга и способ
проверки фосфатированной или оцинкованной замковой резьбы и резьбы,
предназначенной для соединения замка с трубами, см. в главе 2).
На ниппель и муфту каждого замка на поясках для маркировки наносят:
а) товарный знак предприятия-поставщика;
б) типоразмер замка;
в) дату выпуска;
г) номер стандарта.
На замках с левой резьбой протачивается второй (меньшей ширины)
поясок. Каждая партия замков сопровождается сертификатом, удостоверя-
ющим соответствие качества замков требованиям стандартов.
Трубы бурильные
с приваренными соединительными концами
Отличительной особенностью этих труб является замена резьбы сваркой
в местах соединения замка с трубой. Соединительные концы приваривают
к трубам с наружной высадкой с помощью контактной сварки.
Техническими документами для изготовления труб (ТБПВ) и соедини-
тельных концов являются:
а) для труб ЧМТ.УЗ 389 — 71 нормаль Н504 —60;
б) для соединительных концов нормаль Н505 —60.
Размеры, допускаемые отклонения и масса труб ТБПВ приводятся
в табл. 1.26 и на рис. 1.15, а соединительных концов, привариваемых к тру-
бам ТБПВ, — в табл. 1.27 и на рис. 1.16. Допускаемые отклонения, при-
веденные в табл. 1.26, даны по 11504—60.
Разрешается поставка отдельными (несмешанными) партиями бурильных
труб с укороченными соединительными концами — раструбов длиной не менее
300 мм и ниппелей длиной не менее 410 мм в количестве до 5% общего заказа.
Трубная заготовка изготовляется из стали группы прочности Д; соеди-
нительные концы для приварки к трубам из стали группы прочности Д изго-
товляются из стали марки 45 по ГОСТ 1050—74.
После приварки соединительных концов к трубам сварной шов подвер-
гают нормализации, в результате чего прочность его становится не ниже
29
Таблица 1.26
Размеры труб бурильных с приваренными соединительными концами
с высадкой наружу ТБПВ (в мм)
Высадка Соединитель- ные концы <и К ° & С Масса (теорети- ческая), кг
| Условный лпамет трубы D Толщина стенки ; трубы S наружный диаметр Di толщина стенки s. 1 наружный диаметр вг толщина стенки хвостовиков длина трубы L условное обозна» замковой резьбы ГОСТ 5280—58 1 м гладкооб- раЭНой трубы 1 одного комп- лекта соедини- тельных концов
73 6 7 8 81 9,5 10,5 11.5 108 10,5 11,5 12,5 3-88 9.9 11,4 12,8 27,3 27,5 27,7
89 6 7 8 97 9,5 10,5 11,5 120 10,5 11,5 12,5 3-102 12,3 14.2 16,6 29,6 29,9 30,2
114 7 8 9 10 122 10,5 11,5 12,5 13,5 155 11,5 12,5 13,5 14,5 12 400 +900 8500 +700 3-133 18,5 20,9 23,3 25,7 48,0 48,5 49,0 49,5
127 7 8 9 10 135 11 12 13 14 170 12 13 14 15 3-147 20,7 23,5 26,2 28,9 47,0 47,5 48,5 48,5
146 8 9 10 11 154 12 13 14 15 188 13 14 15 16 3-161 272 30,4 33,5 36,6 64,0 64,5 65,0 67,0
Предельные отклонения ±1,0 ±0,5 +9%
1.15. Бурильная труба с приваренными соединительными кон-
цами с наружной высадкой ТБПВ
30
Таблица 1.27
Размеры соединительных концов к етыкоеварным бурильным трубам ТБПВ (в мм)
Размеры труб, к которым приварива- ются соеди- нительные концы Ниппель и’раструб И иплель Раструб Масса (теоретическая) одного комплекта соединительных кон- цов, кг Условное обозначение размера замковой резьбы
условный диаметр толщина стенки D, Оз d d. d, d; 11 Ln ds d. It I. 4
73 6 7 108 82 61 59 54 56 88,887 70,137 75 390 83,635 91,3 80 85 320 27,3 27,5 3-88
89 8 6 7 120 98 57 77 75 72 74 102,01 89,51 75 390 95,424 104,6 81 86 320 27,7 29,6 29,9 3-102
114 8 7 8 155 123 73 100 98 94 96 133,3 114,3 114 430 126,714 135,9 120 125 340 30,2 48,0 48,5 3-133
127 9 10 7 8 170 136 96 94 112 НО 105 107 147,949 126,782 127 440 141,363 150,5 133 138 340 49,0 49,5 47,0 47,5 3-147
146 ‘ 9 10 8 9 188 156 108 106 130 128 123 125 161,92 140,753 127 440 155,334 164,5 133 138 340 48,5 48,5 64,0 64,5 3-161
Преды 10 11 ьные ±0,5 ±0,5 126 124 +0,5 ±1 —2 —2 + 20 + 20 65,0 67,0
отклонения
прочности тола трубы, а твердость шва и эоны термического влияния не пре-
вышает твердости соединительных концов.
Грат, образующийся при сварке, удаляют. На трубе в месте удаления
грата не должно быть резких переходов, уступов и подрезов, а также трещин,
раковин, черновин и других пороков, влияющих на прочность шва. Наруж-
ная поверхность сварного шва после снятия грата подвергается упрочнению
обкаткой роликом. Увеличение наружного диаметра труб в месте сварки
возможно не более чем на 2 мм сверх фактического диаметра трубы.
Особое внимание обращается на соосность соединительных концов с тру-
бой после сварки. Допускается параллельное смещение оси соепинитп ггт ппгн-
конца (ниппеля или раструба) с осью трубы не более 0,75 мм и перекос осей
не более 3,5 мм иа 1 м.
Остальные требования в отношении качества труб и соединительных
концов и их резьб предусматриваются в соответствии с ГОСТ 631-63 и ГОСТ
Резьба
Упорный уступ
Унарный тпреу
I,— J
1.16. Соединительные концы к трубам ТБПВ:
а — ниппель; б — раструб
5286—58. На хвостовике раструба маркируется: товарный знак завода-изго-
товителя труб, размер трубы (диаметр п толщина стенки в мм), дата выпуска
трубы (месяц, год), номер трубы и клеймо ОТК.
Помимо того, на каждой трубе наносят устойчивой светлой краской
наружный диаметр трубы в мм, толщину стенки в мм, длину трубы в м, товар-
ный знак завода-изготовителя.
Резьба поставляемых труб должна быть очищена от грязи и стружки,
смазана антикоррозионной смазкой и защищена от повреждений навипчоп-
ными на нее кольцами и ниппелями или другими эффективными защитными
средствами. ,;о
К отгружаемой партии труб прикладывается заводской сертификат,
удостоверяющий соответствие труб требованиям нормали.
Трубы бурильные
геологоразведочные и муфты к ним
Трубы с высаженными внутрь концами, выпускаемые по ГОСТ 7909—56,
применяют в основном при геологоразведочном колонковом бурении.
Размеры труб соответствуют величинам, приведенным на рис. 1.17 и
в табл. 1.28, а размеры муфт — на рис. 1.18 и в табл. 1.29.
Внутренняя поверхность высаженной части труб и переходная часть
не должны ггметь резких уступов. Овальность труб не должна выводить на-
ружный диаметр за пределы допускаемых отклонений. Разностенность труб
в гладкой и высаженной (в торце) частях не должна приводить к увеличению
толщины стенки сверх допускаемых отклонений.
32
1.17. Бурильные трубы с высажен-
ными внутрь концами для геолого-
разведочного бурения
1.18. Муфта к бурильным трубам
для геологоразведочного бурения
/5”
Кене, и сбега резьбе: toocneclu я я
риска на еппиде)
Линия, о г: ра ля ельн а я
оси резьбы трубы
(Сбее
оезьЬы)
{Витки
со срезан-
ныни
вериси -
нами)
основная плоское т:-.
-ИВитки с полным просрилем)
---G= lag--------------------
1.19. Резьбовое соединение бурильных труб для геологоразведоч-
ного бурения:
а — соединение, свинченное вручную; б — с ^динеине, свинченное па станке
3 Заказ 7 54
33
Таблица 1.28
Размеры труб е высаженными внутрь концами для геологоразведочного бурения (в мм)
Наружный диаметр трубы © Толщина стенки t Внутренний 1 диаметр у торца Внутренний диаметр у конца , высадки’^ 1 Длина до пере- ходной части не менее Длина переход- ной части lz Длина резьбы G Длина трубы Теоретическая масса, кг
номи- нальная допуска- емое отклоне- ние 1 м глад- кой трубы увеличение массы одной трубы за счет высадки обоих концов
42 ±0,45 ь.о+о-6 25 22 100 20 5 0 1500 3 0 0 0 4,5 6 0,65
50 ± 0,45 —0,5 Гч Г1 + 0,66 32 28 110 25 55 4500 15 00 3000 + 100 6,04 0,96
63,5 ± 0,65 6,о + 0-7я2 45 4 0 120 30 60 4500 3000 4500 —50 8,5 1 1,57
’ —0,6 6000
Примечания: 1. На концах труб на длине не более 100 мм от высадки допускается уменьшение наружного диаметра не более
чем на 0,5 мм. 2. Допускаемые отклонения для внутреннего диаметра высаженной части труб: +1 мм, —2 мм, причем у торца труб ми-
нусовый допуск ограничивается размером <й.
Таблица 1.29
Размеры муфт к трубам с высаженными внутрь концами для геологоразведочного бурения (в мм)
Наруж- ный диа- метр трубы Наружный диаметр муфты DM Внутренний диаметр резьбы в плоскости торца муфты Диаметр выточки Глубина выточки Z.) Ширина торцовой плоскости в Длина L Масса муфты, К|С
номиналь- ный допускае- мое отклонение номиналь- пая допускаемое отклонение
4 2 57 + 0,0 J ' — 0,6 39,667 4 4 4 13 0 1,4
5 0 ьо—0,7 4 7,667 5 2 4-0,5 3 А 14 0 ± 3 1.7
63,5 83+1’2 ° —0,8 60,421 6 5 5 6 150 2.9
Кривизна труб не должна превышать 1 мм на 1 м; прямолинейность
труб проверяется линейкой на любом участке трубы длиной не менее 1 м.
Трубы изготовляют из сталей марок 36Г2С, 40Г, ЗОХГС и из стали груп-
пы прочности Д.
Примеры условных обозначений труб и муфт
к ним:
а) труба нормализованная из стали 36Г2С с наружным диаметром 50 мм —
Труба 50-36Г2С ГОСТ 7909—56;
б) труба закаленная из той же стали — Труба 50К-36Г2С ГОСТ 7909-56;
в) та же труба с левой резьбой — Труба Л50К-36Г2С ГОСТ 7909—56;
г) муфта из стали 36Г2С для труб наружным диаметром 50'мм — Муфта
50-36Г2С ГОСТ 7909—56.
Трубы из стали группы прочности Д поставляют нормализованными;
трубы, изготовленные из стали марки 36Г2С, — нормализованными или
закаленными с высоким отпуском, а трубы из стали марок 40Х и ЗОХГС —
закаленными с высоким отпуском.
Муфты изготовляют из стали марки 36Г2С и из стали группы прочности Д.
Механические свойства труб приведены в табл. 1.30.
Таблица 1.30
Механические свойства Трубы из стали группы прочности Д Трубы из стали марки 36Г2С
Временное сопротивление разрыву, кге/мм2 65 70
Предел текучести, кге.мм2 38 50
Относительное удлинение 65, % 16 12
Нормы механических свойств закаленных труб устанавливаются по со
глашению сторон.
На концах труб нарезается резьба. Профиль и размеры резьбы (правой
и левой) труб и муфт должны соответствовать рис. 1.19 и табл. 1.31.
Таблица 1.31
Размеры параметров профиля резьбы труб
для геологоразведочного бурения (в мм)
Элементы профиля резьбы Число витков на длине 2 5,4 мм
10 8
Шаг резьбы S 2,54 3,175
Глубина hi 1,412 1,810
Рабочая высота профиля h-> 1,336 1734
Радиусы закругления:
Г ..................... 0,432 0,508
'I 0,356 0,432
Зазор z 0,076 0,076
Угол уклопа гр 1°47 ' 24”
Конусность 2 tg (р 1 : 16
Размеры резьбовых соединений должны соответствовать рис. 1.19 и
табл. 1.32. Допускаемые отклонения от номинальных размеров резьбы при-
ведены в табл. 1.33.
35
Г а б л и ца 1.32
Размеры резьбовых соединений труб для геологоразведочного бурения (в мм)
Наружный диаметр трубы D Числе» витков на длине 25,4 мм Средний диаметр резьбы о основной плоскости dep Диаметр резьбы у торца трубы Длина резьбы
наружный d2 внутренний da общая (до конца сбега резьбы) G
42 50 63.5 10 10 40,664 48.664 61,786 39,621 47,308 60,700 1 i р о д 36,797 44,484 57,080 о л ж е и п е 50 ;)5 60 т а 6 .о. 1.32
Длина резьбы Расстояние от торна муфты до конца сбега резьбы при свицчи - вании от руки л Переход торца муфты за конец с Фга резь Сы при свинчи- вании на станке h
до основной плоскости 1 от основной плоскости до конца сбега резьбы # со срезанны- ми вершина- ми е сбег резьбы /
38,07 ] 43,07 f 45,07 11,93 14,93 6,85 8,58 5,08 6,35 6,5 9 l-i- 0 to —
II рим с’] 1 и ис. Размеры е, / 11 а ипсдеяы как со ра'точные.
Таблица 1.33
Но шагу, мм По половине угла профиля, градус По длине резьбы на трубе, витков
на любом участке резьбы длиной 25,4 мм на всей длине резьбы
±0,05 ±0,10 ±1 ±1
II р н м <• ч а и и я: 1. Для муФт диаметром 42 мм
отклонения ио шагу на длине 25,4 мм допускаются
±0,06 мм, а на всей длине ±0,12 мм 2. Для расстояния
между нитками более 25,4 мм допускается увеличение
отклонений пропорционально увеличению расстояния, но
по свыше и, 12 мм для муфт диаметром 42 мм и не свыше
0.1 мм для остальные муфт.
Отклонение конусности по среднему и наружному диаметрам резьбы
трубы, а также по среднему и внутреннему диаметрам резьбы муфты не должно
превышать 0,12 мм на длине I.
36
Натяг резьбы труб и муфт проверяют резьбовыми калибрами — кольцом
и пробкой (проверку резьбы см. в главе 2).
Допускаемые отклонения по натягу А по должны выходить за пределы,
указанные в табл. 1.34
Таблица 1.34
Предельные отклонения по натягу (в мм)
Наружный диаметр трубы При свинчи- вании трубы с муфтой При свинчивании с резьбо- вым рабочим калибром
кольца с трубой пробки с муфтой
42 ±1,9 +2,9 —0,9 ±1,9
50
63,5 + 2,4 + 3,4 + 2,4
-1,4
Резьба муфт должна быть оцинкована, чистота поверхности резьбы
должна быть не менее 5-го класса. Отклонение соосности резьб обои t концов
муфт не должно превышать 0,5 мм в плоскости любого торца и 1 5 мм на
длине 1 м.
Трубы поставляют с навинченными на один конец муфтами Трубы
из стали группы прочности Д комплектуют муфтами из стали той ж< группы
прочности. Трубы из сталей марок 36Г2С, 40Х и ЗОХГС комплект; ют муф-
тами из стали марки 36Г2С.
На каждой трубе на расстоянии не более 90 мм от одного и: концов
должны быть поставлены четкие клейма завода-изготовителя и укгзан раз-
мер наружного диаметра. Каждая партия труб и муфт должна сопров< ждаться
сертификат >м.
Замки для бурильных труб
колонкового геологоразведочного бурения
Замки предназначаются для соединения в колонны бурильных труб,
изготовленных по ГОСТ 7909—50. Замки изготовляют по ГОСТ '918—64.
Механические свойства стали, из которой выполняются замки, должны
соответствовать после термообработки показателям, приведенным в те бл. 1.35.
Табл и ( а 1.35
Временное сопротивле- ние, кге/мм2, не менее Предел те- кучести, кге/мм2, не менее Относитель- ное удлине- ние, %, не менее Относитель- ное суже- ние, %, не менее Ударная вязкость, КГС-М/СМ2, не менее Тв рдость по ] ринеллю НВ
78 58 14 50 8 25 5—321
Размеры замков должны соответствовать рис. 1.20,1,21 и табл. 1.36.
В качестве материала для замксв используют стали маро:: 40XPI,
40Х и др.
Резьба
Профиль и размеры замковой резьбы должны соответствовать {нс. 1.21
и табл. 1.37.
37
Таблица 1.36
Размеры замков к бурильным трубам для геологоразведочного бурения
(в мм)
Типоразмер замка Ниппель и муфта Ниппель
D Dt d I s La I,
3-42 57 50 22 40 41 170 70
3-50 65 58 28 45 46 200 80
3-63,5 83 72 40 50 55 235 100
Предельное отклонение ±0,5 — ±0,5 +1 —2 -0,5 ±5,0 —
Продолжение табл. 1.36
Типоразмер замка Ниппель Муфта Замок в сборе (справочные величины)
1, масса, кг LM 1 S <4 масса, кг длина масса, кг
3-42 50 1,8 235 70 70 2,9 355 4,7
3-50 60 2,8 265 80 80 4,0 405 6,8
3-63,5 70 5,0 315 100 100 8,0 480 13,0
Предельное отклонение — 1,0 — +5 — — — — —
При меры условного обозначения замков
Замок с правой резьбой для бурильной трубы диаметром 50 мм;
Замок 3-50 ГОСТ 791S-04
То же с левой резьбой
Замок 3-Л 50 ГОСТ 791S /S4
Таблица 1.37
Размеры параметров профиля замковой резьбы труб
для геологоразведочного бурения
Элемента профиля резьбы Размеры, мм
Число витков на длине 25,4 мм 6
Шаг резьбы S 4,233
Высота остроугольного профиля t0 3,654
Глубина резьбы г, 2,5
Рабочая высота профиля tQ ................ 2,192
Радиус закругления г 0,423
Высота среза вершин е 0,731
Угол наклона <р 5° 42' 38'
Конусность 2 tg ф 1 : 5
38
73 остальное
А-А
1.20. Ниппель замка для бурильных труб колонкового
геологоразведочного бурения
1.21. Муфта замка для бурильных труб колонкового геолого-
разведочного бурения
1.22, Замковое резьбовое соединение колонковых геологе раз-
ведочных бурильных труб:
а — ниппель; б — муфта
1.23. Резьба замка для соединения
с колонковой геологоразведочной бу-
рильной трубой
V J остальное (кроме розы. ы)
ЗВ
Размеры замковых резьбовых соединений должны соответствовать рис.
1.22 и табл. 1.38.
Таблица 1.38
Размеры замковой резьбы труб для геологоразведочного бурения (в мм.
Условное
обозначение
резьбы
3-42
3-50
3-63,5
Диаметр
основа-
ний
ниппеля
В торцовой
плоскости
с
к
я
в
40,808 45
48,808 53
61 £33 67
40,616
48,616
62,616
46
54
68
S
сЧ
Я
37,5
45,5
59,5
50
60
70
Расстояние
от упорно-
го торца
муфты
53 10
63 10
75 15,875
Предельное
отклонение
+0,5 -0,2
-1,0 +5
Примечания: I. Размеры di, dt — справочные. (2. Угол наклона ко-
нусной выточки с диаметром dt равен углу уклона резьбы <р = 5° 42' 38".
Предельные отклонения по шагу, конусности и половине угла профиля
замковой резьбы должны соответствовать табл. 1.39.
Таблица 1.39
По шагу, мм По конус- ности на длине шести шагов резьбы По половине угла профиля резьбы, мин
на длине резьбы 2 5,4 мм па всей длине резьбы
±0,04 ±0,08 ±0,01 ±45
Примечании: 1. Отклонения по шагу надлипе
25,4 мм относятся к расстоянию между любыми двумя
витками. 2. Отклонения по половине угла профиля отно-
сятся к углу между стороной профиля и перпендикуляром
к оси резьбы. 3. Отклонения по конусности относятся
к наружному и среднему диаметрам ниппеля, а также
к внутреннему и среднему дп метрам муфты.
Резьба концов ниппеля и муфты, соединяемых с бурильными трубами,
должна соответствовать ГОСТ 7909—56.
Размеры концов ниппеля и муфты, соединяемых с бурильными трубами,
должны соответствовать рис. 1.23 и табл. 1.40.
40
Таблица 1.40
Размеры концов ниппеля и муфты (в мм)
Условное обозначе- ние трубы Диаметр цилиндриче- ской ВЫТОЧ- КИ !> Внутренний диаметр реаьбы п плоскости торца Длина конуса под резьбу 1 Рас стояние о тория до кенца резь- бы Ц
3-42 а 39,667 60 57
3-50 52 47,667 65 62
3-63,5 65 60,421 80 75
Предельное отклонение +0,5 — + 5 +3
Примечание. Размер —свравочный.
Технические требования
Наружная поверхность муфт и ниппелей обрабатывается токами высокой
частоты на глубину 1,5 — 2 мм до твердости HRC45—50. При этом участок
муфты со стороны торца замковой резьбы на длине 30—35 мм и участок нип-
пеля на такой же длине со стороны торца трубной резьбы термической
обработке не подвергаются.
Проточка (зарезьбовая канавка) и впадины замковой резьбы на ниппе-
лях должны быть обкатаны, глубина обкатки 0,05—0,1 мм.
Чистота поверхности резьб должна быть не ниже 5-го класс! i по ГОСТ
2789—73. Для предохранения резьбы от заедания поверхности зезьб нип-
пелей, муфт, упорный торец и уступ фосфатируются или оцинковываются.
Отклонение плоскости упорного уступа ниппеля и упорного торца муфты
от перпендикулярной осп замковой резьбы не должно превышать 0,1 мм.
Отклонение от соосности замковой резьбы и резьбы для присоединения труб
(для ниппеля и муфты) не должно превышать 0,6 мм в плоскости любого
торца и не более 7 мм на длине 4 м.
Заходпые витки замковой резьбы притупляются до полного профиля
(допускается притупление резьбы муфты в виде скоса под углом 30° к осп
резьбы). Проверку резьбы см. в главе 2.
Каждая партия замков при поставке снабжается документем, удосто-
веряющим их соответствие требованиям стандарта. На ниппелях и муфтах
с левой резьбой протачивается опознавательный поясок шириной Е мм. Каж-
дая поставляемая партия замков должна снабжаться сертификатом, удо-
стоверяющим соответствие замков стандарту.
Трубы бурильные
с приваренными соединительными концами
для геологоразведочного бурения
Трубы бурильные с приваренными соединительными концами для геоло-
горазведочного бурения предусматриваются трех типов:
ТБП — трубы бурильные с приваренными соединительными концами
гладкие;
ТБПВ — трубы бурильные с приваренными соединительными концами
с высадкой.
ТБПВШ — трубы бурильные с приваренными соединительными концами
с широким проходным отверстием с высадкой.
41
1.24. Бурильные трубы ТБП гладкие с неармированными приваренными
соединительными концами
1.25. Бурильные трубы ТБП гладкие с армированными соединительными
концами
Ниппель п 722 ~6&
L
Раструб П722~б9
М есто маркируй ки триб ы
труба
—паптактно-стыкобая сборка--------
-------Резьба замковая поГОСТ 7916'54
1.26. Бурильные трубы ТБПВ с приваренными соединительными концами
с высадкой
Раструб t1722~6'j
Резьба замковое по ГПС.Т 791д~54
Ниппель H72Z~№
1.27. Бурильные трубы ТБПВШ с приваренными неармированными соедини-
тельными концами с широким внутренним отверстием с высадкой
1.28. Бурильные трубы ТБПВШ с приваренными армированными соедини-
тельными концами с широким внутренним отверстием с высадкой
42
Документом на изготовление этих труб является нормаль Е721 — 64,
а для соединительных концов к трубам — нормаль Н722—64. Сварка концов
производится контактным способом и трением.
Размеры и масса труб ТБП с неармированным и армированными твердым
сплавом соединительными концами указаны в табл. 1.41 и на рио. 1.24 и
1.25.
Таблица 1.41
Наружный диаметр трубы, мм Длина трубы, мм М асса, кг Условное обозначение замковой резьбы
1 м гладкой трубы одного комплекта соединительных концов
неар миро- ванных армирован- ных
60,3 3000 4500 6000 684 6,5 6,7 3-50
Примечание. Длина труб L указывается в заказе.
Размеры и масса труб ТБПВ наружного диаметра 63,5 мм указаны
в табл. 1.42 и на рис. 1.26.
Размеры и масса труб ТБПВ и ТБПВШ с неармированными и армирован-
ными твердым сплавом соединительными концами указаны в табл. 1.42
и 1.43 и на рис. 1.27 и 1.28.
Примеры условных обозначений труб с прива-
ренными соединительными концами:
а) труб ТБП диаметром 60,3 мм— Труба ТБП 60,3 11721—64;
б) труб ТБПВ диаметром 50 мм — Труба ТБПВ 50 Н721—64 \
в) труб ТБПВШ диаметром 63,5 мм и толщиной стенки 5 мм — Труба
ТБПВШ 63,5 X 5 Н721—64.
Для труб с приваренными соединительными концами с левов резьбой
в условном обозначении перед номером нормали ставят букву Л, например:
Труба ТБПВ 50Л Н721-64.
В условном обозначении труб с приваренными соединительными концами,
армированными твердым сплавом, перед номером нормали ставят буквы Ар,
например: Труба ТБПВ 50Ар Н721—64.
Допускаемые отклонения по размерам и массе труб не должны превышать:
а) по наружному диаметру трубы 4-1%;
б) по длине труб:
для труб длиной 3 и 4,5 м ± 0,10 м;
для труб длиной 6 м ± 0,15 м;
в) по толщине стенки —12,5%;
г) по наружному диаметру высаженной части труб ТБПВ и ТБПВШ
±1,0 м;
д) по массе труб 4-9%;
е) песоосность оси высаженного конца трубы после механической обра-
ботки относительно оси трубы 0,5 мм на длине 1 м.
Для готовых труб допускается уменьшение длины цилиндрического
хвостовика соединительных концов до 20 мм.
Овальность не должна выводить размеры труб за пределы допускаемых
отклонений по наружному диаметру.
Технические требования
Трубную заготовку под приварку соединительных концов поставляют:
а) для труб гладких диаметром 60,3 мм — по ГОСТ 633—63;,
б) для труб с высаженными концами — по нормали Н721—64.
43
Таблиц а 1.42
Размеры груб ТБ11В е соедпни'кмьнымп концами (г. мм)
Труёа (("к-лнпитсльные концы Масса, кд
наружный диа- метр г> толщина слеп- ки S внутренний диаметр d S р; и ь ь( садка наружный диа- метр Di 1 внутренний диамет р d. внутренний диаметр -X вое-о- толщина стенки хвостовика .ч 1 м трубы без соединительных КОННОВ 1 I одного комплек- та соединитель- ных КОНЦОВ 1 условное обоз- начение соеди- нительных КОН- НОВ
наружны)! диаметр °S ИННОЮ ЕНИ1ШГО 1.
63,5 5 6 53,5 51,5 3000 4500 6000 71 8,75 9,75 71,5 28 52,5 50,5 9,5 10,5 7,21 8,51 14 3-50
1Г 1'и меч 1 ине. Длина грум I. указываете,-! и заказе.
Таблица 1.43
Размеры груб ТБПВ и ТБПВШ с армированными п неармлропппнымп твердым сплавом
соединительным!) концами (в мм)
ТРУ У а Соединительные концы Масса, кг условпое’обозначспис замкопой|рсз1»пы
наружный диаметр ]) юлщина стенки s внутренний диаметр d 7 енипд ТИП Труб наружный диаметр паруй; пы й ди ам с ту > армированного пояска Рд наружный диаметр пояска и* внутренний диа- метр d. внутренний диамет] । хвостовика d? толщина стопки хвостовика $t одного комплекта сое- динительных концов
высадка
наружный диаметр /)0 । '1 олщипа С1СВКП s0 1 М Трубы без соедини- тельных 1СС-11ЦО.11 1 нсармиро- | ванных । армирован- ных
50 5 40 3000 51 8,5 ТБПВ 67 69 >8 28 39 9,5 5,55 5,5 5,8 3-50
бЗ,5 5 53,5 4500 8,75 52,5 9,5 7,22 14 14,5 3-63,5
51,5 6000 71 8,75 ТБПВШ 83 35 71,5 40 50,5 10,5 8,51
Il р и 7.1 еч а п ие. Длина трУч L указывается в заказе.
Соединительные концы — раструбы и ниппели поставляют ио нормали
Н722—64 с правой или левой резьбой обыкновенные и только с правой резь-
бой — армированные твердым сплавом.
К сварке допускаются только детали (трубы и соединительные концы),
имеющие клеймо ОТК завода.
Трубную заготовку изготовляют из сталей групп прочности Д и К (группа
прочности К соответствует стали марки 36Г2С).
Соединительные концы изготовляют из стали марки 45 по ГОСТ 1050—74
и из стали марки 36Г2С по ГОСТ 4543—71. Допускается изготовление труб
и соединительных концов из других сталей ири условии, что механические
свойства зтих сталей будут соответствовать требованиям ГОСТ 631—63,
а для соединительных концов — нормали Н722—64.
Для труб показатели относительного сужения и ударной вязкости обя-
зательны только в случае, если они обусловлены заказом.
К трубам, изготовленным из стали группы прочности Д, приваривают
соединительные концы, изготовленные из стали марки 45 по ГОСТ 1050—74,
а к трубам из стали группы прочности К — соединительные концы из стали
марки 36Г2С по ГОСТ 4543—71.
У труб ТБПВ и ТБПВШ переход от высадки к телу трубы должен быть
плавным.
Сварной шов термически обрабатывается (нормализуется) и имеет проч-
ность не ниже прочности тела трубы. Твердость сварного шва и зоны терми-
ческого влияния после термообработки не должна превышать твердость соеди-
нительных концов.
Грат, образующийся при сварке на наружной поверхности трубы, уда-
ляется. Поело удаления грата на поверхности трубы не должно быть резких
переходов, уступов и подрезов. На поверхности сварных швов труб после
удаления грата по допускаются черновины, трещины, раковины, шлаковые
включения и другие пороки, влпяющие на прочность трубы в месте сварки.
Наружная поверхность сварного шва (после снятия грата) подвергается
поверхностному упрочнению обкаткой роликом. Увеличение наружного
диаметра труб в месте сварки вследствие неполного снятия грата допускается
не свыше 2 мм от фактического диаметра трубы.
Несоосность каждого приваренного соединительного конца относительно
трубы допускается не более 0,65 мм в плоскости упорного торца раструба
или упорного уступа ниппеля и 3,5 мм на длине 1 м.
Методы и с п ы т а и и я
Наружному осмотру и обмеру подвергают все трубы и соединительные
концы. Сварные швы проверяют шаблоном.
Кривизну гладкой трубы проверяют до приварки соединительных
концов при помощи металлической линейки или шнура, натягиваемого по по-
верхности трубы. Кривизну трубы исчисляют как частное от деления стрелы
прогиба в миллиметрах на расстояние от места замера до ближайшего конца
трубы в метрах.
Механические свойства материала труб определяют путем испытания
на растяжение образцов, вырезанных чз труб (по ГОСТ 1497—73).
Качество выполнения сварных швов проверяют наружным осмотром
до снятия грата (по высоте и форме грата).
Степень удаления наружного грата устанавливают при помощи состав-
ного кольца с внутренним диаметром, приведенным ниже.
Наружный диаметр труб, мм........... 50.0 6(1.3 63,5
Внутренний диаметр кольца, мм....... 61 64 75
Впадины, которые могут образоваться при снятии грата, должны быть
пологими и глубина их не должна превышать минусового допуска на толщину
стенки трубы.
Кроме испытания на растяжение до полного разрушения, прочность
сварного шва каждой трубы ТБП подвергают испытанию на пробную растя-
гивающую нагрузку в течение 1 мин. Величина пробных нагрузок соответ-
ствует величине, приведенной в табл. 1.44.
Таблица 1.44
Наружный диаметр трубы, мм Пробная нагрузка в тс для труб из стали группы прочности
д К
60,3 25 33
Соосность приваренных соединительных концов относительно трубы
проверяют индикатором, установленным на специальном приспособлении,
базирующемся на наружной поверхности соединительного замка или на резьбе
замка. При проверке приспособлением, базирующимся на резьбе соедини-
тельного конца, отклонения от соосности, полученные как результат погреш-
ности при нарезке и сварке, не должны превышать 0,75 мм в плоскости упор-
ного торца раструба (или уступа ниппеля) и 4 мм на длине 1 м.
Проверке подвергают все трубы.
Маркировка и упаковка
Все трубы с приваренными соединительными концами маркируются
заводом-изготовителем. На лыске, расположенной вблизи резьбового конца
у раструба, четко выбиваются клейма в следующем порядке:
а) товарный знак завода-изготовителя;
б) размер трубы (диаметр и толщина стенки в мм);
в) группа прочности стали;
г) год и месяц выпуска;
д) клеймо сварщика.
На теле каждой трубы, помимо клейма, отчетливо наносятся устойчивой
светлой краской:
Наружный диаметр, мм Толщина стен- ки, мм Длина трубы, м Пробная нагрузка, тс (для труб ТБП) Товарный знак завода-изгото- вителя
Резьбу на обоих концах трубы очищают от грязи и стружки, покрывают
антикоррозионной смазкой и предохраняют от механических повреждений.
К каждой партии труб прилагается сертификат, удостоверяющий
соответствие труб и приваренных соединительных концов требованиям пор-
мали.
В сертификате указываются:
а) тип и размер труб (диаметр, толщина стенки и длина);
б) группа прочности стали;
в) результаты механических испытаний;
г) направление резьбы «левая» (в случае поставки труб с левой резьбой);
д) наличие армированных поясков (для соединительных концов, арми-
рованных твердым сплавом);
е) год и месяц выпуска.
46
Соединительные концы (раструбы и ниппеля)
к трубам бурильным для геологоразведочного бурения
Типы и размеры
Концы соединительные (раструбы и ниппеля) к трубам для геологораз-
ведочного бурения изготовляют двух типов:
с проточенными хвост язиками под приварку;
без проточенных хвостовиков под приварку.
Соединительные концы (раструбили ниппеля) изготовляют с правой и левой
резьбой (с левой резьбой твердым сплавом не армируются).
Размеры, допускаемые отклонения и масса соединительных концов —
раструбов и ниппелей — с проточенными хвостовиками под приварку к бу-
рильным трубам ТБП, ТБПВ и ТБПВШ указаны в табл. 1.45 и на рис. 1.29,
I и 1.29, II.
На соединительных концах с левой резьбой дополнительно протачи-
ваются пояски шириной 5 мм; у раструба — на цилиндрической поверхности
по'серодппе лыски, расположенной у резьбового конца; у ниппеля — на ци-
линдрической поверхности между лыской и упорным торцом.
Размеры, допускаемые отклонения и масса соединительных концов —
раструбов и ниппелей — без проточенных хвостовиков под приварку к бу-
рильным трубам ТБПВ указаны в табл. 1.46 и на рис. 1.29, III.
Примеры условных обозначений соединитель-
ных концов к бурильным трубам для геологораз-
ведочного бурения:
а) трубы ТБП диаметром 60,3 мм — Раструб ТВП 60,3 Н722—64;
Ниппель ТВП 60,3 Н722—64.
б) трубы ТБПВ диаметром 50 мм — Раструб ТБПВ 50 П722—64;
Ниппель ТБПВ 50 Н722—64.
в) трубы ТБПВШ диаметром 63,5 мм и толщиной стенки 5 мм — Раст-
руб ТБПВШ 63,5 X 5 Н722—64; Ниппель ТБПВШ 63,5 X 5 П722—64.
Для соединительных концов, армированных твердым сплавом, в услов-
ном обозначении перед номером нормали ставят буквы Ар, например: Раст-
руб ТБПВ 50Ар Н722—64; Ниппель ТБПВ 50Ар Н722—64.
Для соединительных концов с левой резьбой в условном обозначении
перед номером нормали ставится буква Л, например: Раструб ТБПВ 50Л
Н722—64; Ниппель ТБПВ 50Л Н722—64.
Технические требования
Материал соединительных концов (после термообработки — закалки
и отпуска) должен удовлетворять требованиям, указанным в табл. 1.47.
На наружной и внутренней поверхностях соединительных концов не
должно быть раковин, плен, трещин, расслоений, закатов, глубоких рисок
и подрезов. Вырубка, заварка и заделка дефектных мест не допускаются.
Соединительные концы армируются твердым сплавом. Толщина наплав-
ленного слоя 1,5 ± 0,5 мм. Поверхность наплавленного слоя должна быть
ровной, без натеков, подрезов и трещин.
Расстояние между упорным торцом раструба и упорным уступом ниппеля,
свинченных вручную, для соединительных концов с резьбой 3-50 не должно
превышать 0.5 мм, с резьбой 3-63,5 — 0,65 мм.
Плоскости упорного торца раструба п упорного уступа ниппеля должны
быть перпендикулярны к осям резьбы раструба и ниппеля. Неперпендику-
лярность, определяемая как разность наибольшего и наименьшего расстояний
между измерительной плоскостью калибра и торцом раструба или уступом
ниппеля, не должна превышать 0,1 м.
Резьба соединительных концов должна быть гладкой без забоин, вы-
крошенных ниток, заусенцев, раковин и других дефектов, нарушающих ее
непрерывность и прочность.
Шероховатость поверхности резьбы должна быть не ниже 5-го класса
чистоты по ГОСТ 2789—73.
47
63,5 О ф О 0.5 наружный диаметр D Труба
О СП СП Он толщина стенки s
ТБПВШ ТБП ТБПВ тип трубы
СО с ^1 1л наружный диаметр Di Соединительные концы
71,5 61 58 наружный диаметр хвостови- ка D* (допускаемое отклоне- ние ±0.5)
ю ьэ СП И; длина ниппеля LH
ос оое длина раструба Lp
00 СП S диаметр пояска D А .(допускаемое отклонс- ’ние ± 0,25) с армированными поясками
ю СП 1 + С' 2'*" J,; длина ниппеля
°£ ос ж Д‘тшш раструба
Тиб л и ц а 1.45
Размеры соединительных концов с проточенными хвостовиками (в мм)
S£>
1.29. Соедини-
тельные кон-
цы — раструбы
и ниппеля:
I — к бурильным
трубам ТБП,
ТБПВ и ТПБВШ;
II — к бурильным
трубам ТБП,
ТБПВ и ТБПВШ
с армированными
поясками; III —
к бурильным тру-
бам ТБПВ беэ
проточных хвосто-
виков; а — нип-
пель; б — раструб
Таблица 1.46
Размеры соединительных концов
без проточенных хвостовиков (в мм)
Труба Соединительные концы
наружный диамстр толщина стенки пиутренпий диаметр хвостовика d2 (допуска- емое откло- нение ± 0,5) толщина стенки хпостоника масса одного комплекта соединитель- ных КОНЦОВ, кг
63,5 52,5 9,5 6,0
6 50,5 10,5
Таблица 1.47
Марка стали
Механические снойства
4 5 :й>Г2С
Временное сопротивление 6„, кге/мм2 . . . .
Предел текучести бт, кге/мм2 .................
Относительное удлинение, %:
б i о ....................................
б., ....................................
Относительное сужение т|‘, % ..............
Ударная вязкость вк, кгс-м/см2 ...............
Твердость по Бринеллю НВ .....................
Н е
70
45
12
14
50
5
229—285
менее
75
55
10
12
40
4
255—321
При фрезеровании резьбы на участке, ограниченном началом врезания
п выходом фрезы, допускается продольное углубление — «карман» глубиной
не более 0,15 мм.
Резьба оцинковывается или фосфатируется. Толщина слоя цинкового
покрытия не менее 0,02 мм.
Несооспость резьбы относительно оси соединительного конца допускается
не более 0,2 мм в плоскости упорного торца раструба или упорного уступа
ниппеля и 1,5 мм на длине 1 м. Заходная нитка резьбы ниппеля и раструба
притуплена до основания профиля или выполнена в виде скоса под углом
30° к оси резьбы.
М е т о д ы и с п ы т а п и й
Вредные примеси в химическом составе стали проверяют по сертификату
поставщика заготовки.
Проверке, механических свойств металла подвергают образцы, выре-
занные из комплектов соединительных концов (или из «свидетелей»), прошед-
ших термическую обработку. Количество комплектов (раструб и ниппель),
из которых вырезают образцы, должно быть не менее 1% от партии соеди-
нительных концов. Образцы вырезают методом, не вызывающим изменения
структуры п механических свойств металла.
50
Образцы испытывают иа растяжение по ГОСТ 1497 — 73 (на круглых
образцах или образцах типа Гагарина).
Испытания образцов на ударную вязкость должны проводить по ГОСТ
9454 — 60.
Твердость металла всех соединительных концов проверяют по ГОСТ
9012-59.
Конусность резьбы по наружному диаметру каждого ниппеля и по внут-
реннему диаметру каждого раструба проверяют гладкими коническими ка-
либрами (кольцами и пробками) с применением щупа. При проверке конус-
ности калибр перекашивают таким образом, чтобы прилегание происходило
по одной из образующих, и замеряют зазор с противоположной стороны.
Проверке размеров резьбы в соответствии с ГОСТ 7918—64 подвергают
все соединительные концы, предъявляемые к сдаче.
Неперпендикулярность плоскости упорного уступа ниппеля или упор-
ного торца раструба относительно осп резьбы определяется по разности вели-
чии наибольшего и наименьшего зазоров, измеренных в диаметрально про-
тивоположных точках между измерительной плоскостью резьбового калибра
(кольца или пробки) и плоскостью упорного уступа ниппеля пли упорного
торца раструба. Проверке подлежат все соединительные концы, предъяв-
ляемые к сдаче.
Соосность резьбы относительно наружной цилиндрической поверхности
соединительного конца проверяют па специальном приспособлении или на то-
карном стайке при помощи индикатора и резьбовой оправки, на которую
навинчивается соединительный конец. Оправка должна быть точно выверена
и центрирована в приспособлении или патроне стакана.
При вращении оправки определяют радиальное биение (удвоенная вели-
чина отклонения от соосности) в плоскости упорного торца раструба или
упорного уступа ппппеля.
Маркировка и упаковка
Все соединительные концы — раструбы и ниппеля — маркируются
заводом-изготовителем. На лыске, расположенной вблизи резьбового конца
у раструба, и на лыске ниппеля должны быть четко выбиты клейма в сле-
дующем порядке:
а) товарный знак завода-изготовителя;
б) тип и размер труб (диаметр, толщина стенки), для которых изгото-
влены соединительные концы;
в) марка стали;
г) год и месяц выпуска.
Резьбу соединительных концов покрывают антикоррозионной смазкой.
Соединительные концы — раструбы и ниппеля — поставляют комплектно,
свинченными вручную и упакованными в ящик массой не более 50 кг.
К каждой партии соединительных концов прилагается сертификат,
удостоверяющий соответствие раструбов и ниппелей требованиям пормалп..
Трубы бурильные геологоразведочные
ниппельного соединения
Указанные трубы выпускают но ГОСТ 8467—57. Па концах труб наре-
зают внутреннюю резьбу. Для соединения труб мелхду собой в один из концов
ввинчивают двухниппельный переводник.
Трубы применяют в основном при геологоразведочном колонковом буре-
нии. Размеры труб приведены на рис. 1.30 и в табл. 1.48.
Требования, предъявляемые к химическому составу материала труб,
механическим свойствам, овальности, разностенностп и кривизне, соответ-
ствуют аналогичным требованиям, предъявляемым к трубам с высаженными
концами по ГОСТ 7909—56.
Профиль и размеры резьбы соответствуют рис. 1.31 и табл. 1.49 и 1.50.
4* 51
Таблица 1.48
Размеры труб ниппельного соединения для геологоразведочного бурения (в мм)
Наружный диаметр трубы D Толщина стенки s Высадка Диаметр выточки Длина резьбы G Длина трубы Теоретическая масса, кг
внутренний диаметр & длина по пере- ходной части h, нс мевсе длина переход- ной части 12 1 номинальный 1 допускаемое отклонение номинальная допускаемое отклонение 1 м гладкой части трубы увеличение мас- сы одной трубы за счет высадки । обоих КОНЦОВ
33,5±0,3 Без в ь садки 26,5 40 1500 3000 3,37
42 ±0,45 20-27 100 20 33,5 + 0,5 50 1500 3000 4500 +100 —50 4,56 0,65
50 + 0,45 С г + 0,66 э0—0,55 26-35 но 25 42 55 1500 3000 4500 6,04 0,96
Примечания: 1 Трубы диаметром 42 и 50 мм изготовляют с высаженными концами, а диаметром 33,5 — без высадки концов.
На концах труб на длине не более 100 мм от высадки допускается уменьшение наружного диаметра не более чем на 0,5 мм, а на выса-
женной части допускается его увеличение не более чем на 1 мм. 2. Допускается поставка до 5% труб длиной 3 и 4,5 м, укороченных не
более чем на 300 мм
Примеры условного обозначения труб
1. Труба, нормализованная из стали 36Г2С с наружным диаметром 50 мм:
Труба 60-36Г2С ГОСТ 846 7—4 7
2. Труба, закаленная из той же стали;
Труба 50К-36Г2С ГОСТ 8467—57.
1 a б л и ц a 1.49
Размеры параметрон профиля резьбы бурильных геологоразведочных труб
ниппельного соединения (в мм)
Наружный диаметр труб,
мм
Элементы профиля резьбы
3 3,5 и 4 2 50
Шаг резьбы 5.........................
Угол наклона боковых сторон профиля а /2
Рабочая высота витка t ..............
Ширина витка у вершины, мм:
наружной резьбы т ...........
внутренней резьбы т{ ..........
Наименьший зазор по ширине витка а . . . .
6,35
5°
1,5
3,029
3,044
0,015
1,75
3,007
3,022
Прим е ч а и и е. Допускаемые отклонения: ширины нитка — минус 0,16 мм, глу-
бины впадины витка — плюс 0,16 мм.
Таблица 1.50
Размеры резьбы бурильных геологоразведочных труб
ниппельного соединения (в мм)
Наружный диаметр грубы Номиналь- ный диаметр резьбы Наружная резьба Внутренняя резьба
наружный диаметр do внутренний диаметр di наружный диаметр ч'о внутренний диаметр <6
33,5 28 28 25 28,025 25
42 33 33 30 33,032 30
50 41,5 41,5 38 41,532 38
1.30. Бурильные геологоразве- 1.31. Профиль резьбы бурильных гео-
дочные трубы ниппельного со- логоразведочных труб ниппельного со-
единения единения
53
Отклонения но шагу компенсируются соответствующим уменьшением
толщины витка (увеличением ширины впадины) в пределах поля допуска,
ито проверяют проходным резьбовым калибром.
По вершинам резьбы допускается закругление кромок радиусом не более
0,1 мм, а ио впадинам — радиусом не более 0,05 мм. Резьбу проверяют
калибрами по ГОСТ 6361 — 52. |Ц
Заходами витки резьбы должны быть притуплены. Образование канавки
для выхода инструмента не допускается. Толщины стопок труб во впадшгах
резьбы должны быть (в мм не мопсе): .для труб диаметром —
.33,5 мм..................................2,2
42 мм ....................................3,9
50 мм ....................................3.6
Маркируют трубы так же, как трубы по ГОСТ 7909 — 56. Каждая партия
труб сопровождается сертификатом.
Ниппеля для бурильных геологоразведочных труб
Ниппеля, выполненные по ГОСТ 8482—57, предназначаются для нип-
пельного соединения бурильных геологоразведочных труб в колонну.
Рис 1.32. Ниппеля для геологоразведочных бурильных труб
типа А
Ниппеля изготовляют двух типов:
А — с наружной резьбой на обоих концах (рис. 1.32);
Б — с наружной резьбой па одном конце и внутр синей на друкм
(рис. 1.33).
/.- -------- «л 'rt.acrn'iiuswe
Опорный ijcmi/n (зраре реззбы)
Рис. 1.33. Ниппеля для геологоразведочных бурильных труб
типа Б
Таблица 1.51
Размеры в мм
Типоразмер ниппеля Наружный ’диаметр бурильной трупы Ниппеля типон А и Б
D d d.i di d? I ii 1-2 8
А г> номиналь- ный S с С? я с поминаль- ный I допускаемое (HWOJItUIJC номиналь- ный доп у ci? а смог пгклонспне |!ШГ -ЧКД!ИII WO И I допускаемое отклонение I номиналь- ный । допускаемое отклоление
А33.5 А42 А50 Б33,5 Б42 Б50 33.5 42 50 34 44 52 — 0,62 —0,7-4 14 16 22 -J-0,24 J-0,28 28 33 41,5 24,5 29,5 37,5 -0,52 —0,62 21 26 34 40 55 60 30 40 45 2 35 40 40 30 36 — 0,52
Размеры в мм
Т а б л и ц а 1.52
Тиш (размер ниппеля Наружный диаметр бурильной трупы Н1Ч1пе;ц, А Ниппель Б Б ни п ел я А И Б В Сборе
L масса, кг d:< d< Z.i 11 L масса, кг
А Б i в допуск а ем ое отклоиенне номинальная до пускаемое отклоненне I S о X 1 допускаемое отклоните Я X X R д масса, кг
А33,5 А42 А50 Б33,5 Б42 Б50 33,5 42 5° 115 150 160 Н~ 5 0,5 1,1 1,46 28,5 33,5 42 25 30 38 40 50 55 + 2 50 60 65 175 210 220 +5 0,96 1,82 2,08 260 320 335 1,46 2,92 3,54
Призеры Условных о б о з н а ’’ с 11 Ч й
1. Ниппеля типа А с правой Резьбой для бУРильной тРУ'-ы диаметром 4 2 мм:
НШ1пель 42 рост 8482—51.
2. То же с Левой резьбой»
Ииппелъ А 42Л ГОС? 8482 — 5'.
Размеры ниппелей должны соответствовать величинам, указанным на
рис. 1.32 и 1.33 и в табл. 1.51 и 1.52.
Ниппеля изготовляют из сталей марок 4ОХ или 45У со следующими
механическими свойствами после термообработки (табл. 1.53).
Таблица 1.53
Марна стали Временное сопротивле- ние, кге/мм*. пе менее Предел теку- чести, кге/мм2, пс менее Относитель- ное удлинс- Относи- тельное сужение, % НС мепее Ударная вязкость, кгс-м/см2. ТЪ ф дость по Бри- неллю НВ
НИС не 66, %, менее
НС менее
40Х 78 58 14 50 8 255—321
45 71) 45 14 50 5 217—285
Резьба ниппелей должна быть выполнена в соответствии с требованиями
ГОСТ 8467—57. Каждая партия ниппелей должна сопровождаться доку-
ментом, удостоверяющим соответствие их требованиям стандарта.
Трубы бурильные утяжеленные
Трубы бурильные утяжеленные (УБТ) предназначены для повышения
жесткости и увеличения массы пижней части бурильной колонны, посред-
Реи-Ии замковая---.
Рис. 1.34. Утяжеленные бурильные
трубы:
а — промежуточная труба; б — наддолот-
ная труба; в — промежуточная труба с
проточкой; г — наддолотная труба с про-
точкой
ством которой создается нагрузка на
долото'при бурей пи.
Утяжеленные бурильные трубы
(горячекатаные) поставляют в основ-
ном в соответствии с техническими
условиями ТУ 14—3—164—73.
По ТУ 14—3—164 —В поставля-
ют трубы диаметром 146,178 и 203 мм.
УБТ диаметром 73 и 89 мм выпускают
в соответствии с ТУ/В—8739—141 —
70, а диаметром 219 и 245 мм — по
ЧМТУ 14—243—154—73, поставля-
ются они без нарезки резьбы. Кроме
юго, нормалью Н291—49 предусмо-
трены трубы диаметром 95 и 108 мм.
Утяжеленные бурильные труб ы
(о Сыч вы е) изготовляют двух типов;
гладкие по всей длине и с конусной
проточкой для надежного захвата и
удержания их в клиновом захвате.
Кроме того, УБТ поставляют с
внутренней резьбой на обоих кон-
цах (наддолотные трубы) и с внутрен-
ней резьбой на одном конце и на
ружной — на другом (промежуточные
трубы). Количество тех и других
труб в партии оговаривается в за-
казе. По соглашению сторон допу-
скается поставка УБТ без нарезки.
Размер п масса утяжеленных бу
рильных труб, изготовляемых во
ТУ 14—3 —164 — 73, приводятся в
таил. 1 .5'1 и на рпс. 1 34 .
Таблица 1.54
Размеры и масса утяжеленных бурильных труб
Наружный диаметр тру- бы D, мм Диаметр Цилиндрической проточки мм Диаметр канала d, мм Длина, мм Масса (теоретическая) 1 м трубы, кг Условное обозначение замковой резьбы
до верхней конус- ной проточки 1 верхней конусной проточки ц цилиндрической проточки lt нижней конусной проточки i3
146 ±4 138 75 97 3-121
178±g 168 80 500 500 500 250 156 3-147
20.1 Г:] 193 100 192 3-171
Трубы о зависимости от диаметра поставляют длиной от 6 до 12 и с допу-
ском ±1 м. По толщине стенки для всех размеров труб установлен допуск—
12,5%.
УБТ изготавливают из стали групп прочности Д и К (сталь марки: 36Г2С).
Механические свойства, которым должна удовлетворять сталь, приведены
в табл. 1.55.
Таблица 1.55
Группа прочности стали Временное сопротивле- ние разрыву, кге/мм3 Предел текучести, кге/мм2 Относитель- ное удлине- ние 6б, % Относитель- ное суже- ние, % Ударная вязкость, кге-м/см2
д 65 38 16 40 4
к 75 45 12 40 4
На концах труб нарезается замковая резьба по ГОСТ 5286—58. На по -
верхности труб не допускаются плены, трещины, закаты, расслоения, пере-
грев металла и другие дефекты, ухудшающие качество труб. Требования
к размерам и качеству резьбы аналогичны изложенным в ГОСТ 5286—58
для замков к бурильным трубам. Каждую трубу перед отгрузкой потреби-
телю маркируют. На специально проточенном пояске для маркировки, отсто-
ящем на 400 мм от торца верхнего конца трубы, клеймением наносят: номер
плавки, марку стали, номер трубы, размер трубы, дату выпуска, клеймо ОТК.
При отгрузке резьбу труб защищают предохранительными кольцами
на ниппельных концах и деревянными пробками, забиваемыми в муфтовый
конец. Заводским сертификатом, прилагаемым к отгружаемой партии труб,
удостоверяется соответствие труб техническим условиям.
Наряду с горячекатаными утяжеленными бурильными трубами, поста-
вляемыми металлургической промышленностью и изготовляемыми на трубо-
прокатных станах, освоены и получили широкое применение сбалансирован-
ные утяжеленные бурильные трубы под шифром УБТС1, изготовляемые
машиностроительной промышленностью путем сверления канала, механиче-
ской обработки наружной поверхности и соответствующей термообработки
для повышения механических свойств.
57
Эти трубы выполняются в соответствии с требованиями отраслевых тех-
нических условий ТУ 51—316 — 70 и по УБТС1 —120—299 (см. главу 3).
Легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ)
О б щ п е с в е д е в и я и х а р а к т с р и с т и к а л е г к о г о
сплава.
Для изготовления легкосплавных бурильных труб в настоящее время
применяется дюраль Д16 — сплав из системы А1—Си—Mg, хорошо освоен-
ный промышленностью, упрочняемый термообработкой средней прочности
п удовлетворительной коррозионной стойкости.
После термообработки сплаву присваивается шифр Д16-Т. Химический
состав сплава Д16 (ГОСТ 4784—71) приведен в табл. 1.56
Некоторые физико-механические свойства закаленного и
состаренного сплава Д16-Т, из которого в настоящее время
бурильные трубы, приведены в табл. 1.57.
естественно
изготовляют
Таблица 1.57
Фпзико-мсхшшчсскир свойства 'Значение
Плотность, г/см3 2,78
Модуль упругости, кгс/мм2 7200
Коэффициент линейного расширения >(10~6 22,7
Твердость по Бринеллю НВ 120
Ударная вязкость, кгс-м/см2 1,7
Предел прочности, кгс/мм2 47
Предел текучести, кгс/мм2 33
Относительное удлинение, % 10
Некоторые сведения по технологии производ-
ства легкосплавных труб.
Трубы, предназначенные для турбинного и роторного способов бурения,
изготовляют с высаженными концами методом прямого прессования.
58
Предварительно нагретый полый слиток сплава подается в контейнер,
затем устанавливается в рабочее положение игла, имеющая различные диа-
метры, таким образом, чтобы в очке матрицы находилась часть иглы, имеющая
меньший диаметр.
Рис. 1.35. Легкосплавные бурильные трубы (заготовки
под нарезку резьбы)
Рис. 1.36. Облегченные стальные замки типа ЗЛ
Усилием пресса на слиток сплав выиресеовывастся в зазор, образовав-
шийся между иглой и очком матрицы.
поясе* аля маркиуооль
Рис. 1.37. Ниппельные части облегченных стальных зам
ков
В процессе прессования поддерживается следующий технологический
режим: температура контейнера и температура слитка 400—420° С,, скорость
истечения сплава 0,8 — 1 м/мин.
59
Прессование труб выполняется на прессе с усилием главного плунжера
3500—6000 тс.
Опрессованные трубы подвергают закалке и естественному или искус-
ственному старению.
После изготовления трубы имеют некоторую кривизну, для устранения
которой применяют процесс правки. Правку выполняют на растяжной пра-
вильной машине путем создания в трубе растягивающим усилием напряжений,
равных пределу текучести сплава. Остаточная деформация при этом дости-
гает 1—4%.
Т а б л и и а 1 58
Основные размеры и допуски ЛБТ
Обозначение 'грубы Основное ie.no трубы
размеры и допус! И, мм
1) 1 г» 1
ЛБТ147Х11 147 ±1,5 ] 7 + 2.5 —1,7 и + 1 П— ,10 12 000 ±250 250±50
ЛБТ147Х9 147 + 1,5 1' —1.0 9 + 1,0 12 000±250 250 + 50
ЛБТ129 Х11 129 + 1,5 4 у+2,0 1 ' — 1,0 4 4-1-1*5 11—1,0 12 000±250 . 250 ±50
ЛБТ129Х9 129 + 1,5 П+2.О 1' —1,0 9±1,0 12 000±250 250 + 50
ЛБТ114Х10 114 + 1,2 4 7*1" 2,0 1 '^1.0 10+1,0 12 000±250 200 + 50
ЛБТ93Х9 93+1,0 4 р + 2, 0 1Ь-1,0 9± 1,0 9 000 ±2 50 200 ±50
ЛБТ73Х9 73+1,0 W- 1,0 9 + 1,0 9 000+250 200+50
Продолжение табл. 1.58
Обозначение тр у бы Основное тело трубы Закоиповочпые участки трубы
площадь сече- ния, см2 теоретическая масса, 1 м, кг площадь сече- ния, см2 теоретическая масса 1 м, кг
ЛБТ147Х11 45,5 12,95 67,0 19,08
ЛБТ147Х9 38,5 10,92 67,0 19,08
ЛБТ129 ХИ 40,8 11,61 59,8 16,98
ЛБТ129Х9 33,8 9,63 59,8 16,98
ЛБТ114Х10 32,6 9,29 51,8 14,75
ЛБТ93Х9 23,8 6,79 38,8 11,08
ЛБТ73Х9 181 5,16 28,4 8,10
60
Местные искривления на концах труб исправляют на одностоечном вер-
тикальном гидравлическом прессе в специальном подкладном штампе.
После контрольного осмотра на трубах нарезается резьба. Нарезка
резьбы на ЛБТ технологически выполняется так же, как и на стальных тру-
бах, с использованием стандартного резьбонарезного и мерительного инстру-
ментов.
Рис. 1.38. Муфтовые части облегченных стальных замков
Конструкция легкосплавных
бурильных труб и их соединений
Трубы, предназначенные для турбинного и роторного бурения, изго-
товляют по специальным нормалям с утолщениями стенки внутрь на концах
Таблица 1.59
Диаметр
.’1БТ, Им
Ре.|Ьпы стандартных стальных труб
ГОСТ
7.3
93
114
129
147
Бурильных труб диаметром 73 мм с высаженны-
ми внутрь концами ..........................
То же диаметром 89 мм ....................
То же диаметром 114 мм ...................
То же диаметром 114 мм с высаженными наружу
концами ....................................
Обсадных труб диаметром 146 мм (удлиненных)
631—63
631—63
631—63
631—63
632-64
Таблица 1.60
Основные размеры облегченных стальных замков для ЛБТ (в мм)
Обозначение замка Диаметр труб L D dH йм I Масса, кг
ЗЛ-90 73 350 90 41 52 200 12,5
3 Л-110 93 385 110 61 68 215 16,2
ЗЛ-136 114 425 136 80 85 250 21,5
ЗЛ-152 129 445 152 95 110 255 30,3
ЗЛ-172 147 465 172 110 124 275 37,0
61
Размеры ниппельных частей замковых соединений для ЛБТ (в мм)
Таблица 1.61
Параметры Обозначение замка
ЗЛ-9 0 ЗЛ-111) ЗЛ-136 з.т-1 Г> 2 3.1-17?
Диаметр труб 73 93 114 129 147
Г) 90± 0.5 110 + 0,5 13б±(),5 152 + 0.5 172 ±0,5
d 70,151 86,026 111,426 124.144 112,028
di 76.2 + 0.5 92±0,5 117.5+0.5 1302 + 0,5 148 + 0,5
d., 86 102 127 140 154
(i;i 41+0.0 01 + 0,6 80 + 0.6 95 + 0.6 110 + 0.8
76.2 92,075 117.462 133,3 147,949
(* (58,7) (74,576) (94,962) (115,633) (131,382)
L 220+Лр 2<7iu -(>.?_ | ц “’—in 2901^
К 100 1004S 12(0« 120 + s 125+8
I. 91 С3 90+5 110+s llt+s 115+5
1 70 7 0 90 100 100
Резьба трубы Z)H — /3 Dti 89 . DH--114 £>„ = 114 7>н = 146
с. внутрь высажен- с внутрь высажен- с внутрь высажен- с внутрь выса- с внутрь выса-
ными концами ными концами ными концами женными концами женными концами
ГОСТ 631-63 ГОСТ 631—63 ГОСТ 631-63 ГОСТ 631-63 ГОСТ 632—64
ф 1° 47'24" 1° 47' 24" 1° 47' 24" 1° 47' 24" 0° 53' 42'
Резьба замка 3-76 3-92 3-117 3-133 3-147
ГОСТ 0286-58 ГОСТ 5286—58 ГОСТ 5286 — 58 ГОСТ 5286—58 ГОСТ 5286—58
ls К1-! 10-j юл 10_г 12-1
Ф 7° 7' 30" 7 ° 7' 30" 7° 7’ 30" 4® 45' 48' 4° 45' 48"
размеры справочные.
Размеры муфтовых частей замковых соединений для ЛБТ (в мм)
Таблица 1.62
Параметры Обозначение замка
ЗЛ-90 ЗЛ-110 ЗЛ-136 ЗЛ-152 ЗЛ-172
Диаметр труб 73 93 114 129 147
D 90±0,5 110 + 0,5 136 ±0.5 152+0,5 172±0,5
di 78,6 94.5 119,9 135,9 150.5
do 70,948 86.823 112,210 126,714 141.363
Лз 70,15 86,026 111,426 124,144 142,028
du 76,2 ±0,5 92 ±0,5 117,5±0,5 130.2 ±0,5 148±0,5
d 52 ±0,6 68 + 0,5 85 + 0.6 110±0,5 124±0.5
L 200±|q 215±3« 250±iS 255±’]g 275+3° 2 / Э_ 1 о
11 100*8 100*8 120*8 120+8 125*8
и 90+5 90*5 ИО*8 110+5 115+5
Us) (75.8) (75.8) (108,8) (100,32) (104.22)
U 95 100 105 130 135
Резьба замка 3-76 3-92 3-171 3-133 3-147
ГОСТ 5286—58 ГОСТ 5286-58 ГОСТ 5286—58 ГОСТ 5286—58 ГОСТ 5286—58
ф Г 7' 30" 7 7' 30" Г Г 30" 4° 45' 48" 4° 45' 48"
Резьба трубы 7)н — 73 мм 77 н -89 мм 7)н = 114 мм DH 114 мм £>н = 146 мм
с внутрь высажен- с внутрь высажен- с внутрь высажен- с внутрь выса- обсадная труба
ными концами ными концами ными концами женнымп ГОСТ 632—64
1 ист 631—63 ты 0.11—03 1 Ост 631 — 63 концами
ГОСТ 631-63
Ф 1° 47' 24" 1° 47'24" 1° 47'24" 1° 47'24" 0° 53' 42"
Примечания: 1. Замки Изготовляют с правыми и левыми резьбами. 2. дамки изготовляют из стали марки 4°ХН по ГОСТ 454 3 —7 1
трубы. Основные размеры труб и допуски приведены в табл. 1.58 и па
рис. 1.35.
Для сборки ЛБТ со стальными облегченными замками на концах труб
нарезаются стандартные резьбы, указанные в табл. 1.59.
Основные размеры облегченных стальных замков для ЛБТ приведены
в табл. 1.60 и на рис. 1.36.
Испытываются также ЛБТ беззамковой конструкции с утолщенными
концами, на которых нарезается замковая резьба.
Размеры ниппельных частей замковых соединений для легкосплавных
бурильных труб указаны в табл. 1.61 и на рис. 1.37.
Размеры муфтовых частей замковых соединений для легкосплавных
бурильных труб приведены в табл. 1.62 и на рис. 1.38.
По согласованию с заказчиком допускается изготовление замков из
стали марки 45 по ГОСТ 1050—74.
После термообработки замки должны иметь следующие механические
свойства (табл. 1.63).
Таблица 1.63
Марна стали Предел теку- чести Времен- ное соп- ротивле- ние разрыву Относи- тельное удлине- ние б6 Относитель- ное сужение поперечного сечения Ударная вязкость, кгсм/см2 Твердость по Бринеллю
кгс/мм2 % НВ
ис менее
40ХН 45 При нав 58 45 инчивании 78 70 на ЛБТ 14 14 стальных 50 50 замков upn.v 8 5 [еняют сп< 255—321 217—285 зсоб крепле-
ния с приложением крутящего момента на специальном стенде.
Технология сборки труб на стенде следующая. Резьбу бурильных труб
и трубные резьбы замковых деталей тщательно очищают, промывают и обез-
жиривают. На резьбы бурильных труб наносят специальную самоотвердева-
ющую смазку на основе эпоксидной смолы с наполнителями и вручную навин-
чивают замковые детали, подобранные по допускам на натяг.
Трубу с навинченными вручную замковымп деталями закладывают
в стенд. Замковые детали (муфта, ниппель) зажимают сухарями подвижного
и неподвижного патронов стенда, и включают электродвигатель. По достиже-
нии заданного крутящего момента двигатель автоматически отключается,
а труба с закрепленными замковыми деталями снимается со стенда.
Рекомендуемые величины крутящих моментов, необходимые для свинчи-
вания трубы с замковыми деталями, приведены в табл. 1.64.
Таблица 1.64
Наружный диаметр трубы, мм Момент, необходимый для свинчивания, кге- м
73 500
93 650
114 1250
129 1400
147 1900
64
После твердения смазки при температуре цеха трубы всех размеров под-
вергают проверке внутренним гидравлическим давлением в 300 кгс/см2
По окончании гидро испытания на теле каждой трубы на расстоянии
70—100 мм от торцов замковых деталей наносят клеймами номер комплекта
и номер трубы в комплекте. Пример маркировки: 2К, где 2К — номер комп
лекта; 37, где 37 — порядковый номер трубы в комплекте.
Маркировку наносят на оба конца трубы. Расположение цифр должно
обеспечивать удобство чтения маркировки в вертикальном положении трубы.
Основные технические требования
к легкосплавным бурильным трубам
Заводы-изготовители поставляют трубы по специальным техническим
условиям.
Основные технические требования, предъявляемые к трубам, следующие.
1. Овальность труб не должна превышать допуска на наружный диаметр.
2. Кривизна труб в средней трети длины трубы не должна превышать
1,5 мм на 1 м длины.
Кривизна па концевых участках трубы, равных одной трети ее длины,
должна быть не более 1,3 мм на 1 м длины, при этом изменение наружного
диаметра на переходных зонах, а также указанные ниже дефекты не должны
учитываться при замере кривизны.
3. В местах перехода законцовок (утолщенных концов) к основному
сечению трубы допускается по технологическим причинам единичный пере-
жим по наружному диаметру трубы (в пределах переходной зоны) до +3,5 мм
и —5,0 мм от номинального наружного диаметра трубы без уменьшения тол-
щины стенки.
4. Внутренняя поверхность труб не контролируется.
5. Микроструктура труб должна быть без рыхлости, трещин, расслоений;
на макрошлифах допускаются плены и отслоения глубиной:
а) по наружному диаметру до 1 мм;
б) по внутреннему диаметру до 3 мм.
Крупнокристаллический ободок не регламентируется.
Коэффициент допустимости неметаллических включений не должен
превышать 0,2 (под коэффициентом допустимости неметаллических включе-
ний подразумевается отношение площади сечения включений в мм2 к площади
поверхности изломов или микрошлифов в см2).
Правила приемки и методы испытания
1. Контролю размеров подвергают каждую трубу.
Контроль толщины стенки основного сечения трубы за утолщенной
частью трубы в настоящее время ввиду отсутствия средств контроля на заво-
дах-изготовителях проводят на расстоянии 400 мм от торца трубы только
для труб диаметром 147 и 129 мм.
2. На утолщенной части каждой трубы на расстоянии 50 мм от перехода
утолщения к основному сечению трубы наносят металлическими клеймами
марку сплава, номер партии, букву, указывающую завод-изготовитель,
клеймо ОТК и номинальную толщину стенки трубы в мм.
3. Каждая партия труб сопровождается сертификатом, в котором ука-
зывают:
а) завод-изготовитель;
б) размер труб (наружный диаметр и толщина стенки в мм);
в) марку сплава;
г) помер партии;
д) массу нетто;
е) результаты испытаний в соответствии с техническими требованиями;
ж) дату выпуска;
з) номер и шифр технических условий.
о .Заказ 754
65
05
05
'Г а б л п ц а 1.65
Характеристика бурильных труб, изготовляемых из сплава Д16-Т, и замков к ним
Показатели Наружный диаметр трубы, мм
7 3 93 114 129 129 147 147
Толщина стопки, мм
9 9 10 9 И 0 11
Шифр стальных облегченных замков Наружный диаметр облегченного стального замка, мм . . Наименьший внутренний диаметр замка, мм Наименьший внутренний диаметр трупы, мм Длина трубы без замка, м Номинальная длина трубы, свинченной с замком, м . . . Массса 1 м трубы с учетом высадки концов, кг Масса стального облегченного замка, кг Масса 1 м трубы с учетом массы высадки концов и замка, Максимально допускаемая растягивающая нагрузка, тс Растягивающая нагрузка, при которой напряжения н теле трубы достигают предела текучести, тс Растягивающая разрушающая нагрузка, тс Максимально допускаемое внутреннее давление, кгс/см3 Внутреннее давление, при котором напряжения в теле трубы достигают предела текучести, кгс/см2 Внутреннее разрушающее давление, кгс/см2 Максимально допускаемое внешнее сжимающее давление, кгс/см2 Внешнее разрушающее давление, кгс/см» Максимально допускаемый момент кручения, кге-м .... Крутящий момент, при котором напряжения в теле трубы достигают предела текучести, кге-м ЗЛ-90 90 4 1 4 1 9Л5 5,3 12,5 4 7 9 9 х 1 З^О 8’0 1 Юо 5 10 77 b 650 i - 9 0 ЗЛ-110 110 61 61 9 9,25 6.70 16,2 8Л 6 2 78 197 5 29 790 1000 370 553 1200 210 0 ЗЛ-13 6 136 8 0 8 0 12 12,25 9,3 21,5 1 1,0 85 107 147 40Ц 595 9 7 5 310 465 2 0 01) 36’°'0 ЗЛ-15 2 152 9 5 9 5 12 12,27 1 0,0 5 0,3 1 J.8 9 0 1 1 2 15 2 35 0 5 35 /30 240 3 6 7 об ио 4450 3 Л-1.5 2 0 2 0 5 95 12 12,27 11-8 зи..ч 1 '< 3 0(1 1.3 5 1»'> 4=0 (Й8 9-а 2 40 э21> 2х 52|)и ЗЛ-172 172 1 10 112 1 2 12,27 11,3 .3 7,0 1 1,4 100 1 29 17.3 3 1« 4G0 6 30 1 80 280 3250 5 8.5О ЗЛ-172 17 2 110 112 12 12,27 13,4 3 7,0 16,5 124 15 5 210 380 580 785 270 409 3800 6900
Примечания: 1. При выборе допускаемых усилий прпняты следующие коэффициенты за«(аСа прочисти для труб номинальных
размеров: а) для растягивающих нагрузок' 1,25; б) для внутренних Давлений 1,5; в) для Внешних сж^мающИ’ давлений М5; г) для мо-
ментов кручения 1,8. 2. Для сплава Д16Т принят предел текучести о = 33 кге/мм2, преДСч прочнОСти с=45 ьгс/мм2.
Основные требования при эксплуатации
легкосплавных бурильных труб
Нагрузки при эксплуатации бурильных труб, изготовленных из сплава
Д16-Т, не должны превышать величин, указанных в табл. 1.65.
При компоновке бурильной колонны в нижнюю часть ЛБТ должны
быть включены утяжеленные бурильные трубы, масса которых должна на 25%
превышать осевую нагрузку па долото, заданную геолого-техническим на-
рядом.
При бурении скважин разрешается устанавливать над УБТ стальные
трубы. В этом случае общая масса УБТ и стальных труб должна также пре-
вышать на 25% осевую нагрузку на долото.
При расчете колонны ЛБТ учитывают их потери в массе в промывочной
жидкости.
Масса 1 м ЛБТ с учетом массы замков и высаженных концов трубы в про-
мывочной жидкости различных плотностей приведена в табл. 1.66.
Т а б л и ц а 1.66
1 [аруяшый диаметр ЛБТ, мм Толщина стенки, мм Масса 1 м трубы с учетом массы замков и высадки концов (в кг) н промывочной ИйНДКОСТИ плотностью, кг/см3
1 Л’ 1 л 1.4 2,0
73 93 114 129 129 147 147 9 9 10 9 Н <) 11 4,3 5,4 7,8 8,5 9,8 9,9 11,3 3,9 4,9 7,1 7,8 9,0 9,1 10,3 3,5 4,4 6,4 7,0 8,1 8,2 9,3 2,4 2.9 4.3 4.7 5,4 5,6 6.3
Т ох п о л о г и че с к не о с о б е и и о с т и б у р е п и я
с при ме и е и и е м труб пз л е г к п х сплавов
При бурении с помощью труб выявлены их технологические особенности,
которые необходимо учитывать в процессе проходки скважин.
Облегчение бурильной колонны, достигаемое при использовании ЛБТ,
позволяет бурить скважины глубиной до 4000 м с оснасткой талевой системы
3x4, которая дает значительный технико-экономический эффект.
Легкосплавные бурильные трубы рекомендуется применять в сочетании
с вышками высотой 53 м, которые дают возможность работать со <в сч ам i дл и-
ной 37,5 м. Примененпесвечеп таких длин из ста льпых бурильных труб затруд-
няется ввиду большой их массы (масса 37,5-м свечи пз труб диаметром 141 мм
составляет 1,3 т, тогда как масса свечи той же длины из ЛБТ диаметром 147 мм
с толщиной стенки 11 мм — всего около 600 кг, т. е. легче, чем Обычная
стальная свеча длиной 25 и).
ЛБТ спускают со скоростью, значительно превышающей скорость спуска
обычной бурильной колонны (оснастка талевой системы 3 X 4). В этом слу-
чае в процессе спуска бурильная колонна может оказаться не заполненной
промывочной жидкостью и в результате этого подвергается смятию.
При использовании ЛБТ диаметром 147 мм с толщиной стенки 9 мм
после спуска очередных 1400 м труб колонну следует доливать inn же при-
менять специальный кольцевой перепускной клапан конструкции ВНИИТ-
нефтн.
Легкосплавные трубы имеют пониженную коррозионную стойкость
в щелочной среде, поэтому их нельзя применять при работе с глинистым
раствором, имеющим концентрацию водородных ионов pH более 11.
5* 67
Элементы бурильной колонны
Переводники, для бурильных колонн
Переводники представляют собой разновидность соединительных эле-
ментов бурильной колонны. Применяют переводники в тех случаях, когда
появляется необходимость соединить между собой отдельные части буриль-
ной колонны или присоединить к ней инструмент с различной по типу и раз-
мерам резьбой. Переводники бурильных колонн изготовляют следующих
трех типов: переводники ” ’
переводники ниппельные
переходные (ПП), переводники муфтовые (ПМ),
Рис. 1.39. Переводники переходные ПП:
а — увеличенного сечения; б — широкого сечения; в — нормаль-
ного сечения
Переводники переходные предназначаются для предохранения от быст-
рого износа замковых резьб, подвергающихся частым свинчиваниям и раз-
винчиваниям при спусках и подъемах труб, а также для соединения между
собой двух деталей, отличающихся типом и размером замковых резьб.
Переводники муфтовые и переводники ниппельные применяют в тех
случаях, когда соединяемые концы колонны или инструмента имеют одина-
ковое ниппельное или муфтовое исполнение.
По конструкции, материалу и размерам переводники для бурильных
колонн имеют много общего с бурильными замками, а замковые резьбы их
одни и те же. Наружный диаметр переводников одинаков с наружным диа-
метром замка или равен наибольшему наружному диаметру одной из двух
соединяемых между собой деталей замков. В последнем случае переход к мень-
шему по размеру замку выполняется в виде скоса под углом 35° с наружной
стороны на упорном уступе ниппельного конца или на укорном торце
муфтового конца переводника. Во всех случаях диаметр проходного отверстия
переводника соответствует наименьшему диаметру циркуляционного канала
замка.
Переводники для бурильных колонн изготовляют по ГОСТ 7360—59.
Указанным стандартом предусмотрено изготовление переводников 239 разно-
видностей, явившихся результатом сочетаний трех типов (ЗН,ЗШ,ЗУ) и 17
размеров ниппельного и муфтового исполнения замковых резьб.
Основные размеры наиболее часто применяемых сочетаний резьб пере-
водников типа ПП приведены в табл. 1.67 и па рис. 1.39, типа ПМ — в табл.
1.68 и на рис. 1.40 и типа ПН — в табл. 1.69 и на рис. 1.41. Переводники
изготовляют из стали марок 40ХН или 40Х по ГОСТ 4543 — 71 с механиче-
скими свойствами после термообработки не ниже приведенных в табл. 1.70.
68
С согласия заказчика допускается поставка переводников из стали 45
по ГОСТ 1050—74 или из трубных заготовок стали группы прочности Д
по ГОСТ 631—63 (см. табл. 1.70).
а
Рис. 1.40. Переводники муфтовые ПМ:
а — увеличенного сечения; б — широкого сечения; в — нормаль-
ного сечения
Переводники любого типа и размера изготовляют с замковой резьбой
как правого, так п левого направления нарезки. Размеры резьбы и требова-
ния к ее качеству должны соответствовать ГОСТ 5286—58 для бурильных
замков.
На наружной цилиндрической
поверхности каждого переводника
на пояске для маркировки наносят:
— товарный знак иредириятия-
поставщика;
— обозначение типоразмера пе-
реводника;
— марку стали;
— дату выпуска (месяц, год);
— номер стандарта.
На переводниках, так же как и
на замках с резьбами левого направ
ления нарезки, кроме пояска для
маркировки на расстоянии 10 мм от
него протачивается дополнительный
опознавательный поясок шириной
5 мм.
0,^
В условное обозначение пере-
водников входят типоразмер пере-
водника и номер стандарта, в соот-
а
б
Рис. 1.41. Переводники ниппельные
ПН:
ветствиь с которым они изготовля-
ются, а для переводников с резьбами
а — увеличенного сечения; б — широкого
сечения
левого направления нарезки ставит-
ся буква Л.
Пример условного обозначения переводника переходного с резьбами
правого направления нарезки 3-147 и 3-189:
Переводник 11П-3-14713-189 ГОСТ 7360—59.
Пример условного обозначения переводника муфтового с резьбами ле-
вого направления нарезки 3-161 и 3-152:
Переводник ПМ-3-16113-152Л ГОСТ 7360—59.
69
Г а б л п ц а 1 Ji7
Размеры, допускаемые отклонения и масса переводников переходных для бурильных колонн
Обозначение типоразмера переводника Обозначение резьб переводилка D Di (1 L 1 Масса пере- вод- ника, кг Обозначение типа- размера замков, с которыми соеди- няется Переводник
муфтовый конец ниппель- ный конек Размеры, мм
ПП-3-76/3-76 3-76 3-76 95 — 32 — 375 88 14 ЗН-95/ЗП-95
ПП-3-76, 3-88 11П-3-76/3-88А 3-88 108 ИЗ 95 38 400 96 20 22 ЗН-95/ЗН-108 ЗП-95/ЗН-НЗ
ПП-3-88/3-76 ПП-3-88/3-76А 3-88 3-76 108 ИЗ 32 88 18 20 ЗН-Ю8/ЗН-95 ЗН-ИЗ ЗН-95
1111-3-88/3-88 ПП-3-88/ 3-88А 3-88 108 ИЗ •— 38 96 19 21 ЗП-108/ЗН-108 3H-113/3H-113
ПП-3-88/3-121 ПП-3 88/3-121А 3-121 146 108 ИЗ 58 80 425 102 ж 37 ЗН-108/ЗШ-146 ЗН-113/ЗШ-146
ПП-3-88/3-133 ПП-3-88/3-133А 3-133 155 108 ИЗ 95 114 42 43 ЗН-Ю8/ЗУ-155 ЗН-ЦЗ/зу-155
ПП-3-121 /3-88 ПП-3-121/3-88 А 3-121 3-88 146 155 108 ИЗ 38 — 96 31 32 ЗШ-146/ЗН-108 ЗШ-146/ЗН-113
II П-3-121-3-121 ПП-3-121/3-133 3-121 3-133 146 80 95 102 114 30 35 ЗШ-146'3111-146 ЗШ-146 'зу-155
ПП-3-121/3-147 ПП-3-121/3-152 3-U7 3-132 1 78 197 101 89 450 4/5 127 52 69 ЗШ И6''31П-178 ЗШ-146/ЗЦ-197
ПП-3-121/3-161 3-121
ПП-3-121/3-171 ПП-3-121/3-189
ПП-3-133-3-121 ПП -3-133/3-133 3-133
ПП-3-133/3-147 ПП-3-133/3-152 ПП-3-133/3-161 П П-3-133/3-171 ПП-3-133/3-189
ПП-3-147/3-121 ПП-3 147/3 133 ПП-3-147/3-147 ПП-3-147/3-152 3-147
ПП-3-147/3-161 ПП-3-147/3-171 ПП-3-147/3-189 3-147
ПП-3-152/3-121 ПП-3-152/3-133 ПП-3-152/3-147 ПП-3-152/3-152 ГГП О А си /о л nil и-Шй/и-хщ 3-152
ПП-3-152/3-171 ПП-3-152/3-189
3-1G1 185 146 80 120 450 127 54 ЗШ-146/ЗУ-185
3-171 3-189 203 212 127 148 475 75 87 ЗШ-146/ЗШ-2ОЗ ЗШ-146/ЗУ-212
3-121 155 — 425 102 31 ЗУ-155/ЗШ-146
3-133 — 95 — 114 28 ЗУ-155/ЗУ-155
3-147 178 101 — 450 42 ЗУ-155/ЗШ-178
3-152 197 155 89 — 475 63 ЗУ-155/ЗН-197
3-161 3-171 185 105 120 450 127 48 ЗУ-155/ЗУ-185
203 127 475 65 ЗУ-155/ЗШ-2ОЗ
3-189 212 148 76 ЗУ-155/ЗУ-212
3-121 3-133 178 146 155 80 95 — 450 102 114 43 40 ЗШ-178/ЗШ-146 ЗШ-178/ЗУ-155
3-147 — 101 — 127 42 ЗШ 178/ЗШ-178
3-152 197 178 89 — 475 63 ЗШ-178/311-197
3-161 185 178 101 120 450 49 ЗШ-178/ЗУ-185
3-171 3-189 203 212 127 148 127 66 П ЗШ-178/ЗШ-2ОЗ ЗШ-178/ЗУ-212
3-121 3-133 146 155 80 95 — 475 102 114 58 55 ЗН-197/ЗШ-146 ЗН-197/ЗУ-155
3-147 3-152 197 178 101 89 — 56 64 ЗН-197/ЗШ-178 ЗН-197/ЗН-197
3-161 203 lifo 121» — 127 52 ЗН-197/ЗУ-185
3-171 197 122 127 61 ЗН-197/ЗШ-2ОЗ
3-189 212 148 70 ЗН-197/ЗУ-212
II родолжепие табл. 1.67
Обозначение типоразмера переводника Обозначение резьб переводника D I»! d dt L 1 Масса пере- Обозначение типо- размера замков,
муфтовый конец ниппель- ный Размеры, мм пика, кг с которыми соеди- няется переводник
конец
ПП-3-161 /3-121 3-121 146 80 102 ЗУ-185/ЗШ-146
ПП-3-161/3-133 3-133 185 155 95 — 450 114 41 ЗУ-185/ЗУ-155
ПП-З-161/3-147 3-147 178 101 — 42 ЗУ-185/ЗШ-178
ПП-3-161/3-152 3-161 3-152 197 185 89 — 475 60 ЗУ-185/ЗН-197
ПП-3-161/3 161 3-161 185 — 120 — 450 127 39 ЗУ-185/ЗУ-185
1II1-3-161/3-171 3-171 203 185 127 — 55 ЗУ-185/ЗШ-2ОЗ
ПП-3-161/3-189 3-189 212 132 148 62 ЗУ-185/ЗУ-212
ПП-3-171 /3-121 3-121 146 80 — 102 58 ЗШ-2ОЗ/ЗШ-146
ПП-3-171/3-133 3-133 155 95 —- 114 57 ЗШ-2ОЗ/ЗУ-155
1Ш-3-171/3-147 3-147 203 178 101 — 55 ЗШ-2ОЗ/ЗШ-.178
ПП-3-171/3-152 3-171 3-152 197 89 — 63 ЗШ-2ОЗ/ЗН-197
ПП-3-171/3-161 3-161 185 120 — 475 127 51 ЗШ-2ОЗ/ЗУ-185
ПП-3-171/3-171 3-171 — 127 — 53 ЗШ-2ОЗ-ЗШ-2ОЗ
ПП-3-171/3-189 3-189 203 148 65 ЗШ-2ОЗ/ЗУ-212
11П-3-189/3-133 3-133 155 95 — 114 54 ЗУ-212/ЗУ-155
1Ш-3-189/ 3-147 3-147 178 101 — 56 ЗУ-212/ЗШ-178
ПП-3-189/3-152 3 189 3-152 212 197 89 — 63 ЗУ-212/ЗН-197
ПП-3 189/3-161 3-161 185 120 — 127 62 ЗУ-212/ЗУ-185
ПП-3-189/3-171 3-171 203 127 — 55 ЗУ-212/3 Ш-203
11П-3-189/3-189 3-189 — 148 — 48 ЗУ-212/ЗУ-212
Предельные отклонения ± 0,5 ±0,5 ±1,0 ±1,0 -3,5 —2,0
Обозначение
типоразмера
переводника
ПМ-3-76/3-76
ПМ-3-76/3-88
ПМ-3-76/3-88А
ПМ-3-88/3-88
ПМ-3-88/3-88А
ПМ-3 121/3-121
ПМ-3-121/3-133
ПМ-3-121/3-147
ПМ-3-121 /3-161
ПМ-3-133/3-133
ПМ-3-133/3-147
ПМ-3-133/3-161
Таблица 1.68
Размеры, допускаемые отклонения п масса переводников муфтовых
для бурильных колонн
Обозначение резьб переводника D в, d Масса пере- вод- ника, кг Обозначение типоразмера замков, с которыми соеди- няется переводник
Размеры, мм
3-76/3-76 95 — 45 375 14 ЗН-95/ЗН-95
3-76/3-88 3 76/3-88 108 ИЗ 95 19 21 ЗН-95/ЗН-108 3H-95/3H-113
3-88/3-88 108 ИЗ — 58 400 18 24 ЗН-108/ЗН-108 ЗН-НЗ/ЗН-ИЗ
3-121/3-121 146 — 80 105 425 32 ЗШ-146/ЗШ-И6
3-121/3-133 3-121/3-147 155 178 146 35 49 ЗШ-146/ЗУ-155 ЗШ-146/ЗШ-178
3-121/3-161 3-133/3-133 185 155 50 30 ЗШ-146/ЗУ-185 ЗУ-155/ЗУ-155
3-133/3-147 3-133/3-161 178 185 155 101 105 43 45 ЗУ-155/ЗШ-178 ЗУ-155/ЗУ-185
Продолжение табл. 1.68
Обозначение типоразмера переводника Обозначение резьб переводника D -01 d L Масса пере- вод- ника, кг Обозначение типоразмера замков, с которыми соеди- няется переводник
Размеры, мм
ПМ-3-147/3-147 3-147/3-147 178 - 450 44 ЗШ-178/ЗШ-178
ПМ-3-147/3-152 ПМ-3-147/3-161 ПМ-3-147,'3-171 3-147/3-152 3-147/3-161 197 185 178 101 475 450 65 46 ЗШ-178/ЗН-197 ЗП1-178/ЗУ-185
3-147/3-171 203 69 ЗШ-178/ЗШ-2ОЗ
ПМ-3-147, '3-189 3-147. 3-189 212 ЗШ-178/ЗУ-212
ПМ-3-152/3-152 3-152,3-152 197 — 66 31I-197/3II-197
ПМ-3-152'3-171 3-152/3 171 203 197 4/5 64 ЗН-197,3III-203
ПМ-3-152/3-189 МП-3-161/3-152 3-152/3 -18!) 3-161/3-152 212 197 185 67 60 ЗН-197/ЗУ-212 ЗУ-185/ЗП-197
ПМ-3-161/3-161 3-161/3-161 185 — 132 450 41 ЗУ-185/ЗУ-185
ПМ-3-161 /3-171 3-161/3-171 203 185 127 58 ЗУ-185/ЗШ-2ОЗ
ПМ-3-161/3-189 3-161/3-189 212 132 61 ЗУ-185/ЗУ-212
ПМ-3-171/3-171 3-171/3-171 203 — 127 160 475 58 ЗП1-2ОЗ/ЗШ-2ОЗ
ПМ-3-171/3-189 ПМ-3-189/3-189 3-1'1/3-189 3-189/3-189 212 203 62 49 ЗШ-2ОЗ/ЗУ-212 ЗУ-212/ЗУ-212
Предельные отклонения ±0,5 ±0,5 ±1,0 —35
типоразмера переводникааСКа П°Д УГЛ°” ВЫт,Л,1яетСЯ конце переводника с резьбой,
указанной на первом месте в обозначении
Т а б .1 11 ц а 1.69
Размеры, допускаемые отклонения и масса переводников ниппельных для бурильных колонн
Обозначение типоразмера переводника Обозначение резьб переводника D Г>1 d L 1 ' 1 ' 1 Масса пере- водника, кг Обозначение типоразмера замков. с которыми соединяется мереводник
Размеры, мм
ПН-3-76/3-76 3-76/3-76 95 — 32 — 475 88 — 18 ЗН-95/ЗН-95
ПН-3-88/3-88 ПН-3-88/3-88А 3-88/3-88 3-88/3-88 108 113 — 38 — 500 96 — 24 26 ЗН-108, 311-108 3H-113/3H-113
ПН-3-121 '3-121 3-12b 3-121 146 80 • 95 101 120 525 102 — 36 ЗШ-146/3111-146
П11-Г121/3-133 п Н-3-121 /3-147 ПИ-3-121/3-161 3-12J/3-133 3-12/3-147 3-121'3-161 155 178 185 146 114 127 41 (in ЗШ-146/ЗУ-155 ЗШ-146/3111-178 3111-146. ЗУ-185
I1H-3-133/3-133 пн-3-133/3-147 ПП-3-133/3-161 3-133/3-133 ЗИЗ8'' 3-147 3-133,3-161 155 178 185 155 95 101 120 114 127 48 54 ЗУ-155/ЗУ-155 ЗУ-159/3111-178 ЗУ-15-''ЗУ-185
ПП-3-147/3-147 3-147/3-147 178 — 101 — 550 127 — 51 ЗШ-178/'зШ-178
ПН-3-147/3-152 ПИ-3 147/3 161 3-147/3-152 3-147/3-161 197 185 178 89 101 101 * 120 127 127 70 57 ЗШ-Ц8//ЗН-197 31П-1 А/ЗУ-185
II p <i д о -i и: с н'и г табл. 1.69
Обозначение типоразмера переводника Обозначение резьб переводника D Dt d d, L I 1, Масса пере- i водника, кг Обозначение типоразмера замков, с которыми «Соединяется переводник
Размеры, мм
ПН-3-147/3-171 ПН-3-147/3-189 3-147/3-171 3-147/3-189 203 212 178 lol 127 148 550 127 127 69 78 ЗШ-178/ЗШ-203 ЗШ-178/ЗУ-212
ПН-3-152/3-152 [Щ-3-152/3-171 ПН-3-152/3-189 ПН-3-161/3-152 3-152/3-152 3-152/3-171 3-152/3-189 3-161/3-152 197 203 212 197 197 185 , 89 127 148 12o * 127 81 89 73 ЗН-197/ЗН-197 ЗН-197/ЗШ-2ОЗ ЗН-197/ЗУ-212 ЗУ-185/ЗН-197
ПН-3-161/3-161 ПН-3-161/3-171 ПН-3-161/3-189 пн-3-171 /3-171 3-161/3-161 3-161/3-171 3-161/3-189 3-171/3-171 185 203 212 203 185 12i i 12" 148 127 148 148 127 59 69 59 ЗУ-185/зу-185 ЗУ-185/ЗШ-203 ЗУ-185/зу-212 3Ш-2ОЗ/3Ш-2ОЗ
ПН-3-171/3-189 ПН-3-189/3-189 3-17V,3-189 3-189/3-189 212 203 127 69 56 3Ш-2ОЗ/3У-212 ЗУ-212/ЗУ-212
Предельные отклонения ±0,5 ±0,5 ±1,0 ±1.0 -3,3 -2,0 -2,0
п Р и м е ч а н и я: 1. Фаека п д углом 35° выполняется на конце псреводн11кЭ с резьбой, указанной на црРВОм месте в обозначении
типораз“ера переводника.
2. у переводников с размеРаыи d,, отмеченными звездочной, фаска под углОм 30“ выполняется па стороне, nPOTnBQnOd,Q)KHofi указан-
ной на ₽ис. 1.4 1
Таблица 1.70
Марка стали Временное сопротивле- ние разрыву, кгс/мм2 Предел теку- чести. к гс/мм2 Относитель- ное удлинение % Относи- тельное сужение, % Ударная вязкость. кгс-м/см8 Твердость по Бринеллю НВ
40ХН 40Х 78 58 не менее 14 50 8 255-321
45 70 45 14 50 5 217-285
При транспортировании и хранении переводников их резьбы необходимо
предохранять от механических повреждений и коррозии. Каждая поставлен-
ная партия переводников сопровождается документом, удостоверяющим
соответствие их качества требованиям ГОСТ 7360—59.
Фильтр для бурильных колонн
Для очистки циркулирующего бурового раствора от посторонних при-
месей, которые могут проникнуть внутрь турбобура и вызвать его остановку,
на многих буровых предприятиях при турбинном бурении применяют фильтр
ФБ (рис. 1.42). Фильтр состоит из перфори
рованного патрубка 1, оканчивающегося фа-
сонным фланцем 2, и патрубка 3, обеспечива-
ющего устойчивость фильтра.
Для уменьшения гидравлических потерь
и увеличения срока службы на верхней ча-
сти перфорированного патрубка привари-
вается наконечник 4 конической обтекаемой
формы, изготовляемый из твердого металла.
Фильтр устанавливается внутри бурильной
колонны между ведущей трубой и верхней бу-
рильной трубой перфорированным патрубком
вверх. Струя промывочной жидкости при дви-
жении вниз, проходя через отверстия в верх-
ней -----х------- -----------------х—
тра
бок
части фильтра, попадает в полость филь-
и оттуда через нижний открытый патру-
поступает в бурильную колонну.
В отличие от других конструкций фильтр
предотвращает размыв бурильных труб и
замков струей промывочной жидкости, особен-
но при
большим
телей.
ФБ
употреблении буровых растворов с
содержанием абразивных утяжели-
Протекторные кольца
Протекторные кольца служат для защиты
обсадных колонн от возможных повреждений
замками бурильной
ющейся при работе в скважине, а также для
предохранения самих
По своей конструкции протектор может быть
выполнен в форме разъемного пли неразъемного
колонны, перемеща-
замков от истирания.
Рис. 1.42. Фильтр ФБ для
бурильных колонн
-н
77
Таблица 1.71
Размеры протекторных колец по ГОСТ 6365—74 (в мм)
”1'И11 D d it. Di 11 /1 I Размер буриль- ной Трупы, для которой пред- назначается КОЛ !,ПО ; 11 а)>\жный дна- I метр кольца, надетого ла трм- ’Л'
(cirpar очиыс) i.CJipai очные)
А 90 50 56 85 155 135 149 73 115
i; 115 75 81 103 150 130 144 89 128
р> 142 90 100 125 195 165 185 114 162
и. 150 95 105 132 195 165 185 114 170
г 165 100 ПО 147 200 170 190 140 200
Д 190 120 130 173 210 180 200 168 225
Допу-
стимые
откло-
нения
кольца. Отечественная промышленность изготовляет протекторные
кольца неразъемные. Однако за последнее время уделяется внимание разра-
ботке. конструкции разъемных протекторных колец, опытные партии которых
проходят испытания при проводке глубоких скважин. Неразъемные резино-
вые протекторные кольца изготовляют в соответствии с треоованиями ГОСТ
Рис. 1.43. Протекторное резиновое
кольцо
(5365—74. Форма протектора и раз-
мера кол) ца даны па рис 1 43 и в
табт . 1 .71 .
По физико-механическим пока-
зателям резина для изготовления
колец соответствует нормам, указан-
ным в табл. 1.72. Кольца должны
бпт1 монолитными, рабочая поверх-
ность кольца должна быть гладкой,
не иметь трещин, пузырей. Перед
монтажом на трубу кольцо должно
быть подогрето в горячей воде при
температуре 80—90° С в течение 10—
15 мин. Для монтажа кольца приме
пяют пневмомашинку, которая со
стоит из цилиндра и поршня, свя-
занного с подвижным фланцем, it ко-
торому прикреплены захваты. К верхней крышке крепится шток, оканчи-
вающийся конусом с внутренней замковой резьбой, для соединения бу-
рильной трубы с пневмомапшиьой. При иодаче воздуха в нижнюю полость
цилиндра поршень вместе с подвижным фланцем и захватами движется вверх.
Машинка может быть использована как при падеванпи на подвешенные
вертикально трубы, так и па трубы, расположенные па стеллажах в горизон-
тальном положении. Управление ццевмома|шшкой дистанционное. Пневмо-
машинка развивает осевую нагрузку до 6 тс, необходимую для надевания
современных типов протекторных резиновых колец. Время надевания кольца
составляет 1,0 —1,5 мин. Разработанная институтом СевКав НИПНиефгь
и изготовленная Грозненским ремонтно-механическим заводом опытная пар-
тия пневмомапншок была успешно применена пр и надевании колец в процессе
78
Таблица 1.72
Показатели
Нормы
Предел прочности при разрыве, кгс/см2, не менее.........
Относительное удлинение при разрыве, % , не менее . . .
Относительное остаточное удлинение после разрыва, %, не
более ....................................................
Сопротивление раздиру, кгс/см, не менее.................
Изменение массы при испытании на набухание в течение 24 ч
при 20 ± 5° С в нефтяной жидкости марки СЖР-1%, не более
Изменение массы при испытании на набухание в течение 24 ч
при 20 + 5° С в объемной смеси из 95% бензина «Калоша»
(ГОСТ 443—56) и 5% бензола (ГОСТ 8448—61), %, не более
Коэффициент старения пои 150° С после 24 ч пребипчния в не-
фтяной жидкости марки СЖР-1, не менее:
по прочности .............................................
по относительному удлинению ..........................
Твердость по прибору ТМ-2, условные единицы.............
Истираемость, см3/кВт-ч, не более ......................
170
450
27
50
3
15
ОД
0,5
55—65
200
проводки глубоких скважин во многих объединениях нефтяной промьпплеп-
ности. Пневмомашинки производит Краснодарский опытный завод «Нефте-
машремонт».
Для предохранения кольца от повреждения при монтаже замок буриль-
ной трубы не должен иметь заусенцев и острых кромок. Замок и место посадки
кольца на трубе должны быть очищены. Применение смазок, облегчающих
монтаж кольца, не допускается.
Для предохранения кольца от перемещений па трубе используют клей,
полимеризующиеся составы в соответствии с инструкциями по их применению.
Институтом СевКавНИПИнефть для надежного закрепления кольца на трубе
рекомендован непритовый клей с хлорным железом или клей 88 для крепления
резины к стали в холодном состоянии.
Для обеспечения безирепятственного прохождения через ротор протек-
торных колец и замков бурильных труб должна соблюдаться центровка буро-
вой вышки и ротора относительно устья скважин.
Проводятся также опытные работы по разработке более совершенных
протекторных колец. Изыскания ведутся в направлении достижения макси-
мальной работоспособности резиновых протекторов за счет оптимального
сочетания геометрической формы п конструктивных размеров колец и пока-
зателей физико-механических свойств резины, применяемой в качестве мате-
риала для их изготовления. С этой целью подвергались изменению фэрма
поперечного сечения, чтобы получить значительное натяязенпе средней части
кольца и увеличить силы трения, а также удержать протектор па трубе
за счет упругих свойств резины. С этой же целью изменялись размеры внутрен-
него диаметра кольца и его высота.
В качестве материала для изготовления протекторов использовали резину
марки 1125/8М, разработанную НПИРП, отличающуюся теплостойкостью
при температуре до 150° С, а также нефте- и износостойкостью.
Положительные результаты получены также при испытании разрабо-
танной в НИИРП резины ИРП-1385 на основе СКИ-26М в водных растворах
до 4-150° С. Изготовленные из этой марки резины различные опытные конст-
рукции протекторных колец прошли испытания и позволили выявить наибо-
лее перспективные конструкции протекторов.
Наибольшего внимания заслуживают протекторы увеличенной высоты
и бочкообразной формы максимально «разгруженные» от статических напря-
жений, по хорошо закрепляемые па трубах .за счет применения «адгезионного
79
клея, вводимого между резиной кольца и металлом трубы. В результате
проведенных исследовании различных рецептур были получены марки опыт-
ных нефтестойких резин на основе СКН-40М (Б-70, Б-74, Б-75, Б-76).
Обратные клапаны для бурильных колонн
Обратные клапаны, устанавливаемые на бурильных колоннах, предназ-
начены для предотвращения выбросов жидкости из скважины через буриль-
ные трубы в процессе бурения.
Таблица 1.73
Техническая характеристика обратных клапанов
для бурильных колонн
Типоразмер клапанов D, мм L, мм Обозначение замковой резьбы по ГОСТ 5286—58 Масса, кг, не более
КЗН-80 80 240 3-62 7,2
КЗН-95 95 260 3-76 8,7
КЗН-108 108 280 3-88 11,8
кзн-пз 113 280 3-88 13,7
КЗН-140 140 310 3-117 21,7
КЗН-172 172 350 3-140 36,4
КЗН-197 197 370 3-152 46,2
КЗШ-108 108 260 3-92 11,0
К31П-118 118 280 3-101 13,2
КЗШ-146 146 310 3-121 23,1
КЗШ-178 178 350 3-147 45,5
K3III-203 203 370 3-171 46,2
КЗУ-108 108 260 3-92 21,0
КЗУ-118 118 290 3-102 25,2
КЗУ-155 155 350 3-133 42,9
КЗУ-185 185 370 3-161 58,5
КЗУ-212 212 370 3-189 72,0
В соответствии с типами бурильных замков
предусмотрены обратные клапаны следующих трех
типов:
КЗН — для колонны с замками с нормальным
проходным отверстием;
K3IU — для колонны с замками с широким
проходным отверстием;
К ЗУ — для колонны с замками с увеличенным
проходным отверстием.
Клапаны изготовляют справой или левой зам-
ковой резьбой в соответствии с требованиями
ГОСТ 9342—60. Резьбы обоих концов клапана вы-
полняют в соответствии с требованиями к замковой
резьбе по ГОСТ 5286—58. Основные размеры кла-
панов соответствуют указанным на рис. 1.44 и в
табл. 1.73. Выпускаются также клапаны КОБ ЗП1-178
с самоуплотняющейся манжетой.
Рис. 1.44. Обратный клапан для бурильных колонн
80
11 ромежуточные опоры профильного сечения
<)ля утяжеленных бурильных труб
Искривление утяжеленных бурильных труб в результате потери устой-
чивости прямолинейной формы равновесия приводит к ухудшению передачи
нагрузки на долото, неравномерному вращению и к другим явлениям, отри-
цательно влияющим на процесс бурения. С целью улучшения работы утя-
желенных бурильных труб но всей их длине устанавливают промежуточные
опоры.
Для повышения надежности работы форма и размер опор должны обес-
печить ограничение поперечной деформации утяжеленных бурильных труб,
Замкова» июьОа 3~121 ГОСТ 32ВВ~58 2 1
Рис. 1.45. Общий вид промежуточной опоры
профильного сечения:
вынос разбуренной породы, наименьший контакт со скважиной. Наибольшее
применение получили опоры квадратного сечения.
Наличие промежуточных опор не только обеспечивает вертикальность
утяжеленных бурильных труб, но и предупреждает их прихват, особенно
на участках высоконроницаемых пластов благодаря ограничению площади
контакта утяжеленных бурильных труб со стенками скважины.
На рис. 1,45 изображена промежуточная опора квадратного сечения
для долота диаметром 190 мм конструкции АзНИПИнефти. Опоры для 140—
214-мм долот изготовляют из стального проката, для 243—269-мм долот —
из стального литья.
Ребра промежуточных опор армируются штырями из твердого снлава.
Диаметр описанной окружности промежуточных опор утяжеленных буриль-
ных труб меньше диаметра долота и равен 0,95 Ниже приведены размеры
опор. Зазор между скважиной и опорой составляет 8—14 мм в зависимости
от размера долота.
Диаметр долота, мм 140 151 190 214 214 243 269
Размер диагонали
промежуточной опо-
ры, мм............. 133 143 153 181 203 230 255
Расстояние между опорами определяется из условия обеспечения устой-
чивого равновесия рассматриваемого участка под действием осевой нагрузки
и в процессе вращения (см. главу 4).
6 Заказ 754 81
Промежуточные опоры устанавливают в компоновке с утяжеленными
бурильными трубами после спуска и цементирования промежуточной колонны
(или хвостовика) как в роторном, так и в турбинном бурении. Бурение с при-
менением промежуточных опор должно проводиться непосредственно после
разбуривания башмака предыдущей промежуточной колонны, при этом
утяжеленные бурильные трубы с опорами собирают последовательно по
мере углубления скважины.
Глава 2
КОНТРОЛЬ РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ
Калибры, их хранение и ремонт
а. Калибры для резьбы бурильных труб по ГОСТ 631—63
Для проверки резьбы бурильных труб и муфт к ним по ГОСТ 631 —63,
а также трубной резьбы замков бурильных труб по ГОСТ 5286—58 применяют
следующие калибры:
1) резьбовой калибр-пробку для проверки резьбы муфт и трубной резьбы
замков бурильных труб по натягу, а также для припасовки резьбовых калпб-
ров-колец (рис. 2.1, а);
2) резьбовой рабочий калибр-кольцо для проверки резьбы бурильных
труб по натягу (рис. 2.1, б);
3) гладкий контрольный конический калибр-пробку для припасовки
гладких рабочих калибров-колец (рис. 2.1, в);
4) гладкий рабочий конический калибр-кольцо для проверки конусно-
сти резьбы труб по наружному диаметру (рис. 2.1, г);
5) гладкий рабочий конический калибр-пробку для проверки конусности
резьбы муфт бурильных труб и трубной резьбы замков бурильных труб по
внутреннему диаметру (сплошная пробка для труб диаметром до 114 мм
и крестовина для остальных размеров, рис. 2.1, д').
Из партии резьбовых калибров-пробок отбирают калибры, используемые
затем как контрольные для припасовки резьбовых калибров-колец.
Для проверки углубления («кармана») резьбы применяют полную глад-
кую укороченную пробку, а для проверки овальности — гладкий калибр-
пробку (лопатку).
Резьбовые калибры для проверки резьбы бурильных труб с высаженными
концами и муфт к ним, а также бурильной резьбы в замках изготовляют в соот-
ветствии с ГОСТ 10653—63 «Калибры для резьбы бурильных труб с выса-
женными концами и муфт к ним».
Размеры и профиль резьбы калибров должны соответствовать величинам,
указанным на рис. 2.2 и в табл. 2.1, 2.2.
Шаг резьбы измеряется параллельно оси резьбы; биссектриса угла про-
филя перпендикулярна к оси резьбы; конусность резьбы 2 tg <р = 1 : 16;
форма проточки по впадинам резьбы не стандартизируется.
Отклонения по шагу резьбы, половине угла профиля ,а также конусно-
сти по линии среднего диаметра не должны превышать величин, указанных
в табл. 2.3.
Технические требования к калибрам
1. Калибры-кольца и измерительные части калибров-пробок изготовляют
из стали марок ШХ15 по ГОСТ 801—60 или ХГ и X по ГОСТ 5950—73.
Калибры в процессе изготовления должны быть подвергнуты старению.
Твердость поверхности резьбы и измерительных плоскостей устанавли-
вается в пределах НРС56—64.
2. Первые витки резьбы с каждой стороны калибра должны быть притуп-
лены до основания.
82
ОсниЬная njiDCKOCiTiu Г rW^ а / /— Измерительная плоскость^^ в J Й| Измерительная —777/— .плоскость .Основная г ^Линмость । ДтЦДД цМд 5 Рис. 2.1. Калибры для проверки резьбы бу- рильных труб и муфт к ним: а — резьбовой калибр-пробка; б — резьбовой ка- либр-кольцо; в — гладкий калибр-пробка (контроль- ная); г — гладкий калибр-кольцо; д — гладкий ка- либр-пробка (крестовина) * -L »Ч // bowF Г ""z 7 J * / в- ЛШЖ y^WW" < f 'у/ I 7 1 'л///'/.''//. Ось пез/Лм УллУлл ' 1 "5 *-7'1' 1 —* L. L ...... . , Линия, параллельно я оси резьвы г 11 <У/у/ JX. 1 it'" iZzX 1 ^ ''^У/УтО’ 7 лшД V/^// ' Г т J ! Н — I I Ь,/ 2 1 : 7 тз~ / i -jj- Линия среднего i i Линия среднего '. ; диаметра 1 i | диаметра 1 | Л'сн о Лния ""-ОснОиная плоскость плоскость a f Рис. 2.2- Резьбовые калибры для проверки трубной резьбы бу- рильных труб и муфт к ыим по ГОСТ 631—63: а — проФИль резьбы калибра-пробки; б профиль резьбы калибра-кольца. 7 ~ иэме1)пггльные плоскости (измеР1^. тьная плоскость пробки смещена на 5 мм °т конца сбега резьбы на трубе'* g — измерительная плоскость; 3 — наллбр-кольцо; 4 — калибр-пРо 'а; ,$ — Основная плоскость
У СлОВоЫЙ диаметр трубы 11 реэ
60 73 89 102 114 127 140 168 3,
Условный
диахметр
трубы
60
73
89
102
114
127
140
168
lar ьбы S Размеры калибров для труб с высаженными внутрь концами (в мм) а 6 л п ц а -1 Диаметр в основной плоскости
пробка КОЛЬЦО
d, dl max dt d. dmln
номи- нальный предель- ное откло- нение номи- нальны!! предель- ное откло- нение номи- нальный предель- ное откло- нение номи- нальный предель- ное откло- нение
L75 59,665 72,365 88,240 100,940 113,640 126,340 140,640 167,615 +0,075 —0,125 58,439 71,139 87,014 99,714 112,414 125,114 139,414 166,389 ± 0,025 56,553 69,253 85,128 97,828 110,528 123,228 137,528 164,503 57,213 69,913 85,788 98,488 111,188 123,888 138,188 165,163 +0,125 —0,075 •Зу 58,439 71,139 87,014 99,714 112,414 125,114 139,414 166,389 П р о д о ±0,025 ч жен пе 60,325 73,025 88,900 101,600 114,300 127,000 141,300 168,275 табл. 2.1
Li 1, 1 Ширина проточки В Длина кольца Диаметры Капапкз И цч-иг для Ролец llpi1 совке к пробке п
M11- bua.i предель- ное откло- нение ним ii- нал ьная иредель- ное откло- нение D 1 min ^2 max
1 I li 6 6 *,5 19,935 39,065 52,065 52,065 61,065 71,065 71,065 77,065 83,565 20±_2 46,88 59,88 59,88 68,88 78,88 78,88 84,88 91,38 ±0,3 63 76 92 106 118 131 145 172 55 68 84 96 109 122 136 163 0,35 14,5 -ь о,1
Таблица 2.2
Размеры калибров для труб с высаженными наружу концамиу(в мм)
Условный диаметр трубы Шаг резьбы 8 Диаметры в основной плоскости
пробка КОЛЬЦО “min
d dj max d, d2
предель- номи- ное нальный откло- нение ном и- нальный предель- ное откло- нение номи- нальный предель- ное откло- нение номи- нальный предель- ное откло- нение
60 73 89 102 114 140 3,175 66,802 81,103 96,470 113,640 126,340 153,340 +0,075 —0,125 65,576 79,877 95,244 112,414 125,114 152,114 + 0,025 63,690 77,991 93,358 110,528 123,228 150,228 64,350 78,651 94,018 111,188 123,888 150,888 +0,125 -0,075 65,576 79,877 95,244 112,414 125,114 152,114 ±0,025 67,462 81,763 97,130 114,300 127,000 154,000
Продолжение табл. 2.2
Условный диаметр трубы Lt 1. 1 Ширина проточки В Длина кольца Диаметры Канавьа b,/2 Натяг для колец при припа- совке к пробке Я
поми- нальная предель- ное откло- нение номи- нальная предель- ное откло- нение D1 min D2 max
60 73 89 102 114 8 140 54 67 67 86 86 92 + 4 19,935 39,065 52,065 52,065 71,065 71,065 77,065 20+2 46,88 59,88 59,88 78,88 78,88 84,88 ±0,3 71 85 100 117 130 157 61 76 91 98 121 148 0,35 14,5 + 0,1
Таблица 2.3
Калибр Предельные отклонения
по шагу резьбы, мм по полопине угла профиля резьбы, мин по конусности по линии среднего диаметра, мм
Пробка ±0,015 ±12 +0,025
Кольцо ±0,022 ±18 —0,005 -0,030
Примечания: 1. Отклонения по шагу резьбы относятся к расстоянию между
любыми двумя витками резьбы калибра. 2. Отклонения по шагу между внешней боко-
вой стороной профиля первого полного витка у торцов пробки или кольца и соответст-
вующей по наклону стороной любого другого витка резьбы не должны превышать пре-
дельных отклонений по шагу со знаком плюс, указанных в табл. 2. 3; отклонения
со знаком минус не нормируются. 3. Отклонения конусности по линии среднего диа-
метра резьбы калибра относятся соответственно к длине резьбы пробки и кольца ми-
нус два их крайних витка (по одному с каждой стороны). 4. Величина Ь должна быть
не!менее 0,5 шага резьбы.)^
3. Шероховатость поверхности резьбы (за исключением проточек по впа-
динам) должна быть не ниже 9-го класса чистоты, а измерительных плоско-
стей — не ниже 8-го класса по ГОСТ 2789 — 73.
4. Отклонения от прямолинейности сторон профиля резьбы калибров
не должны обнаруживаться при проверке на микроскопе 30-кратного увели-
чения.
Калибры кольца должны быть припасованы к калибру-пробке с натягом
Н, указанным в табл. 2.1—2.2. Калибр-пробка для припасовки должен быть
отобран или изготовлен отдельно с отклонениями шага резьбы не более
±0,013 мм, а отклонение половины угла профиля не должно превышать
±10 мин. Отклонение конусности указано в табл. 2.3. Калибр-пробка для
припасовки должен входить в число заказанных калибров каждой поставки.
К одной пробке должно быть припасовано не более 10 калибров-колец.
Натяг при припасовке колец к пробке определяют после свинчивания
пробки с кольцом усилием одного человека, которое прикладывается к обоим
концам двух стержней, вставленных в отверстия на наружной поверхности
кольца. Длина каждого стержня должна быть равна диаметру кольца. При
припасовке калибра-кольца к калибру-пробке отклонение от параллельно-
сти между измерительными плоскостями не должно быть более 0,05 мм.
Детали калибров должны быть надежно соединены между собой, чтобы
в процессе их эксплуатации измерительные части не качались.
Предельный износ калибров-пробок по среднему диамеру на всей длине
резьбы допускается на величину 0,038 мм для диаметров от 60 до 114 мм
и на величину 0,045 мм для диаметров от 127 до 168 мм.
Величину натяга Н калибров-колец в эксплуатации должны проверять
калибром-пробкой, к которому они были припасованы при изготовлении,
или другой пробкой (по фактическому начальному натягу), предельные откло-
нения которой соответствуют требованиям стандарта.
Предельный износ калибров-колец, определяемый уменьшением номи-
нального натяга, допускается на величину 0,6 мм у калпбров для диаметров
от 60 до 114 мм и на величину 0,75 мм у калибров для диаметров от 127 до
168 мм.
По требованию заказчика допускается поставка отдельно калибров-про-
бок и калибров-колец. Кольца независимо от их количества (до 10) поста-
вляют каждому потребителю, как правило, с пробкой, к которой они были
припасованы.
86
Маркировка и упаковка
На каждом калибре должны быть нанесены:
а) наименование и тип трубы, для которой предназначен калибр;
б) условный диаметр трубы в мм;
в) обозначение калибров с левой резьбой;
г) натяг у торца трубы Ат (номинальный) на кольцах по ГОСТ 631—63
и натяг И (номинальный) на пробках;
д) порядковый номер калибра;
е) месяц и год изготовления;
ж) товарный знак предприятия-поставщика;
з) номер стандарта.
Примеры маркировки
1. Калибр-пробка для бурильных труб с высаженными внутрь концами
условного диаметра трубы 114 мм;
Бур-вн 114 Н 14,5 51 У—65 ГОСТ 10653—63;
(товарный знак завода-поставщика)
2. Калибр-пробка для бурильных труб с высаженными наружу концами
условного диаметра трубы 60 мм и с левой резьбой:
Бур-нар 60 лев Н 14,5 80 УП—65 ГОСТ 10653—63;
(товарный знак завода-поставщика)
3. Калибр-кольцо для бурильных труб с высаженными внутрь (наружу)
концами условного диаметра трубы 140 мм;
Вур-вн (нар) 140 Ат 2,39 30 IV—65 ГОСТ 10653—63;
(товарный знак завода-иосгавщика)
При припасовке к одному калибру-пробке одного или нескольких калиб-
ров-колец номер на эти кольца наносят в виде дроби, числитель которой ука-
зывает номер пробки, а знаменатель — порядковый номер кольца.
Калибр-пробка снабжается аттестатом. В аттестате должны быть ука-
заны фактические отклонения шага, половины угла профиля, конусности
по линии среднего диаметра и среднему диаметру резьбы в основной пло-
скости.
Перед упаковкой каждый калибр должен быть промыт обезжиривающей
жидкостью, не вызывающей коррозии, и смазан составом, предохраняющим
от коррозии.
Смазанные калибры должны быть завернуты во влагонепроницаемую
бумагу и упакованы в тару, обеспечивающую сохранность калибров от повре-
ждений.
Каждая поставляемая партия калибров должна снабжаться документом,
удостоверяющим соответствие калибров требованиям стандарта.
В документе должно быть указано:
а) наименование организации, в систему которой входит предприятие-
поставщик;
б) наименование предприятия-поставщика, его местонахождение (город
или условный адрес);
в) наименование изделия и обозначение резьбы;
г) дата выпуска;
д) количество калибров (пробок и колец) в партии;
е) номер стандарта.
б. Калибры для резьбы бурильных геологоразведочных труб и муфт к ним
по ГОСТ 7909—56, а также для трубной резьбы замков бурильных труб колон-
кового геологоразведочного бурения по ГОСТ 7918—64.
87
Для проверки резьбы бурильных геологоразведочных труб и муфт к ним
по ГОСТ 7909—58, а также для трубной резьбы замков бурильных труб колон-
кового геологоразведочного бурения по ГОСТ 7918—64 применяют следу-
ющие калибры:
1) резьбовой калибр-пробку для проверки резьбы муфт и трубной резьбы
замков по натягу, а также для припасовки резьбовых калибров-колец;
2) резьбовой калибр-кольцо для проверки резьбы труб по натягу;
резьдш ни труди
Ol ь
.резерв
Jia m /и, n a pa juie/i л на н
Рис. 2.3. Резьбовые калибры для проверки трубной резьбы
бурильных геологоразведочных труб и муфт к ним по
ГОСТ 7909-56:
а — профиль резьбы калибра-пробки; б — профиль резьбы калибра-
кольца; угол уклона <р = 1° 47' 24 ", конусность 2 tg <р = 1 : 1 й,
шаг резьбы S измеряется параллельно оси резьбы; биссектриса
угла профиля перпендикулярна к оси
”23) гладкий контрольный конический калибр-пробку для припасовки
гладких рабочих калибров-колец;
4) гладкий рабочий конический калибр-кольцо для проверки конусно-
сти резьбы труб по наружному диаметру;
5) гладкий рабочий калибр-пробку для проверки конусности резьбы
муфт и трубной резьбы замков по внутреннему диаметру (сплошная пробка).
Из партии резьбовых калибров отбирают калибры, используемые затем
как контрольные.
Резьбовые калибры для проверки резьбы бурильных геолого-
разведочных труб и муфт к ним, а также трубной резьбы замков бурильных
геологоразведочных труб изготовляют в соответствии с ГОСТ 8393—57 «Ка-
либры для резьбы бурильных геологоразведочных труб и муфт к ним».
Размеры и профиль резьбы калибров должны соответствовать величинам,
указанным на рис. 2.3 и в табл. 2.4.
88
68
П р и ме ч а к и с. предельные отклонения разности наружных диаметров резьбы пробок и внутренних диаметров резьбы нолей по длине
калибров должны соответствовать допускам на эти диаметры в основной плоскости, указанным в таблице.
+- СО Сл СО 00 'ООО ООО сл СП СП Длина резьбы L
СО Ь5 Ь0> О О W о со *1 ьэ со номи- нальная Разность средних диаметров на длине 1
+0,020 пробки Предельное отклонение
—0,005 —0,025 кольца
О Си Сл ОСЛО номи- нальное Расстояние от изме- рительной плоско- сти до малого торца пробки G
1+ t-ь. ъ предель- ное откло- нение
£***** ср СС» СО СО СО со Сл сл сл Расстояние от измери- тельной плоскости до основной плоскости пробки g
О £» оо н* *4 СО Диаметр проточки на пробке 7)г, не более
*4 0 0 © сл’сп Ширина проточки на пробке и (от измери- тельной плоскости до первого витка), не более
*4 О СП Си О О Диаметр уступа на пробке Рг
О СП Ф* О М СЛ Диаметр расточки в кольце не менее
ООО со со со Сл Сл Сп Проточка по впадинам резьбы 6/2, не более
со о о "с СП СП номиналь- ный Натяг при припасовке кольца к пробке ]1
1+1+1+ рр? bX tab ЬХ предельное отклонение
Размеры резьбы калибров для бурильных геологоразведочных труб (в мм)
Диаметры в основной плоскости
пробка I кольцо
н
о»
ох
ы
S
J5
О»
ьэ
Предельные отклонения по половине угла профиля и шагу резьбы между
двумя любыми витками не должны превышать величин, указанных в
табл. 2.5.
Таблица 2.5
Калибр Предельные отклонения
по шагу резьбы, мм по половине угла профиля резьбы, мин
Пробка ±0,013 ±10
Кольцо ±0,020 ±15
Длина резьбы F калибра-кольца может быть меньше длины I на величину
не более 4 мм. Величина i должна быть не менее половины шага резьбы.
Калибры-кольца должны быть припасованы к калибру-пробке, соответству-
ющему требованиям стандарта, причем этот калибр-пробка должен входить
в число заказанных калибров каждой поставки.
Предельный износ калибров-пробок по среднему номинальному диа-
метру на длине резьбы I допускается на величину 0,050 мм для труб диаметром
42 и 50 мм и на величину 0,060 мм для труб диаметром 63,5 мм.
Натяг Н рабочих калибров-колец в эксплуатации должен проверяться
калибром-пробкой, к которому они были припасованы при изготовлении.
Предельный износ калибров-колец, определяемый уменьшением величины
номинального натяга, допускается на величину 0,5 мм для труб диаметром
42 и 50 мм и на величину 0,7 мм для труб диаметром 63,5 мм. При припа-
совке калибра-кольца к калибру-пробке отклонение от параллельности между
измерительными плоскостями не должно быть больше 0,05 мм.
Размер партии калибров устанавливается соглашением сторон. По тре-
бованию заказчика допускается поставлять отдельно калибры-пробки или
одновременно несколько калибров-колец с одним калибром-пробкой, к кото-
рому припасованы все кольца с натягом Я ± 0,1 мм.
Технические требования к материалу калибров, шероховатости поверх-
ности резьбы, отклонению от прямолинейности сторон профиля резьбы анало-
гичны требованиям к калибрам ГОСТ 10653—63.
Маркировка калибров
На калибрах должны быть нанесены:
а) обозначение резьбы, включающее номинальный диаметр трубы;
б) пометка «лев» для левой резьбы;
в) номинальная величина натяга (на кольцах);
г) порядковый номер калибра;
д) месяц и год изготовления;
е) товарный знак завода-изготовителя.
Калибр-пробка и припасованный к нему калибр-кольцо должны иметь
общий номер.
При выполнении заказа на поставку одного калибра-пробки с несколь-
кими калибрами-кольцами последние маркируют одним номером; каждому
кольцу присваивают литер: «а», «б», «в» и т. д.
Примеры маркировки
1. Калибр-пробка для трубы диаметром 50 мм с правой резьбой:
Труб 50 M20-VI-57
(товарный знак завода-н won > ни! ел я)
90
2. Калибр-кольцо для трубы диаметром 63,5 мм с левой резьбой:
Труб 63,5 лев II-9 № 30а-У1-57
(товарный знак завода-изготовителя)
«. Калибры для замковой резьбы замков бурильных труб по ГОСТ
5286 —58
Для проверки резьбы замков бурильных труб по ГОСТ 5286—58 приме-
няют следующие калибры:
1) резьбовой калибр-пробку для проверки замковой резьбы по натягу
и припасовки рэзьбовых калиэров-колец;
2) резьбовой рабочий калибр-кольцо для проверки замковой резьбы
Измерительные плоскости
'Основная плоскость
I-----------------Z ,--------
Рис. 2.4. Резьбовые калибры для
проверки резьбы замков бурильных
труб по ГОСТ 5286-58:
2 — кольцо; 2 — пробка
замков бурильных труб изготовляют
по натягу;
3) гладкий контрольный кони-
ческий калибр-пробку для припа-
совки рабочих гладких калибров-ко-
лец;
4) гладкий рабочий конический
калибр-кольцо для проверки конус-
ности наружной замковой резьбы
по наружному диаметру;
5) гладкий рабочий конический
калибр-пробку для проверки конус-
ности внутренней замковой резьбы
по внутреннему диаметру — сплош-
ную пробку для замков размером до
146 мм и сварную (крестовину) для
остальных размеров.
Из партии резьбовых калибров
отбирают калибры, используемые за-
тем как контрольные.
Для проверки углубления («кар-
мана») в замковой резьбе приме-
няют полную гладкую укороченную
пробку.
Калибры для проверки резьбы
в соответствии с ГОСТ 8867—58 «Калибры для замковой резьбы».
Размеры резьбы калибров должны соответствовать величинам, указан-
ным на рис. 2.4 и в табл. 2.6 (профиль резьбы см. рис. 2.3).
Предельные отклонения шага резьбы S между любыми двумя витками,
а также половины угла профиля резьбы не должны превышать величин, ука-
занных в табл. 2.7.
Калибры-кольца должны быть припасованы к калибрам-пробкам с на-
тягом:
Н = 15,875+о.ов мм ПрИ конусности резьбы 1 : 4;
Н = 15,875+оюв мм при конусности резьбы 1 : 6.
Натяг Н определяют после затяжки резьбы кольца и пробки при помощи
рычага и падающего с высоты 150 мм груза. Число ударов груза при затяжке
резьбы должно быть не менее 12. Длина рычага 170 мм, масса груза приведена
в табл. 2.8
Измерительная плоскость калибра-пробки должна быть перпендику-
лярна к оси резьбы.
Отклонения (в мм) от перпендикулярности на диаметре не должны
превышать у калибров для резьб:
3-62 , 3-76 , 3-88 , 3-92 ...................................
3-101, 3-102, 3-117, 3-121, 3-133 ........................... 0.020
3-140 , 3-147 , 3-152 , 3-161, 3-171, 3-189 ................. 0,025
Перпендикулярность проверяют на расстоянии 3—5 мм от края фланца.
При припасовке калибра-кольца к калибру-пробке их измерительные
91
26
^wwwwwwwcuwwwwww
Типоразмер замковой резьбы
QO^ICTiCnrfx^OjtO^oOCOGoCiW CO^H-N) ЧОССН“-1№ H.
^^х^^й^^^чСлСЛ^СЛСЛСЛСЛСЛ Число ниток па резьбы 25,4 мм длине
j©j3i cd ,© cd a Ci сл сл C5 сл^сл сл tnjvi WUW'toWMWOO WOO ООО Шаг резьбы S а ф
СЛ СЛ СЛ СЛ СЛ СЛ СЛ 00 00 СЛ 00 00 00 00 CO •с
Е
Х5
СР
Конусность резьбы 2 tg а
er
с\ Е
I_^. k—X. 1—I—S. к L.X . k- я
ooocn>t*»ft*ojcoi^i^cocooooo*acn S3
JO ООрФСЛСЛ О <] WCD's)-^ ifi**Q0 сл Ci о be о о оз 4* be н* Кэ oo Ci co 4s номинальный
BS S
MWH.OOJS'slOCO^O^cnQ'vj^ СР м- С1
OOCDOCOtOCDCnO©QtCtri«J-^ W ро]
~ Е
=и»
1+ предельное S и
отклонение
о W
СЛ •§ о W 5
Oi я
kA Л i_K. —*- ЬЬ Q я ©
ooaicn»fc*>c*cote h^h^oooooocicji co сл сл ©ьэ м-*)слорф»сл N3 co о 4n Сл О Кэ О CO 03 b* 00 О 00 ’►> Ьо Ci о
номинальный S ©1 м*
00CDQ0»fc*H^tfc*O'-fc‘O-«a4>'00C0O-<I COCO^'X^S'^WCO^JsOWCnC'i --v. а •©
€ tl @ И
оз 5 F Я
1+ предельное CD •о Е и
о отклонение *0
Й. 0 3
М» СР
•0 W ©
IT
О1 Е ©
'vJOUi^wMbJp.OOtOCO^ClC,'! внутренний диаметр to
co >-* I-*. I-* *j oo w >-^ -«а ь* i-*- te oo ci te dBH> не Оолее о д
о "о сл сл ел сл о сл сл сл о о сл о сл Я Я
СР
(в ja
f < В0 д Я о © а
oocidj>.toreN3)-4»ocoooo~JCiCn
О № ЬОССОО*0фхЮООСА5№ 03 СО М 03 4S. сл СО Кз со СО 03 ’-J *Ф* О >* ’со ГО '-J номинальный
и*^е
сло^^-'З^се^сооз-еоьэсдзо я л ф
ооозоооелоо^оозгеооь^ехСАЭ - Н № X о *3
1ИЙ не "О
о
<31 ои X ©1
1+ предельное ы ср V о ’я’
О отклонение re S
СР *ТЗ о мм
’W’
ooCTitnJ^J^wte^i-^cococoOociCn оо сл сл ci fe се *а сл о Ci сл re со о сл со Ье о ср оз и*- *оо о оо *4^ Ье Ь> о OOCOOO£*^.^03^.C>*4JSOOCOO<J 00 00н»00^£ч1-ь-03 00нл.£*осзслсл
средний диаметр ^ср н
я
сл
а
00-<]05СЛ45»03С01-к>-».ОС00000—1 Сл наружный диаметр J3
OO©COO*JteOO4sOOOCD0>COcO “нлр> Не мевее 0»
оослслсл'слослслслслооо'сл со
£6
проточна по ьпадинам не стандарт мэщ: стала. Размер dt -* сщагсчнь й»
И
W WWW W'W WCJCCCC WWW CJi to<jot>cn^£*toto^oc>toooaito Типоразмер замковой резьбы
>ь и». |_ь ^л ^л. to ИЛ. to to i— to иь to tab н* 00 00 00 00 00 GpH to to о 00 О 00 СП СП СП Си сл СП О to сл О ел о о о с> о to to номинальная Разность с резьб:
+ + о о to О пробка откло преде :редних дна ы на длине
1 1 оо со 1 кольцо нение льное метров L
totototototota^OOCDOCC'X)QO“-J •vj-j-<-j<o^MCccc>cca'&c. номинальная про!
±2.5 предельное отклонение t4 а; ЙЗ Общая
SSS2Hta5cooo<0*JOO^.lOO*4Cb •-* rta ИЛ. tab ИЛ. 4.x со Qi 1-0 сл G to О to О номинальная W о длина
1+ to СП предельное отклонение t-< 0*' хз о
0,55 0,70 0,55 0,55 0,70 Проточка по впадинам резьбы Ь/2, не более
Оо СЛ £• W W № н- С О О СО *1 С е© I-*- ta* ta^ X.J СО to н* _«Л ьь *•* °° Г° 1^* ЬЭ оь о bi t© о *4^ to х 1 \л. со СП С© --1 оо С5 to о £s js ел о to оо to to >-*. to tab си ьр to »—-ел to co to ** »-• to о ch Диаметр фланца пробки rfi
с© —Д cn to to to to о о zd co * i ch о to to to oo zd 4>* о ст> to о о -n to Внутренний диаметр выточки фланца кольца dtt не менее
to
=е
а
я
Т а б л и ц а 2.7
К ал иб р Предельные отклонения
по шагу резьбы, мм по половине угла профиля резьбы, мин
Пробка ±0,010 ±7
Кольцо ±0,015 ±15
Примечание. Отклсиспия по шагу резьбымежду внешней боковой стороной про-
филя верного полного витка у торцов пробки или кольца и соответствующей по наклону
стороной любого другого витка резьбы не должны превышать предельных отклонений
по шагу со знаком плюс, указанных в таблице; отклонения со злаком минус не
нормируются.
Т а б л и ц а 2.8
Обозначение размера резьбы Масса груза, кг
3-62, 3-76, 3-88, 3-92 1.0
3-101, 3-102, 3-117, 3-121, 3-133 1,5
3-140, 3-147. 3-152, 3-161, 3-171,3-189 2,0
плоскости должны быть параллельны. Отклонения (в мм) от параллельности
не должны превышать у калибров для резьб:
3-62. 3-76, 3-88. 3-92 ..........................................0(120
3-ll.il, .3-120, .3-117, 3-121, 3-133 ..................................... 0 025
3-140, 3-147, 3-17,2, '3-161, 3-171, 3-189 ................... 0 030
Технические требования к материалу калибров, шероховатости поверх-
ности резьбы, отклонению от прямолинейности сторон профили резьбы анало-
гичны требованиям к калибрам по ГОСТ 10653—63.
Маркировка и упаковка калибров
На калибрах-пробках и на калибрах-кольцах должны быть нанесены:
а) обозначение размера резьбы (например, 3-76);
б) пометка «лев» для левой резьбы;
в) порядковый номер калибра (например, № 22);
г) месяц и год изготовления (например, VI—58);
д) товарный знак предприятия-поставщика;
е) номер стандарта.
На калибре-пробке и па припасованном к нему калибре-кольце должен
быть нанесен один и тот же номер.
При припасовке к одному калибру-пробке нескольких калибров-колец
номер на этих кольцах наносится в виде дроби, в числителе которой указы-
вается^номер пробки, а в знаменателе — порядковый номер кольца (например,
Перед упаковкой к ждый калибр должен быть промыт обезжиривающей
жидкостью, не вызывающей коррозии, и покрыт составом, предохраняющим
от коррозии.
Калибры должны быть завернуты в бумагу, предохраняющую их от сы-
рости, и упакованы в прочную тару.
Каждая поставляемая партия калибров должна снабжаться документом,
удостоверяющим соответствие калибров требованиям стандарта (аналогично
ГОСТ 10653—63).
94
Таблица 2.9
Размеры резьбы калибров для замков бурильных геологоразведочных труб (мм)
диаметр бурильной ' Тр у г, 1,1 Диаметры в основной плоскости
пробка КОЛЬЦО
! 1 apvйеный диаметр резьбы dHap средний диаметр резьбы drn внутренний диаметр резьбы %• не более внутренний диаметр резьбы dBH средний диаметр наружный диаметр резьбы dHap. не менее
номиналь- ный предельное отклонение номинальный предель- ное отк- лонение номиналь- ный предель- ное от- клонение
42,0 50,0 63,5 42,75 50,75 63,575 ±0,050 40,808 48,808 61,633 ±0,010 38 46 58,7 38,866 46,866 59,687 ±0,050 40,808 48,808 61,633 43,6 51,6 64,6
Продолжение табл. 2-9
Наружный диаметр бурильной трубы Разность средних диамет- ров на длине 1 ‘ i Наружный диаметр фланца пробки Di Расстояние от из- мерительной пло- скости до малого торца пробки li Длина кольца 1 Диаметр расточки кольца 1Д, не менее Проточка по впади- нам резьбы в, не бо- лее Натяг при припа- совке кольца к пробке Н
номиналь- ная предельное от- клонение номиналь- ная предельное отклонение
номи- нальное предель- ное от- клонение ном и- нальный предель- ное от- клонение
пробки кольца
42,0 8 44,75 52 40 45,5 10
50,0 10 +0,01 —0,01 52,75 62 4-1,9 50 4-1,9 54 0,48 10 4-0,05
63,5 11 —0,03 66,75 72 55 67 15,875
Примечания:!. Отклонения разноети наружных диаметров у пробок и внутренних^диаметров у колец по длине калибров дол-
£5 и:ны быть в пределах допусков на эти диаметры в основной плоскости, указанных в табяице.* 2. Шаг резьбы S = 4,233.
Измерительные плоскости
4ОсноЕно я ело с к петь
---------- ---------
Рис. 2.5. Резьбовые калибры для
проверки резьбы замков бурильных
труб (по ГОСТ 7918-64) колонкового
геологоразведочного бурения:
1 — кольцо; 2 — пробка
г. Иылпбры <1ля резьбы зпмкои б//рп.тпы.г inpi/б к<ыи>н>:<м:о;о
геологираз:ег)очн'>го бу рения по ГОСТ 7918—64
Для проверки резьбы замков бурильных труб колонкового геологораз-
ведочного бурения по ГОСТ 7918—64 размером 42—63,5 мм применяется
такое же количество калибров и такого же наименования, как для замков
бурильных труб по ГОСТ 5286—58.
Для проверки внутренней зам-
ковой резьбы по внутреннему диа-
метру применяются только сплош-
ные гладкие пробки
Резьбовые калибры изготовля-
ется в соответствии с ГОСТ 8392—57
«Калибры для резьбы замков бу-
рильных труб колонкового геолого-
разведочного бурения». Размеры резь
бы калибров должны соответствовать
рис. 2.5 и табл. 2.9 (профиль резьб
см. рпс. 2.3).
Форма профиля резьбы калиб-
ра-пробки и калибра-кольца такая
же, как у калибров по ГОСТ 8867—58.
Шаг резьбы измеряется парал-
лельно оси резьбы. Биссектриса угла
профиля перпендикулярна к оси резь-
бы. Форма проточки по впадинам не
стандартизируется.
Предельные отклонения полови-
ны угла профиля и шага резьбы
между двумя любыми витками по
должны превышать величин, указан-
ных в табл. 2.10.
Калибры-кольца должны быть припасованы к калибру-пробке, соответ-
ствующему требованиям ГОСТ 8392—57, причем этот калибр-пробка должен
входить в число заказных калибров каждой поставки. Предельный износ
калибров-пробок по среднему номинальному диаметру на длине резьбы I
допускается на величину 0,020 мм для замков труб диаметром 42 и 50 мм
и на величину 0,025 мм для замков труб диаметром 63,5 мм.
Натяг Н рабочих калибров-колец в эксплуатации должны проверять
калибром-пробкой, к которому они были припасованы при изготовлении .
Предельный износ калибров-колец, определяемый уменьшением вели-
чины номинального натяга, допускается на 0,10 мм для замков труб диа-
метром 42 и 50 мм п на 0,12 мм для замков труб диаметром 63,5 мм.
Т а б л н ц а 2.10
Калибр 1111,11 ;,Н O I К.MOUCJIIUI
по шагу резьбы, мм ио половине Vi.ты профиля резьбы, мин
Пробка + 0,010 4-7
Кольцо ±0,015 ±15
При меч ание. Отклонения по шагу между и пешней бокопой стороной про-
филя первого полного внткау торцов пробки и кольца и соответствующей ей по наклону
стороной любого другого витка резьбы ве должны превышать предельных плюсовых
отклонений; минусовые отклонения не нормируются.
96
Размер партии калибров устанавливается соглашением сторон. По тре-
бованию заказчика допускается поставлять отдельно калибры-пробки или
одновременно несколько калибров-колец с одним калибром-пробкой, к кото-
рому припасованы все кольца с натягом Н = ±0,05 мм.
Остальные технические требования в основном такие же, как для резьбо-
вых калибров по ГОСТ 8867—58.
Маркировка
На калибрах должны быть нанесены:
а) обозначение резьбы, включающее номинальный диаметр;
б) пометка «лев» для левой резьбы;
в) номинальная величина натяга (на кольцах);
г) порядковый номер калибра;
д) месяц и год изготовления;
е) товарный знак завода-изготовителя.
Калибр-пробка и припасованный к нему калибр-кольцо должны иметь
общий номер.
При выполнении заказа на поставку одного калибра-пробки с несколь-
кими калибрами-кольцами последние маркируют одним номером и каждому
кольцу присваивают литер «а», «б», «в», и т. д.
Примеры маркировки
1. Калибра-пробки для замков размером 50 мм с правой резьбой:
Замков 50 № 34-VI-57
(товарный знак завод t-uзготовителя)
2. Калибра-кольца для замков размером 42 мм с левой резьбой:
Замков 42 лев. НЮ № 46а-У1-57
(товарный знак завода-изготовителя)
Упаковка калибров такая же, как калибров по ГОСТ 8867—58.
0. Калибры для резьбы, геологоразведочных бурильных труб ниппельного
соединения по ГОСТ 8467—57
Для проверки резьбы геологоразведочных бурильных труб ниппельного
соединения но ГОСТ 8467—57 размером 33,5—50 мм применяют следующие
резьбовые и гладкие калибры, изготовляемые по ГОСТ 9375—60:
1) проходной резьбовой калибр-кольцо ПР для проверки наибольшего
допустимого внутреннего диаметра и максимальной толщины витка резьбы;
2) непроходной резьбовой калибр-кольцо НЕ для проверки минималь-
ной толщины витка резьбы;
3) резьбовой калибр-кольцо СП-HE для проверки наименьшего допусти-
мого внутреннего диаметра резьбы (вместо калибров СП-HE можно применять
специальные скобы);
4) предельный гладкий калибр-кольцо ПР и НЕ или скобу для про-
верки наружного диаметра резьбы;
5) проходной резьбовой калибр-пробку ПР для проверки наименьших
допустимых отклонений наружного диаметра и ширины впадины резьбы;
6) непроходной резьбовой калибр-пробку НЕ для проверки наибольшей
допустимой ширины впадины резьбы;
7) резьбовой калибр-пробку СП-HE для проверки наибольшего допу-
стимого наружного диаметра резьбы;
8) предельный гладкий калибр-пробку ПР и НЕ для проверки внутрен-
него диаметра резьбы.
Кроме этих основных резьбовых и гладких калибров применяют вспо-
могательные калибры — для контроля износа калибров ПР и НЕ, а также
для их припасовки — У-ПР и У-НЕ:
1) контрольный калибр-пробку К-И для проверки износа в эксплуатации
резьбовых калибров-колец ПР но ширине впадин;
7 :!а>:аз 75 4
97
Размеры резьбовых
Номинальный диаметр резьбы Проходные ПР
наружный диаметр d, не менее внутренний диаметр d, ширина впадины тп наружный диаметр d, не менее впут дна
номинальный предельное от- клонение новые калибры предел износа
1 номинальный 1
новых изношен- ных
28 33 28 33 25 30 -0.005 —0,014 0 0 3,005 + <)'01В 3,02.9 2S 33 25.2 .30 г
41,5 41,5 38 —о.ооо „ —0,01" | и 2,983+°’и16 | 3 007 41 5 38 2
Размеры резьбовых
Проходные ПР
наружный диаметр d внутренний диа- метр du не более ширина выступа т
номинальный предел отклон новых ьное ение га 3 S К новые калибры предел износа номиналь- ный g предела, ное а отклонение а/
28 28,025 +0,025 +0,012 0 25
33 33,032 +0,029 0 30
41,5 41,582 +0,014 0 38
3,041 27,8 —0 000
3,019 32,8 _00П
Размеры резьбовых конт
Наружный диаметр Внутренний диаметр d|
Номиналь- ный диаметр резьбы У-ПР, К-И, У-ЯЕ и KIJ-HL У-ПР и К-И У-НЕ и КИ-НЕ
номиналь- ный в ределыюе отклонение не более новые калибры
28 33 28 33 +0,009 24,986 29,986 25 30 3,005 ±0,003
41,5 41,5 8,+ ,011 37,983 38 | 2,983 + 0,003 |
рольных пробок (в мм)
З.°00-О,250
ширина выступа m
ьэ внутренний диаметр
di, не более
2) контрольный калибр-пробку КИ-НЕ для проверки износа в эксплу-
атации резьбовых калибров-колец НЕ (применение КИ-НЕ не обязательно);
3) резьбовой контркалибр-проб-
ку У-IIP для припасовки проход-
ного резьбового калибра-кольца ПР
в процессе изготовления;
4) резьбовой контркалибр-проб-
ку У-НЕ для припасовки непроход-
ного калпбра-кольца в процессе
изготовления.
Рис. 2.6. Размеры и профиль резь-
бы геологоразведочных бурильных
труб ниппельного соединения по
ГОСТ 8467—57:
а — профиль резьбы калибрпв-колсц; б —
профиль резьбы калибров-проиои
Пробка К-И не должна ввинчи-
ваться в кольцо ПР. Допускается
частичное свинчивание пробки К-И
с резьбовым кольцом ПР, по резьба
пробки не должна выходить с про-
тивоположной ввинчиванию стороны
кольца.
Пробна КИ-НЕ не должна ввин-
чиваться в кольцо НЕ. Допускается
частичное свинчивание пробки
КИ-НЕ с резьбовым кольцом НЕ. Но
резьба пробки не должна выходить
с противоположной ввинчиванию
стороны кольца.
Припасовка колец с контркалиб-
ром У-ПР и У-НЕ заменяет непосредственное измерение ширины впадины
резьбы колец.
При полном свинчивании колец ПР с пробками У-ПР и колец НЕ с проб-
ками У-НЕ не должно быть качки.
Размеры и профиль резьбы калибров должны соответствовать указанным
на рис. 2.6 и в табл. 2.11, 2,12, 2.13.
Технические требования к калибрам
1. Отклонения по шагу резьбы S (отклонения расстояний между двумя
любыми витками резьбы) не должны превышать ±0,007 мм у рабочих калиб-
ров и ±0,005 мм у контрольных.
2. Отклонение по половине угла профиля, определяемое как сроднее
арифметическое абсолютных величин отклонений обеих половин угла, ие дол-
жно превышать 20'.
Примечание. Для резьбовых колец указанные в пп. 1 и 2 предельные
отклонения шага и угла профиля резьбы должны быть обеспечены точностью
профилирующего инструмента.
3. Допуски предельных гладких калибров должны соответствовать
указанным в ОСТ 1205 для полей допусков Х3 и Ш3.
4. Измерительные части калибров должны быть изготовлены из стали
марки X по ГОСТ 5950—73.
5. Шероховатость поверхности резьбы, за исключением нерабочих по-
верхностен впадин, должна быть не ниже 9-го класса по ГОСТ 2789—73;
чистота нерабочих поверхностей впадин должна быть не ниже 6-го класса,
а чистота других нерабочих поверхностей, прилегающих к рабочим поверх-
ностям, — не ниже 7-го класса.
6. Длина проходных калибров ПР должна быть не менее 32 мм.
У пепроходных калибров НЕ, СП-HE и у контрольных пробок К-И
должно быть 11/2 — 2 витка.
У пепроходных пробок должны быть гладкие направляющие пояски.
Проходные резьбовые калибры рекомендуется изготовлять с расположен-
ными за резьбой гладкими цилиндрическими участками, диаметры которых
должны быть в пределах поля допуска гладкого проходного калибра ПР.
7. Отклонения рабочих цилиндрических поверхностей от точной цилин-
дрической формы допускаются в пределах поля допуска диаметра.
1(10
Маркировка и упаковка
На каждом калибре должны быть нанесены:
а) товарный знак предприятия-поставщика;
б) номинальный диаметр и шаг резьбы;
в) обозначение калибра;
г) обозначение «лев» на калибрах с левой резьбой.
Знаки маркировки должны быть нанесены на ручках пробок и на нера-
бочей поверхности колец. На свободных торцах вставок с конусными хвосто-
виками и на торцах насадок знаки маркировки должны быть повторены.
Каждая поставляемая партия калибров должна снабжаться документом,
удостоверяющим соответствие калибров требованиям стандарта (аналогично
ГОСТ 10653—63).
Хранение калибров
Помещение, где хранятся резьбовые и гладкие калибры, должно быть
чистым, светлым, сухим и хорошо вентилируемым.
Относительная влажность воздуха помещения не должна превышать
60%.
Помещение должно быть изолированным и по возможности удаленным
от химических лабораторий, литейных, шлифовальных и других цехов, а также
от цехов, работа в которых сопровождается вибрациями и сотрясениями.
Отопление помещения, в котором хранятся калибры, желательно иметь
водяное (но но паровое) с возможностью регулирования нагрева батарей.
Зимой и летом температура в помещении должна быть 20 ± 5°.
Калибры должны хранить на специальных стеллажах или в шкафах
С отдельными ячейками соответствующих размеров.
Контрольные калибры надлежит хранить в запирающихся шкафах,
в отдельных ячейках.
Гладкие и резьбовые калибры (пробки и кольца) не должны хранить
спаренными или свинченными. При размещении калибров по ячейкам необ-
ходимо уделять особое внимание предохранению измерительных поверхно-
стей от повреждений.
Периодически калибры при соблюдении правил хранения осматривают
не реже одного раза в 3 мес. При обнаружении коррозии калибр отправляют
на зачистку.
Калибры, находящиеся в работе, по возвращении на место хранения
подвергают тщательному внешнему осмотру для выявления механических
повреждений (забоин, трещин, срывов и сколов витков, ослабления фланцев
и т. д.). Для устранения обнаруженных дефектов калибр направляют на ре-
монт.
Исправные калибры подвергают промывке, просушке и смазке (или пара-
финированию).
Калибры, употребляемые ежедневно, можно смазывать легкими жидкими
смазками, например трансформаторным маслом по ГОСТ 982—68 (с провер-
кой на отсутствие влаги), а калибры, употребляемые редко, следует смазы-
вать более густой смазкой, например смазкой универсальной низкоплавкой
УН (технический вазелин).
Ремонт калибров
При эксплуатации калибров на поверхности резьбы или на рабочих
частях гладких калибров возможно появление заусенцев, забоин, кольцевых
рисок, отдельных налипших кусочков металла. Кроме того, могут ослабнуть
винты, крепящие фланцы, появиться забоины на измерительных поверхно-
стях. Такие калибры направляют на ремонт.
Для зачистки заусенцев применяют доводочные бруски — заменители
арканзаса, трехгранные или ромбовидные из белорецкого кварцита. Более
крупные заусенцы и забоины зачищают абразивными трехгранники или
101
прямоугольными электрокорундовыми или кар ищокремниевыми брусками
зернистостью 150 —180 по ГОСТ 4786—64.
Зачищенную абразивным бруском поверхность шлифуют электрокорун-
довой шлифовальной шкуркой БШ-140 зернистостью 4—3 (280—320) по
ГОСТ 6456—68. Шкуркой обертывают трехгранный деревянный стержень
и заглаживают им поврежденное место.
Отдельные потемневшие места резьбы калибров зачищают при помощи
березового прутка, заточенного под углом 50—55°, при медленном вращении
калибра, закрепленного на станке. Иногда для большей эффективности за-
чистки рекомендуется приме-
нять абразивные порошки зер-
нистостью, соответствующей
ГОСТ 3647—71.
рй! износе конического
pesi бового иаорй по средне-
MV диаметру его ремонт заклю-
чается в изменении толщины
фланца: уменьшении ее у ка-
либра-кольца и увеличении у
калибра-пробки.
Фланцы снимают и тща-
< тельно шли фот на точном пло-
скошлифовальном станке или
вновь изготовляют другой тол-
щины. После закрепления
фланца проверяют специаль-
ным прибором (рис . 2 .7) пер-
пендикулярность
ной плоскости
резьбы .
плоскости
резьбы
Рис. 2.7. Прибор для проверки перпен-
дикулярности измерительной
фланца калибра оси
измерите ль-
ф ланца оси
Проверка
резьбы
бурильных труб и замков
При изготовлении и ре-
монте конических резьбовых
соединений проверяют следу-
ющие элементы:
1) у ниппельной части
замка — натяг резьбы, конус-
ность резьбы по наружному
среднему диаметру (разность диаметров на оп-
шаг резьбы, половину угла профиля, высоту
от наружного диаметра до среднего диаметра,
диаметру, конусность по
ределенной длине резьбы),
профиля и высоту профиля
плоскостность и перпендикулярность плоскости упорного уступа;
2) у муфтовой части замка — все элементы, указанные в п. 1 , конусность
резьбы проверяют по внутреннему диаметру, высоту профиля резьбы —
от внутреннего диаметра до среднего диаметра; проверяют также плоскост-
ность и перпендикулярность плоскости упорного торца;
3) у труб нефтяного сортамента и муфт к ним, а также у муфтовых кон-
цов замков с резьбой бурильных труб — все элементы, указанные для нип-
пельной и муфтовой частей замков, за исключением плоскостности и перпен-
дикулярности.
Для проверки натяга, плоскостности и перпендикулярности упорных
уступов и упорных торцов применяют конические резьбовые калибры и пре-
дельные щупы, а также специальные приборы.
Конические резьбы проверяют только проходными резьбовыми калиб-
рами. Допуск натяга по калибру может быть выдержан при отклонениях
отдельных элементов за счет соответствующего уменьшения собственно сред-
102
него диаметра резьбы для наружных резьб и увеличения его для внутренних»
Разность собственно средних диаметров резьбовой пары характеризует вели-
чину диаметральных зазоров в свинченном соединении, возникающих из-за
погрешностей элементов резьбы. Зазоры по рабочим поверхностям резьбы
могут быть по всей длине соединения, и в этом случае имеется возможность
свободного довинчивания (отрицательный натяг) резьбовой пары после поло-
жения, соответствующего расчетному натягу по калибрам.
Для ограничения диапазона изменения натяга, а также для обеспечения
надлежащего прилегания рабочих боковых поверхностей резьбы установлены
допуски на шаг, половину угла профиля и конусность.
Осевая компенсация погрешности шага определяется по формуле
A4s = ASctg-± ‘
- 2 К
где Д5 — погрешность шага; а/2 — половина угла профиля резьбы; К —
конусность резьбы.
Если одновременно с погрешностью шага имеется погрешность конус-
ности, то последняя может частично или полностью скомпенсировать влияние
погрешности шага, при этом осевая погрешность шага с учетом погрешности
конусности будет равна
где ДйГ — отклонение конусности на длине резьбы.
Осевая компенсация погрешностей половин углов профиля рассчиты-
вается по формуле
АЛа= h _£Ид^| + |д^|\,
sin о. К \| 2 | ' | 2 |/ ’
где h — рабочая высота профиля; а — угол профиля резьбы; ДссКОр/2—
погрешность половины угла по короткой боковой стороне профиля в рад.;
Дадл/2 — погрешность половины угла по длинной боковой стороне профиля
в рад.
Уменьшение натяга по сравнению с расчетным при одноименных откло-
нениях шага или половины угла профиля равно осевой компенсации от удво-
енного значения для наименьшего из отклонений.
Уменьшение натяга по сравнению с расчетным при одноименных откло-
нениях конусности равно осевой компенсации наименьшего 'из отклонений
конусности
\Ак = &К/К.
Если свинчиваемые резьбы имеют разноименные отклонения по шагу,
половине угла профиля и конусности, то натяг соединения будет равен рас-
четному, определяемому по калибрам (без учета отклонений элементов резьбы
калибров). Для уменьшения влияния погрешностей шага резьбы и конусно-
сти на натяг соединения целесообразно изготовлять наружные конические
резьбы с плюсовым отклонением конусности по среднему диаметру, а вну-
тренние резьбы — с отрицательным отклонением.
а. Проверка резьбы бурильных труб и муфт к ним (ГОСТ 631—63), а так-
же бурильной резьбы замков (ГОСТ 5286—58).
Резьбу бурильных труб и муфт к ним и трубную резьбу замков проверяют
резьбовыми и гладкими калибрами, универсальными оптическими измери-
тельными средствами и специальными накладными приборами.
Резьбовые калибры по ГОСТ 10653—63 применяют для проверки резьбы
по натягу.
Конусность резьбы по наружному диаметру каждой трубы и по внутрен-
нему диаметру каждой муфты проверяют гладкими коническими калибрами
(кольцами и пробками полными или неполными) или специальными прибо-
рами.
Ki:-;
При проверке конусности резьбы трубы гладкое кольцо надевают па по-
верхность резьбы трубы и прижимают к одной стороне. Между противопо-
ложной стороной резьбы трубы и кольцом образуется щель, измеряемая при
помощи пластинчатого щупа по ГОСТ 882—64 и по схеме на рис. 2.8, а.
Ширина щупа для уменьшения погрешности измерения должна быть 4—
5 мм.
При проверке конусности резьбы муфты гладкий конический калибр-
пробку вводят в резьбу муфты и прижимают к одной стороне. Цель, образо-
вавшуюся между внутренним диаметром резьбы и пробкой, измеряют пластин-
чатым щупом шириной до 4— 5 мм фис. 2 8 б).
Натяг речлйы. гашдо% тру^ль тлтдует пргвтрягъ рщьоовым калибром-
кольцом.
Измерительная плоскость калибра-кольца не должна доходить до торца
трубы на величину Alt равную 3/4 витка (2,38 мм) (рис. 2.9).
При навинчивании калибра-кольца на трубу измерительная плоскость
кольца может не доходить до торца трубы на величину плюс 3/^ витка или
может совпадать с торцом трубы (4 г минус 3/4 витка).
Натяг резьбы каждой муфты следует проверять резьбовым калибром-
пробкой, изготовленным по соответствующему стандарту.
При ввинчивании калибра-пробки в муфту измерительная плоскость
пробки не должна доходить до торца муфты на величину _4М = 19,5 мм с до-
пускаемыми отклонениями ±2,4 мм (см. рис. 2.9).
В спорных случаях натяги резьб Tpj6 и м\фт дожны быть проверены
новыми резьбовыми калибрами (кольцами и пробками), точность изготовле-
ния которых должна соответствовать стандарту на калибры.
Шаг резьбы, угол профиля, конусность по среднему диаметру п глубину
резьбы надлежит проверять специальными приборами или универсальными
измерительнымп средствами.
Натяг А фосф (тированной или оцинкованной резьбы .предназначенной
для соединения замка с бурильными трубами, при проверке резьбовым ка-
либром-пробкой должен быть равен 8 мм (рис. 2.10).
Расстояние Р от торца до начала резьбы (первой риски), предназначен-
ной для соединения с трубами по ГОСТ 631—63, должно быть равно 17 мм
с предельными отклонениями +3 мм.
Глубину «кармана» проверяют у каждой муфты с трубной резьбой глад-
кими укороченными коническими калибрами-пробками при помощи пластин-
чатого щупа.
Проверке соосности резьбы должно быть подвергнуто не менее 1% муфт.
Для проверки совпадения осей резьбы обоих концов муфту навинчивают
на парезанный цилиндрический стержень, точно выверенный и центриро-
ванный в патроне токарного станка или специального приспособления. В сво -
бодный конец муфты ввинчивают другой цилиндрический чпсто обработанный
стержень длиной не менее 250 мм. Вращая муфту, определяют биение (удво-
енную величину отклонения от соосности) стержня у торца муфты и у конца
стержня индикатором часового типа. Величину биения у конца стержня от-
считывают от сер дины муфты. Отклонения от соосности не должны превы-
шать 0.6 мм в плоскости торца и 11 мм на длине 6 и .
б. Проверка резьбы бурильных геологоразведочных труб и муфт к ним
(ГОСТ 7909—56), а также трубной резьбы замкю бурильных труб для колон-
кового геологоразведочного бурения (ГОСТ 7918—64).
Резьбу бурильных геологоразведочных труб и муфт к ним проверяют
резьбовыми и гладкими калибрами , а также сгвцт льными накладными при-
борами.
Натяг резьбы по калибрам проверяют у каждой трубы и муфты. Натяг
трубы по калибру-кольцу Лт и натяг муфты по калибру-пробке Лм для труб
размером 42—50 мм равен 6,5 мм, для труб размером 63,5 мм — 9 мм.
Допускаемые отклонения но натягу А (рис. 2.11) при контроле резьбо-
выми калибрами приведены в табл. 2,14.
104
1
\
6
fj ine/itM’g
r,MU(K, r>tflW.ir
Рис. 2.8. Проверка конусности резьбы;
а — по наружному диаметру резьбы трубы — гладким калибром-коль-
цом и щупом: 1 — труба; 2 — гладкий калибр-кольцо; б — по внутрен-
нему диаметру резьбы муфты — гладким калибром-пробкой и щупом:
1 — муфта; 2 — труба; «3 — гладкий калибр-лр-обк-а
Рис. 2.9. Проверка резьбы бурильных труб и муфт к ним по
ГОСТ 631—63 резьбовыми калибрами:
1 — измерительная плоскость калибра-пробки; и — измерительная пло-
скость калибра-кольца: 1 — пробка; г — муфта; 3 — труба; J — кольцо
гнс. 2. io. проверка натяга резьбы замка для соединения с
бурильными трубами по ГОСТ 631 — 63;
I — замок; 4' — калибр-пробка
Таблица 2.14
Допускаемые отклонения по натягу А
при контроле резьбовыми калибрами (в мм)
При свинчивании с резьбовым рабочим калибром
Диаметр трубы кольца с трубой (рис. 2.11, а) пробки С Муфтой (рис, 2.11, б)
42 + 2,9 + 1,9
50 —0,9
63,5 +3,4 —1,4 ±2,4
Конусность резьбы по наружному диаметру труб и внутреннему диа-
метру муфт проверяют на 10% изделий гладкими калибрами-кольцами и проб-
ками с применением щупов шириной не более 2 мм или специальными
приборами.
Соосность резьб обоих концов муфт проверяют на 5% муфт следующим
способом. Проверяемую муфту свинчивают с тщате льно нарезанной оправкой,
точно центрированной в патроне токарного станка пли в специальном приспо-
соблении. Другой конец проверяемой муфты свинчивают со второй оправкой,
имеющей точно шлифованную цилиндрическую часть длиной 100—250 мм
и соосную с ней нарезанную часть. Вращая муфту, определяют по индика-
тору с ценой деления 0,01 мм биение второй оправки у торца муфты и у сво-
бодного конца.
Рис. 2.11. Проверка резьбы
бурильных геологоразведоч-
ных труб и муфт к ним
по ГОСТ 7909— 5$ а также
трубной резьбы замков бу-
рильных труб колонкового
геологоразведочного буре-
ния по ГОСТ 7918-64-.
а — 111 и тс ।) к.-i трубы ; б — про-
верка муфты. 1 —1*к<алибр-<чол1 >-
цо; 2 — труба; 3 —муфта; <1 —
калибр-пробка
Отклонение от соосности па длине 1 м определяют по соотношению вели-
чин биения оправки.
Шаг резьбы, угол профиля и конусность по среднему диаметру резьбы
проверяют при помощи универсальных измерительных средств или специ-
альных приборов.
Трубную резьбу замков по ГОСТ 7918—G4 проверяют рабочим резьбо-
вым калибром-пробкой. При свинчивании от руки калибра-пробки с трубной
резьбой замка торец детали должен находиться па расстоянии А от измери-
тельной плоскости уступа калибра (см. рис. 2.11, б):
для замков 3-42 и 3-50 А — 6,5 ±1,9 мм;
для замков 3-63,5 А = 9 ± 2,4 мм.
Примечание. Измерительная плоскость уступа на калибре-пробко должна
совпадать с плоскостью, соответствующей концу сбега резьбы на трубе.
106
в. Проверка резьбы замков бурильных труо (IOCT 5286 58)
Замковую резьбу проверяют резьбовыми и гладкими калиорами, а также
специальными накладными приборами и универсальными средствами изме-
рения.
Помимо резьбы, проверяют также плоскостность по всей ширине упор-
ного уступа ниппеля и упорного торца муфты (допуск 0,07 мм по п :ирине
упорного уступа или упорного тор-
ца) и перпендикулярность торца от-
носительно оси резьбы (допуск
0,1 мм).
Плоскостность проверяют уни-
версальным инструментом или спе-
циальными приборами.
Перпендикулярность в каждой
муфте проверяют одновременно с про-
веркой резьбы калибрами. Непер-
пендикулярность (допускаемая не-
перпендикулярность 0,1 мм) опре-
деляют как разность наибольшего
и наименьшего расстояний между
измерительной плоскостью калибра
и упорным торцом муфты или упор-
ным уступом ниппеля.
Глубина «кармана» (допускаемое
отклонение 0,15 мм) проверяется у
каждого ниппеля и каждой муфты
гладкими укороченными коническими
калибрами (кольцами, пробками
полными) при помощи пластинчатого
щупа.
Конусность замковой резьбы по
наружному диаметру каждого нип-
пеля и по внутреннему диаметру
каждой муфты проверяют гладкими
коническими калибрами-кольцами и
пробками с применением пластинча-
того щупа шириной 3 мм — для зам-
ков типоразмером от ЗН-80до ЗН-140,
от ЗН-108 до ЗШ-146, от ЗУ-108 до
ЗУ-155 и шириной 4 мм — для ос-
б
Рис. 2.12. Проверка замковой ] <езьбы
замков бурильных труб по ГОСТ
5286-58:
а — проверка ниппеля: 1 — упор шй ус-
туп; 2 — измерительная плоскость (ольца;
3 — основная плоскость; 4 — :алибр-
кольцо; S — ниппель; б — провер) а муф-
ты: в — упорный торец; 7 — измеритель-
ная плоскость пробки; 8 — основн in пло-
скость; 9 — муфта; 10 — калибр пробка
тальных замков или при помощи других средств измерения, обесп эчпва-
ющих проверку конусности.
Толщину слоя цинкового покрытия на резьбе проверяют выб< рочно
в одной точке на боковой поверхности витка резьбы капельным или р ругим
способом.
Соосность резьб обоих концов ниппелей и муфт устанавливают :леду-
ющим образом. Проверяемую деталь замка одним концом свинчивают ; тща-
тельно нарезанной оправкой, точно центрированной в приспособленш t (или
на токарном станке), другим концом деталь свинчивают со второй оправкой,
шлифованная цилиндрическая часть которой длиной 100—250 мм ' оосна
с нарезанной частью.
Вращая деталь, определяют при помощи индикатора часового типа ( иение
второй оправки у торца детали и на конце оправки. Отклонение от соо> ности
у торца детали устанавливают непосредственно по индикатору (откшнение
от соосности равно половине величины биения). Расхождение осей на длине
6 м находят из соотношения величин биения у торца детали и у конца он] авки.
Шаг резьбы, угол профиля, конусность по среднему диаметру и ьысоту
вптка резьбы проверяют универсальными измерительными средствам i или
специальными приборами.
107
Замковую резьбу каждого ниппеля должны проверять резьбовым калиб-
ром-кольцом по ГОСТ 8867—58.
Измерительная плоскость калибра-кольца должна совпадать с основной
плоскостью. Измерительная плоскость кольца прп навинчивании его на нип-
пель не должна доходить до упорного уступа ниппеля (рис. 2.12, а) на вели-
чину Л = 16,025+0.25 (15 875i',’i”) —для замков типоразмеров от ЗН-80 до
ЗН-140, от ЗШ-108 до ЗШ-146, от ЗУ-108 до ЗУ-120 п на величину А =
= 16,375+ 0.25 (15,8 75^’™) — для остальных замков.
Замковую резьбу каждой муфты должны проверять резьбовым калибром-
пробкой по ГОСТ 8867—58. Измерительная плоскость калибра-пробкп должна
отстоять от основной плоскости на 15,875 мм.
Измерительная плоскость пробки при свинчпванип с муфтой должна
совпадать с упорным торцом муфты замка илп не доходить до торца не более
чем на 0,25 мм (рис. 2.12, б).
г. Проверка замковой резьбы замков бурильных труб для колонкового
ееоловоразведочного бурения (ГОСТ 7918—64)
Замковую резьбу по ГОСТ 7918—64 проверяют резьбовыми и гладкими
калибрами, а также специальными накладными приборами и универсальными
Основная
плоскость
Основная
плоскость
Рис. 2.13. Проверка замковой резьбы
замков бурильных труб для колонко-
вого геологоразведочного бурения по
ГОСТ 7918-64:
а — проверка ппписли; / — калшГр-кольцо;
2 — ниппель: б —проверка муфты: J —
муфта 4 — калибр-пробка
средствами измерения.
Проверке на соосность резьб обоих концов ниппеля и муфты должны
подвергать 10% образцов от партии. Проверяемую деталь замка свинчивают
с тщательно нарезанной оправ-
кой, точно центрированной в при-
способлении или на токарном
станке. Второй конец проверяемой
детали замка свинчивают с дру-
гой оправкой, имеющей точно
шлифованную цилиндрическую
часть длиной 100—250 мм, соос-
ную с нарезанной частью. Вращая
деталь, определяют биение оправ-
ки у торца детали и у ее конца.
Отклонение от соосности у
торца находят непосредственно по
индикатору (отклонение от соос-
ности равно половине величины
биения). Расхождение осей на
длине 4 м определяют по соотно-
шению величин биения у торца
детали и у конца оправки.
Конусность резьб должны
проверять у каждого ниппеля и
у каждой муфты гладкими кони-
ческими калибрами с применением
щупа шириной 2 мм или универ-
сальными средствами измерения.
У каждого замка, свинченно-
го от руки, расстояние между
упорным уступом шпшеля и упорным торцом муфты проверяют непроход-
ным щупом толщиной 0,5 мм для замков 3-42 и 3-50 и толщиной 0,65 мм
для замков 3-63,5.
Замковую резьбу ниппеля должны проверять резьбовым калибром-коль-
цом у каждого ниппеля.
При навинчивании кольца на ниппель торец кольца не должен доходить
до упорного уступа ниппеля на величину А (рис. 2.13, а):
для замков 3-42 и 3-50 Л = 10,35+°.3;
для замков 3-63,5 А = 16,35+0’4.
108
Замковую резьбу каждой муфты проверяют резьбовым калибром-пр эбкой,
у которого измерительная плоскость расположена на расстоянии A t от основ-
ной плоскости (рис. 2.13, б):
для замков 3-42 и 3-50 A j = 10 мм;
для замков 3-63,5 4 J = 15,875 мм.
Измерительная плоскость калибра-пробки при свинчивании с i (уфтоп
должна совпадать с упорным торцом муфты замка или не доходить [ о него
на величину А4, (см. рис. 2.13,6):
для замков 3-42 и 3-50 Д4 t = 0,2 мм;
для замков 3-63,5 Д4 t = 0,25 мм.
Перпендикулярность плоскостей упорного уступа ниппеля и уп зрного
торца муфты к осям замковой резьбы проверяют у каждого ниппеля и у каж-
дой муфты одновременно с проверкой резьбы калибрами.
д. Проверка резьбы бурильных геологоразведочных труб ниппельное/ соеди-
нения (ГОСТ 8467—57)
1. Наружную резьбу проверяют следующими калибрами:
а) проходным резьбовым кольцом (ПР), чтобы внутренний диаметр и тол-
щина витка резьбы не выходили за верхнюю границу поля допуска; кол .цо ПР
должно свободно навинчиваться па резьбу изделия;
б) непроходным резьбовым кольцом (НЕ), чтобы толщина витка эезьбы
не выходила за нижнюю границу поля допуска; кольцо НЕ не должно навин-
чиваться на резьбу изделия; допускается частичное навинчивание коль щ НЕ,
но не более чем на два оборота;
в) резьбовым кольцом (СП-HE), чтобы внутренний диаметр резьбы не
выходил за нижнюю границу поля допуска; кольцо СИ-HE не должно навин-
чиваться на резьбу изделия;
Примечание. Допускается вместо колец СП-HE применять спецп ыьные
скобы того же назначения;
г) предельными гладкими скобами или кольцами ПР и НЕ про юряют
наружный диаметр резьбы.
2. Внутреннюю резьбу проверяют следующими калибрами:
а) проходной резьбовой пробкой (ПР), чтобы наружный диаметр и ши-
рина впадины резьбы не выходили за нижнюю границу поля допуска; Еробка
ПР должна свободно ввинчиваться в резьбу изделия;
б) непроходной резьбовой пробкой (НЕ), чтобы ширина впадины зезьбы
не выходила за верхнюю границу поля допуска; пробка НЕ не должн: ввин-
чиваться в резьбу изделия; допускается частичное ввинчивание проб) и НЕ,
но не более чем на два оборота;
в) резьбовой пробкой (СП-HE), чтобы наружный диаметр резьбы не вы-
ходил за верхнюю границу поля допуска; пробка СП-НЕ не должна евинчп-
ваться в резьбу надел :я;
г) предельными гладкими пробками ПР и НЕ проверяют внут зенпий
диаметр резьбы.
Износ в эксплуатации резьбовых колец ПР по ширине впадин < ледует
проверять контрольным калибром (К-И).
Калибр-пробка К-И не должен ввинчиваться в кольцо ПР. Дону< к 'стся
частичное свинчивание пробки К-И с кольцом ПР, но резьба пробки ио; олжна
выходить с противоположной ввинчиванию стороны кольца.
Износ в эксплуатации колец НЕ по ширине впадин можно прозерять
контрольным калибром-пробкой (КИ-НЕ). Калибр-пробка КИ-НЕ не ; олжен
ввинчиваться в кольцо НЕ. Допускается частичное свинчивание катибра-
пробки КИ-НЕ с кольцом НЕ, но резьба калибра пе должна выходить с проти-
воположной ввинчиванию стороны кольца.
109
Проверка конических резьб специальными приборами
Проверка конусности по среднему диаметру
резьбы
Конусность наружной резьбы (труб, ниппелей) проверяют приборами
ИНК-I и ИНК-Пдля размеров от 38 до 425 мм (рис. 2.14).
Перед измерением в индикатор и в микрометрический винт ввинчивают
шаровидные наконечники, диаметры которых должны быть примерно равны
диаметрам проволочек для соответствующих шагов резьбы (при контроле
цилиндрических резьб при помощп трех проволочек).
Рис. 2.14. Схема контроля, конусности по среднему диа-
метру наружной резьбы прибором ИНК
При помощи угольника или специальной линейки (с пазом посередине)
наносят цветным карандашом линию вдоль образующей по длине резьбы.
Отступив от края резьбы на 1—2 витка, вводят шаровидные наконечники
во впадины резьбы в центре начерченной линии и фиксируют показание при-
бора. Противоположный шаровидный наконечник вводят в ту же впадину
резьбы, но с противоположной стороны.
Второй наконечник (индикатора), опираясь на наконечник микрометри-
ческой пары, перемещается вправо и влево; так определяют диаметр резьбы.
Наибольшую величину показания индикатора принимают за нуль. Затем
прибор снимают и после перемещения микрометрического винта (в сторону
увеличения расстояния между шаровидными наконечниками) на величину
nSK (п — число витков резьбы, па котором проверяется конусность, S —
шаг резьбы, К — теоретическая конусность резьбы) наконечник вводят в дру-
гую отмеченную впадину на расстояние nS от первой.
Смещение стрелки индикатора от нуля показывает величину отклонения
конусности резьбы по среднему диаметру от номинала.
Конусность внутренней резьбы (муфт) по среднему диаметру проверяют
индикаторными приборами ИВК и микрометрическим штихмассом МВК.
Для проверки конусности по среднему диаметру внутренних конических
резьб диаметром 88—114 мм применяют индикаторные приборы ИВК-1
(рпс. 2.15).
Для проверки конусности муфт с замковой резьбой по ГОСТ 5286—58
(за исключением размеров 3-171 и 3-189), с резьбой насосно-компрессорных
1 10
11.ЧС
труб диаметром 102 мм, с резьбой бурильных труб диаметром 114—40 мм,
с резьбой обсадных труб диаметром 140—146 мм применяют индикг торные
приборы ИВК-На, ИВК-Нб, ИВК-11в, ИВК-Ш, а для проверки кон ясности
резьбы муфт бурильных и обсадных труб диаметром 168 мм и замков ИП-178
и ЗУ-212 используют приборы
HBK-IV.
Соответственно для обсад-
ных труб диаметром 194—
273 мм применяют прибор
ИВК-V и для больших разме-
ров — прибор ИВК-VI.
Прибором ИВК-1 измеря-
ют конусность вдоль образу-
ющей в двух сечениях. Вдоль
образующей прочерчивают
цветным карандашом линию по
всей длине резьбы муфты. За-
тем муфту поворачивают при-
близительно на 180°. На ли-
нии отмечают две впадины резь-
бы, где должны производить
измерения (сначала у малого
торца).
Перед вводом прибора в
муфту винт подвижной губки
1 ослабляют, чтобы она мог-
П| оверки
с| еднем у
Рис. [2.15.
конусности
Прибор ИВК-1 для
резьбы муфты по
диаметру
ла перемещаться,
ляют в нижнюю
линии, после чего
нечника рычага 3
вагот так, чтобы оста лея за-
Шаровидный наконечник 2 подвижной губки 1 встав-
впадипу резьбы у малого торца в центре начер ленной
губка перемещается до момента соприкосновение нако-
с боковыми сторонами верхней впадины резьбы. Затем
конец рычага 3 уст; навлп-
на вывод ’ паков зчника
2 из
. В этом
цт под; ижной
епляют и при-
бор вынимают из
Далее упорное колы о 4 пе-
ещают в губке дт кон-
акта винта 5 с плос «остью
6 и закреп ляют ! интом
вводят в пр >жнюю
ем пер змеще-
его наков ачника
о наход it диа ;
б метр резь ы..и устенавли-
иуфты .
вают шкалу индикатора на
нуль.
Прибор вынимгют пз
первой впадины муфт) I, винт
подвижной губки 1 ослаб-
ляют и губку пере!, ещают
Рис. 2.16. Проверка конусности внутренней
резьбы по среднему диаметру индикаторным
прибором НРК-П
по трубке 7 вправо настолько, чтобы между пятой 6 и концом винта J мож-
но было уложить блок плиток, равный по толщине величине nSK.
После укладки блока плиток винт подвижной губки снова закр< пляют
и прибор вставляют в резьбу муфты у большого торца на расстоянии nS >т пер-
вой впадины. Перемещением наконечника рычага влево и вправо н <ходят
наибольший диаметр.
Смещение стрелки индикатора от нуля показывает величину отклонения
конусности от номинальной величины.
111
Проверка конусности внутренней резьбы при помощи приборов ИВК-П,
ИВК-VI в основном аналогична проверке прибором ИВК-1.
Использование приборов ИВК с набором плиток в цеховых условиях
несколько затрудняется, особенно ири частых перенастройках прибора.
На принципе использования блока плиток основан прибор НРК-П кон-
струкции б. Гипронефтемаша (рис. 2.16).
Конусность внутренних резьб проверяется также микрометрическим
штихмассом МВК (рис. 2.17).
Прибор имеет микровинт 1, сменную зажимную втулку 2 и сменные шаро-
видные наконечники 3. Конусность измеряют вдоль образующей резьбы
Рис. 2.17. Схема контроля конус-
ности по среднему диаметру вну-
тренних резьб прибором МВК
в двух сечениях по начерченной ка-
рандашом линии. При измерении на-
конечник 3 сменной втулки 2 вводят
во впадину резьбы, отмеченную у
малого торца, и передвигают в центр
прочерченной линии.
Вращая барабан микровпнта 7,
наконечник 3 передвигают вверх до
момента соприкосновения с боковыми
сторонами той же впадины резьбы.
Перемещая наконечник влево и впра-
во и вращая барабан, находят диа-
метр и производят отсчет по шкале
барабана. Затем штихмасс вынимают,
переставляют во впадину другого
витка на расстоянии nS и производят
новый отсчет на барабане. Из боль-
шего значения отсчета вычитают
меньшее. Полученный результат со-
поставляют с теоретической величи-
ной uSK. Разница является откло-
нением от номинальной конусности.
Прибор МВК применяют для про-
верки муфт с резьбой диаметром от
140 мм и выше, так как с уменьшением
внутреннего диаметра измерение за-
трудняется.
Для контроля разности средних диаметров у наружных и внутренних
конических резьб можно применять специальные одновитковые резьбовые
калибры-пробки и калибры-кольца.
Два узких калибра-пробки или два калибра-кольца, каждый из которых
имеет только один полный виток резьбы, выполнены с такими средними диа-
метрами в плоскостях торца, чтобы при свинчивании калибры и контроли-
руемые изделия контактировали друг с другом со стороны большого и малого
диаметров резьбы конуса изделия, отступая по одному полному витку с каж-
дой стороны конуса. Взаимное расположение обоих калибров на резьбовом
конусе изделия и будет характеризовать отклонение разности средних диа-
метров резьбы от номинальной величины. Наличие только одного витка резьбы
исключает влияние отклонения шага резьбы иа точность измерения.
Проверка шага резьбы
Шаг конической резьбы труб, муфт и замков проверяют индикаторным
шагомером ШИ (рис. 2.18).
Шагомер состоит из трубки 7, внутри которой находится шток. Через
рычаг 2, качающийся на оси 10 в коробке 3, шток передает движение на инди-
катор часового типа 4. Индикатор крепится винтом 5 в индикаторном зажиме
6. На наружной части трубки 7 насажена втулка 7, перемещающаяся вдоль
оси трубки. В нижпей части втулки прикреплена сменная траверса 8. В тра-
версу и в нижнюю часть рычага 2 ввинчивают шаровидные наконечники 9.
112
При проверке шага резьбы шагомером прибор устанавливают на ] азмер
по калибру-пробке или по калибру-кольцу.
Втулку 7 перемещают на требуемое расстояние. Наконечники ша омера
устапавливают во впадины резьбы калибра вдоль ее оси, после чего к тррек-
тируют положение втулки 7 по рискам, нанесенным на верхней части рубки
1. Рычаг 2 устанавливают так, чтобы ось наконечника 9 была перпендику-
лярна к оси трубки 1. Затем втулку 7 закрепляют винтом и устанавл ивают
прибор на исходный размер.
При проверке шага наружной резьбы шагомер вводят двумя наконеч-
никами траверсы 8 во впадину резьбы у малого торца изделия, а нако: [ечник
рычага 2 вводят во впадину у большого торца. Поднимая и опуская нако-
нечник рычага 2, наблюдают отклонение шага резьбы по шкале индшатора.
При проверке шага внутренней резьбы шагомер вводят двумя и; конеч-
никами траверсы во впадину резьбы у большего торца муфты.
Прибор снабжается тремя траверсами: для резьбы диаметром 50—114 мм
140—245 мм и 245—326 мм.
Шаг резьбы насосно-компрессорных и геологоразведочных бур: (льных
труб можно проверять шагомером ЦЛ-250.
Для повышения точности измерения и упрощения настройки mai омеров
ШИ и ЦЛ-250 необходимо проводить следующие мероприятия.
1. Настройку и работу с приборами вести, устанавливая опорны i нако*
нечники на большем диаметре конической резьбы (относительно i змери-
тельного наконечника.)
2. Шагомер ЦЛ-250 использовать в диапазоне диаметров трубны с резьб
33—60 и 60-168 мм для работы с одноразовой настройкой прибора.
3. Малую траверсу шагомера ШИ применять для контроля за гковых
резьб от 3-62 до 3-121 и трубных резьб диаметрами 60—219 мм.
Среднюю траверсу устанавливать для ков:троля замковых резьб свыше
3-133 и трубных резьб диаметром 219—400 мм.
Большую траверсу использовать в некоторых случаях для удли генных
трубпых резьб диаметрами свыше 300 мм.
4. Настройку шагомера ШИ при контроле замковых резьб производить
по калибру одинакового с измеряемой резьбой типоразмера, прич;м для
измерения на длине 25,4 мм — посередине калибра.
Для контроля трубных резьб диаметром 60 и 73 мм настройка также
производится по калибрам того же типоразмера, других диаметров — пока-
либру любого диаметра и диапазона.
Контроль высоты витка резьбы
Кроме проверки конусности и шага резьбы, необходимо также пр< верять
высоту профиля резьбы. Контролировать должны общую высоту г итка h
8 Заказ 75ИЗ
и высоту h' — от среднего диаметра до вершины резьбы (у наружной
и у внутренней резьбы, рис. 2.19).
При нарезании резьбы резьбовыми фрезами и плашками (трубонарез-
ными и муфтонарезными патронами) отклонения высоты профиля нарезаемой
резьбы зависят от допусков, предусмотренных на резьбообразующий инст-
румент.
Однако при нарезании резьбы непрофилированными резьбовыми рез-
цами высота профиля зависит от положения гладкого калибра (диаметра,
проточенного по гладкому калибру).
Рис. 2.19. Проверка высоты витка:
а — общий вид прибора; б — контроль общей высоты витка: в —
контроль высоты от среднего диаметра до вершины резьбы
Высоту профиля проверяют накладным индикаторным прибором (рис.
2.19,6). Прибор устанавливают на размер при помощи специального резьбо-
вого образца (эталона), у которого установочные вырезы соответствуют шагу,
углу профиля, конусности и высоте профиля контролируемой резьбы. Инди-
катор прибора для проверки полной высоты витка резьбы может быть уста-
новлен непосредственно по гладкой поверхности.
Проверка половины угла профиля
Для проверки половины угла профиля наружной резьбы замков геолого*
разведочных труб, а также замков бурильных труб диаметром до 100 мм
можно использовать большой инструментальный микроскоп БМИ, а также
универсальный микроскоп УИМ-23.
Для замков и труб диаметром более 100 мм можно применять накладной
микроскоп (рис, 2.20).
Половину угла профиля внутренних резьб проверяют при помощи отли-
вок с последующим измерением на микроскопе. Для отливок применяют мед-
ную амальгаму, медицинский гипс, смешиваемый в равных объемах с раство-
ром хромпика (15—20 г хромпика калиевого растворяется в 1 л воды), или
смесь серы с графитом, дающие минимальные усадки. Гипс с хромпиком зали-
вают в специальную форму (рис. 2,21, а). Отливку после затвердения
114
00
Рис. 2.21. Проверка половины угла
профиля внутренней конической
резьбы:
а — снятие отливок: I — деталь замка;
2 — приспособление для снятия отливок;
4 — форма для отливок; б — приспособле-
ние для установки гипсовой отливки на
микроскопе: 1 — приспособление; i — от-
ттта о tea
вынимают и измеряют при помощи микроскопа в специальном приспособлении
(рис. 2.21, б). Резьбу, чтобы к ней не прилипала отливка, слегка смазывают
трансформаторным маслом.
Контроль шероховатости поверхности резьбы
Для проверки шероховатости поверхности резьбы может быть рекомен-
дован метод слепков с последующим измерением высоты неровностей микро-
скопом МИС-11 (рис. 2.22).
Для слепков применяют масляно-гуттаперчевую массу, состоящую из 35%
гуттаперчи эукамии (развальцованной), 30% минерального или трансфор-
маторного масла п 35% нефтяного битума марки У (ГОСТ 1544—52).
В разогретое трансформаторное масло добавляют кусочки битума и дово-
дят его до кипения. Поело растворения битума верхнюю часть содержимого
сливают. Слитую массу доводят до кипения, добавляя в нее гуттаперчу. П осле
загустевания массы ее вынимают из емкости и,размииают в теплой воде для
доведения до полной однородности.
Отрезав кусочек массы .прижимают ее струбцинами к контролируемому
участку резьбы. Затем отпечатанные шероховатости измеряют на микроскопе
МИС-11.
Контроль трапецеидальной резьбы ТТ
бурильных труб ТБВК, ТБНК
В отличие от конических резьб по ГОСТ 631—63 сопряжение при свин-
чивании резьбы ТТ происходит не по среднему диаметру, а по внутреннему
диаметру резьбы трубы. Применение резьбы с направляющей базой по внут-
реннему диаметру и с зазором по одной стороне профиля практически исклю-
чает влияние отклонений по шагу и иоловине угла профиля на осевой натяг.
Контроль резьбы должен гарантировать надлежащую свинчиваемость
труб.
Для выполнения требуемой посадки по внутреннему диаметру резьбы
необходимы калибры с точно выполненными размерами внутренних диамет-
ров в основной плоскости.
Перед проверкой необходимо тщательно очистить как калибр, так и резь-
бовой конец трубы. На проверяемых поверхностях не должно быть заусенцев
и забоин. Допускается зачистка заусенцев и небольших забоин напильником.
Для уменьшения износа калибра и предотвращения задиров рабочая
поверхность калибра смазывается тонким слоем жидкого масла.
Внутренний диаметр резьбы проверяют резьбовыми калибрами-кольцами
с полным (КТТ.КРП) и неполным профилем (КТТ.КРН). Калибры до отказа
навинчивают на резьбу трубы, при этом можно исиользовать пруток длиной
150 мм. Измерительная плоскость резьбового калибра-кольца с неполным
профилем и калибра-кольца с полным профилем должна совпадать с пло-
скостью торца трубы. Допускаемые отклонения ±2,0 мм (рнс. 2.23). Недо-
хожденпе резьбового кольца с полным профилем при отсутствии заусенцев
и забоин на поверхности резьбы указывает на большие отклонения профиля
резьбы вследствие неправильной геометрии резьбового резца, его износа или
неточной установки резца.
Наружный диаметр резьбы проверяют гладким калибром-кольцом
КТТ.КГ. Измерительная плоскость гладкого кольца должна совпадать
с плоскостью торца трубы. Допускаемые отклонения ±3,2 мм (рис. 2.24).
Диаметральные размеры конического стабилизирующего пояска прове-
ряют с помощью гладкого рабочего калибра-кольца, плотно надетого на поясок.
Измерительная плоскость кольца должна находиться на расстоянии
96 мм от плоскости торца трубы. Допускаемые отклонения ±2,0 мм
(рис. 2.25). Величина натяга измеряется штангенглубиномером.
116
Контроль конусности по наружному диалетру
резьбы и стабилизирующего пояска
Конусность по наружному диаметру резьбы и стабилизирующей г пояска
проверяют с помощью гладких калибров-колец, предназначенных (ли про-
верки натяга, КТТ.КРП.
При контроле гладкий калибр-кольцо надевают на резьбу н, । ели при
этом '.происходит качание в поперечном направлении, то калибр о сжимают
К одной стороне резьбы, а образовавшийся зазор измеряют с помощь о набора
пластинчатых щупов (рис. 2.26). Величина зазора в этом случае характери-
зует отклонение разности диаметров от номинального значения га длине
контакта резьбы с калибром.
При проверке конусности резьбы зазор со стороны большого (паметра
калибра не допускается, со стороны меньшего диаметра в зазор Ни должен
входить щуп толщиной 0,08 мм.
При проверке конусности стабилизирующего пояска щуп 7 элщппой
0,06 мм не должен входить в зазор, образовавшийся у торца калиб! а со сто-
роныТменьшего или большего диаметра (рис. 2.27). Если гладки!: калибр
не имеет^качания, то щупом проверяют зазоры между калибром г резьбой
(или пояском) по всей окружности. Суммарный зазор, намеренны! в двух
диаметрально противоположных сторонах, характеризует отклонение разно-
сти диаметров на длине калибра. В этом случае при проверке резьб г в зазор
пе должен входить щуп толщиной 0,04 мм, а при проверке koi ического
пояска — щуп толщиной 0,03 мм.
Поскольку проверка с помощью гладких калибров-колец и пупов не
позволяет определять отклонения конусности па отдельных участк ix длины
резьбы или пояска, то при настройке станка и смене копирных линеек по-
грешности конусности по длине резьбы и пояска измеряют на отрезанных от
трубы образцах с помощью универсальных средств измерения, например на
синусной линейке.
Контроль конусности по внутреннему
диаметру резьбы
Для измерения конусности по внутреннему диаметру резьбы п шмепяют
прибор ИНК-I. В измерительном стержне индикатора и в микрометрическом
витке укрепляют шариковые наконечники, которые должны однеаременно
касаться впадины профиля и одной из боковых сторон профиля (р ic. 2.28).
Диаметры шариковых наконечников выбирают в пределах 1,8--2,2 мм.
Проверка конусности сводится к определению фактической разпости
двух измеряемых диаметров на выбранной длине, кратной шаг у резьбы
(рис. 2.29).
На проверяемой резьбе по вершинам профиля с помощью угле мера или
шаблона наносят цветным карандашом линию вдоль образующей конуса.
Рекомендуется производить измерения на трех интервалах равных
четырем ниткам по длине резьбы, начиная от первой полной нитки с > стороны
малого диаметра резьбы.
Перед измерением микропару устанавливают в нулевое пс поженив.
Шариковый наконечник микровинта ориентируют но разметочш й линии
во впадине первой полной нитки у меньшего диаметра резьбы, и пере гещенпем
кронштейна с индикатором устанавливают индикатор в нулевое положение
при натяге около 0,5 мм. Индикатор устанавливают при нахождении наиболь-
шего показания путем покачивания прибора по небольшой дуге относительно
наконечника микровинта. Затем, вращая микровпнт, устанавливают пока-
зание микропары, равное теоретической разности диаметров на иа меряемой
длине резьбы, определяемой по формуле
^2 — ^1 = п$ К,
где п — число витков между измеряемыми впадинами; 5 — ша ’ резьбы;
К — конусность резьбы.
117
Рис. 2.23. Схема проверки внутреннего
диаметра резьбы:
1 — проверяемая труба; 2 — резьбовой ка-
либр-кольцо с полным или неполным профилем
Рис. 2.24 Схема проверки на-
ружного диаметра резьбы:
1 — проверяемая труба; 2 — гладкий
калибр-кольцо для контроля резьбы
Рис. 2.25. Схема проверки диаметра конического
стабилизирующего пояска:
1 — проверяемая труба; 2 — гладкий калибр-кольцо
для контроля стабилизирующего пояска
Рис. 2.26. Схема провер-
ки конусности резьбы
^трубы:
J’—^гладкий калибр-кольцо;
2 — щуп
Рис. 2.27. Схема проверки конусности стабили-
зирующего пояска:
7, 2 — обозначения те же, что на рис. 2.2G.
Рис. 2.28. Установка шарикового
наконечника во^впадине резьбы
Рис. 2.29. Контроль конусности по вну-
треннему диаметру резьбы
118
Величины теоретической разности диаметров для рекомендуемых, интер-
валов и наибольшие допустимые отклонения приведены в табл. 2.15
Таблиц 1 2.15
Интервалы измерения конусности Теоретическая разность диаметров, мм Наибольшие доттус саемые отклонения, г м
нитки ММ
1—5 20,32 0,635 +0,03
1—9 40,64 1,270 + 0,06
1—13 60,96 1,905 +0,09
Установив прибор на заданном расстоянии от первого сечения так, чтобы
наконечник микровинта совпадал с разметочной линией, можно пайт г наи-
большее показание по индикатору. Отклонение стрелки индикатора от перво-
начального нулевого положения будет характеризовать величину от слоне-
ния конусности от номинального значения на выбранной длине.
При измерении конусности необходимо следить, чтобы во всех с: учаях
наконечники прибора устанавливались в диаметрально противоположные
впадины, образованные витком при одном и том же направлении вп: товой
линии.
Шариковые наконечники в про-
цессе измерений должны прижи-
маться к одной и той же стороне
профиля резьбы.
Контроль шага резьбы
Шаг резьбы измеряют с помощью
накладного индикаторного шагомера
типа ШИ.
Прибор на нуль устанавливают
по соответствующему резьбовому ка-
либру-пробке, используемому как
эталон. Положение прибора при
контроле резьбы трубы должно быть
таким же, как и при его настройке
по калибру, т. е. если траверса
прибора устанавливалась у большего
диаметра калибра-пробки, то и при
измерении трубы траверса должна
устанавливаться у большого диа-
метра резьбы трубы, и наоборот
(рис. 2.30).
Шариковые наконечники должны
одновременно касаться впадины про-
филя и одной из боковых сторон
профиля.
Диаметры шариковых наконечников выбирают в пределах 1,8—2.2 мм.
При настройке шагомера по резьбовому калибру-пробке и при измерении
шага резьбы трубы отжим прибора необходимо производить таким обргзом,
чтобы неподвижный и подвижный наконечники касались одной и той । сто-
роны профиля, при этом нужно следить, чтобы оба неподвижные наконе' вики
были плотно прижаты к одной стороне профиля.
Отклонения шага на длине 25,4 мм (5 ниток) не должны превы пать
±0,05 мм, а на всей длине резьбы — ±0,1 мм.
Рис. 2.30. Контроль шага ре >ьбы:
а — установка шагомера по резЫ овому
калибру-пробке; 1 — ипдикаторны! ша-
гомер типа ШИ; 2 — резьбовой к шибр-
пробка; б — проверка шага резьбы в а тру-
бе; 1 — индикаторный шагомер тип i ШИ;
2 — проверяемая труба
119
Контроль углов наклона профиля
Контроль углов наклона профиля может осуществляться на образцах,
отрезанных от трубы, а также с помощью отливок, сделанных с резьбы и изме-
ряемых затем инструментальным или универсальным микроскопом. Ширина
отливки должна быть не более 5 мм, так как вогнутая поверхность отливки
вносит искажения при измерении профиля микроскопом.
Для приготовления отливок используют медицинский гипс, смешива-
емый в равной пропорции с 4%-ным раствором в воде двухромовокислого
калия (хромпика).
Для приготовления отливок можно также использовать смесь, состоя-
щую из 1 части тонкоизмельченного графита и 4-х частей серы.
При измерении микроскопом отливка должна быть сориентирована по от-
ношению к оси резьбы путем установки линии, проходящей по вершинам
резьбы отливки на угол, равный номинальному углу уклона проверяемой
резьбы. Погрешность измерения углов наклона, возникающая из-за отклоне-
ний конусности резьбы в пределах допуска, не превышает 3'.
Угол наклона профиля измеряют обычным методом с помощью углового
лимба микроскопа. Допускаемые отклонения от номинального значения
угла наклона (159) не должны превышать ±45'.
Одновременно с проверкой углов наклона профиля можно провести
измерения и других параметров профиля, например ширины впадины, ради-
усов закругления, высоты профиля.
Контроль высоты профиля
Высоту профиля измеряют специальным индикаторным глубиномером,
состоящим из колодки и укрепленного в ней индикатора часового типа (рис.
2.31). В измерительном стержне индикатора укреплен контактный наконеч-
Рис. 2.32. Контроль со-
осности резьбы и кони-
ческого стабилизиру-
ющего пояска:
1 — основание приспособле-
ния; 2 — индикатор часового
типа; з — упорная планка
Рис. 2.31. Контроль высоты
профиля:
1 — проверяемая труба; 2 — спе-
циальный индикаторный глубино-
мер
ник конической формы с углом конуса 40—50°, вершина наконечника скруг-
лена радиусом приблизительно 0,15 мм.
Индикаторный глубиномер устанавливают по специальному шаблону
или по плоской доведенной поверхности. В последнем случае высота профиля
определяется как разность отсчетов по индикатору при установке на плоскость
и в проверяемой резьбе.
120
При измерении конусный наконечник устанавливают во впадину резьбы
и небольшим перемещением по оси резьбы определяют положение, соответ-
ствующее наибольшей глубине резьбы, а покачиванием прибора i аходят
наименьшее показание по индикатору.
Высота профиля резьбы должна находиться в пределах 1,65—1,75 мм.
Контроль соосности резьбы и конического
стабилизирующего пояска
Соосность резьбы и конического пояска контролируют с помощ ио спе-
циального индикаторного приспособления (рис. 2.32). При измерен!и осно-
вание устанавливается по вершинам резьбы вдоль образующей, для ограни-
чения осевого перемещения упорная планка прижимается к торц; трубы,
при этом наконечник индикатора должен касаться поверхности конг ческого
пояска, примерно в середине его рабочей длины.
Проверку производят по всей длине окружности в пределах одн >го обо-
рота. Разница между наибольшим и наименьшим показанием инд гкатора
в диаметрально противоположных сечениях, характеризующая удаоенное
отклонение от соосности оси резьбы и оси конического стабилизирующего
пояска, не должна превышать 0,08 ми.
Контроль перпендикулярности торца трубы
относительно оси резьбы
Перпендикулярность торца контролируют с помощью специ гльного
индикаторного прибора (рис. 2.33).
Основание прибора устанавливают по вершинам резьбы вдоль образу-
ющей, при этом ролик, укрепленный в призме, должен быть плотно прижат
к торцу трубы.
Рве. 2.33. Контроль перпендику-
лярности торца трубы:
7 — основание; г — ролик; з — приз-
ма; 4 — ползун; 5 — индикатор часо-
вого типа
Рис. 2.34. Контроль
неплоскостности тор-
ца трубы:
1 — лекальная линейка;
2 — щуп
Ползун с закрепленным в нем индикатором часового типа распо гагается
так, чтобы измерительный наконечник индикатора контактировался ; торцом
трубы с диаметрально противоположной стороны от места касания ролика.
Проверка производится по длине окружности в пределах одного эборота.
разница между наибольшим и наименьшим показаниями индикат эра при
установках прибора в диаметрально противоположных сечениях (п >д 180°),
характеризующая удвоенную величину неперпендикулярности торг а трубы
относительно оси резьбы, не должна превышать 0,12 мм.
Проверка неплоскостности торца труби
Неплоскостность торца трубы проверяют с помощью лекальной линейки
и щупа (рис. 2.34).
121
Лекальная линейка плотно прижимается к торцу трубы в диаметральном
сечении. Пластинчатый щуп толщиной 0,1 мм не должен входить в зазор,
образовавшийся между линейкой и торцом трубы со стороны наружной или
внутренней поверхности трубы.
Контроль резьбы ТТ замков ЗШК, ЗУК, УБТСЗ,
переводников, ведущих бурильных труб ТВКП и УБТСЗ
Натяг фосфатированной резьбы ТТ должны проверять резьбовым и глад-
ким калибрами-пробками.
Рис. 2.35. Проверка натяга резьбы
ТТ гладким калибром-пробкой —
КТТ, ПГ:
1 — муфта (ниппель) замка; 2 — гладкпй
калибр-пробка
Рис. 2.36. Проверка натяга резьбы
ТТ резьбовым калибром-пробкой —
КТТ, ПГ:
1 — муфта (ниппель) замка; 2 — калибр-
пробка
Измерительная плоскость любого рабочего резьбового калибра-пробки
(ПР) должна заходить за торец детали замка на величину Лр (рис. 2.35),
равную:
42 + 1,6 мм—для замков ЗШК-108; ЗШК-118; ЗУК-120 и ЗШК-133;
50 + 1,6 мм — для остальных замков;
116 + 1,6 мм — для замков УБТСЗ-146;
135 + 1,6 мм — для замков УБТСЗ-178;
150 ± 1,6 мм — для замков УБТСЗ-2ОЗ;
165 ± 1,6 мм —для замков УБТСЗ-229;
74 + 1,6 мм — для переводников ТВКП-112;
98 ± 1,6 мм —для переводников ТВКП-140 и ТВКП-155.
Измерительная плоскость любого рабочего гладкого калибра-пробки
(ПГ) должна заходить за торец детали замка на величину hr (рис. 2.36),
равную:
54+1,6—для замков ЗШК-108; ЗШК-118; ЗУК-120 и ЗШК-133;
62 ± 1,6 мм — для остальных замков;
128 + 1,6 мм — для замков УБТСЗ-146;
147 + 1,6 мм — для замков УБТСЗ-178;
162 + 1,6 мм — для замков УБТСЗ-203;
177 + 1,6 мм — для замков УБТСЗ-229;
86 ± 1,6 мм — для переводников ТВКП-112;
ПО + 1,6 мм — для переводников ТВКП-140 и ТВКП-155.
Величину диаметра в расчетной плоскости конической расточки замков
ЗШК и ЗУК после фосфатирования должны проверять гладким калибром-
пробкой.
122
Измерительная плоскость любого рабочего гладкого калибри-пробки
(КР) должна совпадать с торцом детали замка или не доходить до торца на
3,2 мм (рис. 2.37).
Рис. 2.37. Проверка по натягу конической расточки гладким
калибром-пробкой — КР:
2 — муфта (ниппель); 2 — гладкий калибр-пробка
Трубная резьба ТТ труб УБТСЗ и ТВКП проверяется калибрам i так же
как резьба труб ТБВК, ТБНК.
Глава 3
ТРУБЫ БУРИЛЬНЫЕ
ПОВЫШЕННОЙ ПРОЧНОСТИ И ГЕРМЕТИЧНОСТИ
Трубы бурильные
с коническими стабилизирующими поясками ТБВК, ТБНК
Для уменьшения переменных напряжений в резьбовом соединении в опас-
ном сечении по последнему витку резьбы трубы применяют бурильные трубы
с коническими стабилизирующими поясками.
Высокую прочность и герметичность соединения обеспечивают внутрен-
ние упорные торцы, стабилизирующий уплотнительный поясок и гладкий
участок трубы непосредственно за навинченным замком, воспринимающие
знакопеременные изгибающие нагрузки.
Замки крепятся на бурильных трубах горячим способом с натягом по
резьбе и стабилизирующему пояску при нагреве их до температуры 400—
450° С. Температура нагрева замков: ЗШК-108, ЗШК-118, ЗУК-120 и ЗШК-
133—450’С; ЗУК-146—420° С; ЗУК-155 и ЗШК-178—400’С. В соединении
применена трапецеидальная резьба с шагом 5,08 мм, профилем 30°, конус-
ностью 1 : 32. Условное обозначение резьбы ТТ.
Применение резьбы ТТ с сопряжением по внутреннему диаметру и одной
стороне профиля позволяет точно выдержать заданную посадку по резьбе
у свинченного соединения.
Разработаны п применяют конструкции бурильных труб с высаженными
наружу ТБНК и внутрь ТБВК концами (ЧМТУ 3—399—71).
Размеры труб с высаженными внутрь концами должны соответствовать
рис. 3.1 и табл. 3.1, а труб с высаженными наружу концами — рис. 3.2
и табл. 3.2. Размеры резьбового соединения приведены на рис. 3.3 [и табл. 3.3.
Высадка труб ТБВК и ТБНК на 15% длиннее стандартных труб. Номи-
нальный натяг по резьбе и стабилизирующему пояску принят равным в сред-
нем 0,3—0,4 мм.
Остальные технические требования, предъявляемые к телу трубы, при-
няты в соответствии с ГОСТ 631—63.
123
Таблица 3.1
Размеры труб с высаженными внутрь концами (в мм)
Условный диаметр трубы D Толщина стенки а d ± 1,5 L Типоразмер
замка I замковой | резьбы трубной резьбы
89 9 71 57 132 ЗШК-118 3 101 ТТ82
11 67 54
102 9 83,6 68 132 ЗШ К-133 3-108 ТТ94
10 81,6 66
114 9 96,3 78 140 ЗУК-146 3-122 ТТ107
10 94,3 76
И 92,3 74
127 9 109 92 140 ЗУК-155 3-133 ТТ122
10 107 90
140 9 121,7 102 140 ЗШК-178 3-147 ТТ132
10 119,7 100
'* 117,7
Таблица 3.2
Размеры труб с высаженными наружу концами (в мм)
Условный диаметр трубы D Толщина стенки з Внутрен- ний диаметр d ± 1.5 L Типоразмер
замка замковой резьбы трубной резьбы
73 9 55 52 132 ЗШК-108 3-86 ТТ78
11 51 48
89 9 71 68 132 ЗУК-120 3-102 ТТ94
11 67 64
102 9 83,6 80 140 ЗУК-146 3-122 ТТ107
10 81,6 78
114 9 96,3 93 140 ЗУК-155 3-133 ТТ122
10 94,3 91
11 92,3 89
Рис. 3.1. Бурильная труба ТБВК с коническими стабилизирующими
поясками:
1 — муфта; 2 — труба; г — ниппель; 4 — резьба ТТ
124
Рис. 3.2. Бурильная труба ТБИК с коническими стабилизирующими
поясками:
1 — муфта; 2 — труба; 3 — ниппель; 4 — трубная резьба
Рис. 3.3. Размеры концов бу-
рильных труб с коническими
стабилизирующими поясками,
ТБВК, ТБНК (б) и замков к
ним ЗУК и ЗШК (я).
а
/
-------дд---
—85--------»
*—Длина---»
резьбы с полным
профилем
-15
•*—7f----:----->
J Резьба ТТ
19
РезьбаТТ <
*----96
* 94
8 5~ длина —
резьбы с полным
профилем (не менее)
'Расчетная
плосжость
конических
поверхностей
Сбег резьбы
<з1-32
125
Размеры резьбового сое
Труба
Тип высадки и обозначе- ние трубы Условный диаметр трубы Толщина стенки s Л, Пй Datnin ^13 Н. т Lfnin I
89 9 88,5 78,5 89,9 82,6 57 140 145
11 54
102 9 100,5 90,5 101,9 94,6 68 140 145
10 66
Высадка 114 9 113,5 103,5 115,2 107,6 78 150 155
внутрь 10 76
ТБВК 11 74
127 9 128,5 118,5 130,2 122,6 92 150 155
10 90
140 9 138,5 128,5 140,2 132,6 102 150 155
10 100
И 100
73 9 84,5 74,5 85,9 78,6 52 140 155
11 48
89 9 100,5 90,5 101,9 94,6 68 140 155
Высадка 11 64
наружу 102 9 113,5 103,5 115,2 107,6 80,6 150 165
ТБНК 10 78,6
114 9 128,5 118,5 130,2 122,6 93,3 150 165
10 91,3
И 89,3
Таблица 3.4
Параметры профиля резьбы ТТ бурильных труб ТБВК
и ТБНК (в мм)
Элементы профиля резьбы
Шаг резьбы S ...............................
Конусность резьбы 2 tg <р ..................
Угол уклона <р .............................
Высота остроугольного профиля Н.............
Высота среза вершины е......................
Рабочая высота профиля h ...................
Расстояние ег ......................
Ширина площадки вершины Ь ..................
Ширина площадки впадины bt ..............
Радиус закругления вершин г ................
Радиус закругления впадин гх ...............
Значения
5,08
1 : 32
0° 53' 42я
9,479
3,71
1,7 ± 0,05
4,07
1,99
2,18
0,3
0,3
Примечание: 1. Шаг резьбы S измеряется параллельно оси резьбы трубы.
2. Биссектриса угла профиля резьбы должна быть перпендикулярна
к оси трубы.
126
Таблица 3.3
динения труб ТБВК и ТБНК (в мм)
Обозначение резьбы, предназначенной для соединения замка с трубами Замок
Типоразмер D d, d, м Li
ТТ82Х 5,08X1 : 32 ЗШК-118 118 88,24 89,365 82,34 132
ТТ94Х 5,08x1 : 32 ЗШК-133 133 100,21 101,335 94,31 132
ТТ107Х 5,08x1 : 32 ЗУК-146 146 113,19 114,565 107,29 140
ТТ122Х 5,08x1 : 32 ЗУК-155 155 128,15 129,525 122,25 140
ТТ132Х5,08x1 : 32 ЗШК-178 178 138,13 139,505 132,23 140
ТТ78Х5,08X1 : 32 ЗШК-108 108 84,25 85,375 78,35 132
ТТ94Х 5,08х 1 : 32 ЗУК-120 120 100,21 101,335 94,21 132
ТТ107Х 5,08X1 : 32 ЗУК-146 146 113,19 114,565 107,29 140
ТТ122Х 5,08X1 : 32 ЗУК-155 155 128,15 129,525 122,25 140
Резьба бурильных труб ТБВК и ТБНК
Профиль резьбы труб должен соответствовать рис. 3.4 и табл. 3.4
Рис. 3.4. Про-
филь резьбы ТТ
труб ТБВК,
ТБНК
127
Предельные отклонения шага и половины угла профиля резьбы ТТ должны
соответствовать:
по шагу на длине резьбы 25,4 мч...............±0,05 мм
по шагу на всей длине резьбы..................±0,1 мм
для половины угла профиля.....................±45'
предельные отклонения конусности резьбы ТТ
на длине конуса СО мм...........................“о’оэ 4|м
Поверхности резьбы, стабилизирующего пояска и торца трубы должны
быть гладкими, без заусенцев, рванин и других дефектов. Па расстоянии
свыше 150 мм от торца трубы на диаметре Z)2 допускаются черновины глу-
биной до 1 мм, общей длиной, равной 1/6 окружности. Отклонение
конусности стабилизирующего пояска ±0,05 мм на длине калибра.
Остальные технические требования, методы испытаний, транспорти-
ровка приняты в соответствии с ГОСТ 631—63.
Маркируются трубы по ГОСТ 631—63 с дополнением: ТБВК—для
бурильных труб с высаженными внутрь концами и ТБНК — для буриль-
ных труб с высаженными наружу концами.
Замки бурильных труб ТБВК и ТБНК
Для бурильных труб ТБВК, ТБНК применяют замки ЗШК (с широким
проходным отверстием) и ЗУК (с увеличенным проходным отверстием)
ТУ26—02—53—75.
Размеры замков должны соответствовать величинам, указанным на
рис. 3.3, а, 3.5 и табл. 3.3, 3.5.
Т а б л и ц а 3.5
Размеры замков (в мм)
Типоразмер D (предельное отклонение ± 0,5) Di (предельное отклонение ± 1) d (предельное отклонение ±0,6) L (предельное отклонение -J-31) — 10 1 J.4 ‘root!
замка замковой резьбы резьбы для соединения замка с трубами
ЗШК-108 3-86 ТТ78Х 5,08x1 : 32 108 94 54 260 7
ЗШК-118 3-101 ТТ82Х 5,08x1 : 32 118 100 62 275 10
ЗШК-133 3-108 ТТ94Х 5,08x1 : 32 133 115 72 310 17
ЗШК-178 3-147 ТТ132Х 1,08x1 : 32 178 156 101 350 29
ЗУК-120 3-102 ТТ94Х 5,08X1 : 32 120 110 70 285 14
ЗУК-146 3-122 ТТ107Х5,08X1 : 32 146 125 82 310 17
ЗУК-155 3-133 ТТ122Х 5,08X1 : 32 155 140 95 325 26
Рис. 3.5. Конструкция замков ЗШК и ЗУК труб ТБВК и ТБНК:
а — ниппель; б — муфта; 1 — коническая расточка; 2 — резьба ТТ; 3 — аамковля резьба
128
Замковая резьба
Профиль и размеры замковой резьбы 3-101, 3-147 замков ЗШК-118 и
ЗШК-178 должны соответствовать ГОСТ 5286—58.
Профиль и размеры замковой
резьбы остальных типоразмеров зам-
ков должны соответствовать рис. 3.6
и табл. 3.6.
Специальная резьба по сравне-
нию со стандартной замковой имеет
укороченную на 25% высоту про-
филя и увеличенную на 23% ширину
Рис. 3.6. Профиль специальной зам-
ковой резьбы, применяемой в зам-
ках ЗУК и 31ПК и утяжеленных бу-
рильных трубах УБТС1 и УБТСЗ
Линия, паип/ыелы/ая
Таблица 3.6
Размеры параметров профиля специальной замковой резьбы (в мм)
Элементы профиля резьбы
Значения
Шаг резьбы S .....................
Конусность резьбы 2tg <р ......................
Высота остроугольного профиля Я ...............
Высота профиля h ..............................
Рабочая высота профиля Л, .....................
Высота среза вершин е .........................
Усечение впадины f ............................
Ширина среза профиля b ........................
Радиус закругления впадин г....................
Радиус сопряжения вершин г' ...................
Угол уклона <р ................................
6,35
1 : 6
5,487
3,095
2,634
1,427
0,965
1,651
0,965
0,38
4° 45' 48'
Рис. 3.7. Ниппельная и муфтовая части с замковой резьбой
9 Заказ 754
129
Таблица 3-7
Размеры замковых соединений со специальной резьбой (и мм)
Типоразмер замковой резьбы Конусность 2 tg ф Ниппель и муфта Ниппель Муфта
средний диаметр в основной плоско- сти dcp наружный диаметр упорной поверх- , ноет и d ± 0,6 диаметр большего основания конуса di— 0,2 диаметр меньшего основания конуса dg (справочный) диаметр d6 1 длина конуса 1 диаметр коничес- кой выточки, ! d* ±0,6 1 внутренний диа- метр резьбы в пло- скости торца d. ;+з длина конуса 1, _3
3-86 1 : 6 80,848 101 86,128 71,295 63 80 87,7 80,860 94 105
3-102 1 : 6 96,723 117 102,003 85,003 77 102 103,6 96,735 107 118
3-108 1 : 6 103,429 128 108,709 89,709 81 114 110,3 103,441 120 132
3-122 1 : 6 117,501 141 122,781 103,781 96 114 124,5 117,513 120 132
3-133 1 : 6 128,059 150 133,339 114,339 106 114 135 128,071 120 132
При м’е ч а н и я: 1. Число ниток на длине резьбы 25,4 мм — четыре для всех типоразмеров резьбы. 2. Обозначение специальной
резьбы определяется буквой «3» и диаметром d,, в целых числах без дробных долей. 3. Угол уклона конической выточки муфты диа-
метром d4 должен быть,равен углу уклона замковой резьбы.
среза вершин. Эта резьба более износостойкая в эксплуатации по сравне-
нию со стандартной резьбой, менее чувствительна к механическим повреж-
дениям и имеет на 15—20% выше предел выносливости.
Размеры замковых соединений со специальной резьбой должны соот-
ветствовать указанным на рис. 3.7 и в табл. 3.7.
Предельные отклонения шага и половины угла профиля замковой резьбы
должны соответствовать следующим величинам:
По шагу резьбы, мм По половине угла профиля, мин
по длине резьбы 2 5,4 мм на всей длине резьбы
±0,05 ±0,12 ±40
Примечание. Отклонения половины угла профиля относятся к углу, обра-
аованному стороной профиля и перпендикуляром к оси резьбы.
Отклонения конусности по среднему диаметру (разность диаметров
на длине резьбы) не должны превышать: резьбы ниппеля -}-0,25 мм, резьбы
муфты —0,25 мм.
Контролируется замковая резьба в соответствии с ГОСТ 5286—58 (см.
главу 2).
Резьба ТТ для соединения замка
с трубами ТБВК, ТБНК
Резьба замков, предназначенная для соединения с трубами, должна
иметь профиль и размеры, указанные на рис. 3.8 и в табл. 3.8.
Рис. 3.8. Профиль резьбы ТТ
замков ЗШК и ЗУК бурильных
труб ТБВК и ТБНК
Размеры концов ниппеля и муфты с резьбой, предназначенной для соеди-
нения замка с трубами, должны соответствовать величинам, указанным на
рис. 3.3, айв табл. 3.3.
Предельные отклонения шага и половины угла профиля резьбы должны
соответствовать следующим величинам:
По шагу резьбы, мм По половине у: ла профиля, мин
на длине резьбы 25,4 мм на всей длине резьбы
±0,05 ±0,1 ±45
9*
131
Таблица 3.8
Размеры параметров профиля резьбы ТТ (в мм)
Элементы профиля резьбы
Шаг резьбы S ...................................
Конусность резьбы 2 |р q ......................
Угол уклона <р .................................
Высота остроугольного профиля II ...............
Высота среза вершины е..........................
Высота профиля hL ..............................
Расстояние ег ..................................
Ширина среза профиля Ь .........................
Ширина площадки профиля по впадинам резьбы б, . . . .
Радиус закругления впадин г ...............
Ширина скоса по вершинам резьбы С...............
Значение
5,08
1 : 32
0° 53' 42"
9,479
3,51
1,9
4,07
1,88
2,18
0,3
0,3
Примечания: 1. Шаг резьбы измеряют параллельно оси резьбы детали зам-
ка. 2. Биссектриса угла профиля должна бы-ь перпендикулярна к оси резьбы детали
замка. 3. Допускается вместо скоса С изготовлять профиль радиусом 0,35 мм.
Отклонения ±0,05 мм по шагу резьбы на длине, не превышающей
25,4 мм, допускаются для расстояния между любыми двумя витками с пол-
ной резьбой.
Для расстояния между витками более 25,4 мм допускается увеличение
отклонений пропорционально увеличению расстояния, но не свыше макси-
мального отклонения на всей длине резьбы ±0,1 мм.
Предельные отклонения конусности резьбы ТТ на длине конуса 65 мм
для внутреннего и наружного диаметров минус 0,20 мм, а конусности кони-
ческой расточки на ее длине ±0,05 мм.
Требования в отношении шероховатости резьбы, соосности резьбы и
пояска аналогичны требованиям, предъявляемым к резьбе труб ТБНК
и ТБВК. Резьба должна быть оцинкована или фосфатирована.
Утяжеленные бурильные трубы
с резьбовыми соединениями повышенной прочности
Наиболее характерным видом аварий с утяжеленными бурильными тру-
бами является усталостное разрушение по первому витку ниппельной или
муфтовой частей, находящихся в зацеплении.
В процессе бурения УБТ подвергается действию знакопеременных напря-
жений от изгиба. Наибольшие переменные напряжения возникают в резьбо-
вом соединении, обладающем меньшей жесткостью, чем тело трубы. Наличие
концентраторов напряжений во впадинах резьбы приводит к быстрому раз-
витию усталостных трещин.
Существенное влияние на разрушение резьбовых соединений УБТ ока-
зывают геометрические характеристики опасных сечений ниппельной и муф-
товой частей.
Практически установлено, что для равнопрочности резьбовых соедине-
ний УБТ оптимальное отношение момента сопротивления изгибу опасного
сечения муфтовой части (Ум к моменту сопротивления изгибу опасного сече-
ния ниппельной части должно быть равно около 2,5. При WM/WU <
<2,5 разрушение происходят по опасному речению муфтовой части
при 1Ум/1Ун> 2,5 — по ниппельной части соединения.
Введение разгружающих зарезьбовых канавок с обкаткой роликом впа-
дин профиля и поверхности канавок значительно повышает сопротивляемость
резьбового соединения знакопеременному изгибу.
132
Повышению усталостной выносливости резьбового соединения УБТ
способствуют также разгрузочные канавки, протачиваемые по наружному
диаметру трубы с обеих сторон соединения. За счет меньшей жесткости суче-
ния разгрузочной канавки, чем резьбового соединения, снижаются изгиба-
ющие знаконеременные напряжения в резьбе при одинаковом прогибе трубы.
Кроме того, утяжеленная бурильная труба должна быть выполнена
с жесткими допусками на кривизну канала относительно его теоретической
оси и на биение наружной поверхности относительно канала.
В связи с этим технологический процесс термообработанных утяжелен-
ных бурильных труб должен предусматривать: сверление внутреннего
Рис. 3.9. Утяжеленные бурильные трубы УБТС1:
а — утяжеленная бурильная труба бел разгружающих зареаьбовых кава-
вок; б— утяжелсчшая оурильпан треба с разгружающими зарсзьбовыми
канавками
канала, обточку по наружному диаметру и нарезание резьбы. При вращении
такой трубы во время бурения действие неуравновешенных масс будет мини-
мальным.
На рис. 3.9, а и 3.9, б представлены утяжеленные сбалансированные
бурильные трубы УВТС1, разработанные ВНИИБТ и применяемые на нефте-
промыслах.
В табл. 3.9 приведены размеры УБТС1 и тип резьбы.
В процессе эксплуатации с применением качественных смазок резьбы
и регламентируемых крутящих моментов свинчивания УБТС1 обеспечивают
безаварийную работу при форсированных режимах бурения.
Основные техническиетре бования
Допускаемые отклонения по размерам труб не должны превышать:
а) по наружному диаметру ±1 мм;
б) по внутреннему диаметру +11’5 мм;
в) по длине +400 мм.
Допускаемая кривизна канала трубы относительно его теоретической
оси в середине трубы:
для труб диаметром 89—133 мм не более 4,5 мм:
» » » 146 и 178 мм не более 3 мм;
» » » 203, 229, 254, 273 и 299 мм не более 2 мм.
133
Таблица 3.9
Размеры УБТС1 (в мм) и тип резьбы
Наружный диа- метр D Типоразмер резьбы Внутренний диаметр d Диаметр про- -точки под элеватор D,— 1 Диаметр расточ- ки di Длина конуса ниппеля 1 ч Теоретическая масса 1 м, кг
89 3с:73 38 80 42 76 2.0 36,7
108 Зс-86 3-88* 50 90 55 89 96 3,0 56,1
120 3-101 * 3-102 64 102 65 96 90 3,0 63,5
133 3-102 Зс-108 64 115 70 90 114 3,0 84,0
146 3-121 * 3-122 68 72 128 73 78 102 114 3,0 103,0 100,0
3-133 72 82 114 156
178 3-140 3-147 * 80 90 164 90 95 120 127 3,0 154,8 145,5
98
3-152* 80 95 100 95 105 110 213,3
203 3-161 * 3-162 90 80 194 127 5,0 202,0 214,6
3-171 90 202,9
3-171 90 195 115 127 5,0 273,4
229 3-177 100 105 133 260,0
3-189 100 127
3-189* 100 220 115 127 5,0 336,1
254 3-201 127 120 136 296,4
145
273 3-201 100 127 220 120 145 136 5,0 397,9 357,7
299 3-201 100 127 245 120 145 136 5,0 486,0 448,5
* Применять не рекомендуется.
434
При проверке кривизны на меньшем расстоянии от торцов труб довуска-
емая кривизна пропорционально уменьшается.
Биение наружной поверхности трубы относительно теоретической оси
канала в середине трубы:
для труб диаметром 89—133 мм не более 6 мм;
> * » 146 и 178 мм не более 4 мм;
» » » 203, 229, 254, 273 и 299 мм не более 2 мм.
При проверке биения на меньшем расстоянии от торцов труб допуска-
емое биение пропорционально уменьшается.
Допускается разностенность:
для труб диаметром 89—113 мм и 146 мм не более 5 мм;
» » » 178, 203, 229, 254, 273 и 299 мм не более
3,5 мм.
Разностенность на длине резьбовой части допускается не более I мм.
Утяжеленные бурильные трубы изготовляют из стали марки 38ХНЗМФА
по ГОСТ 4543—71, а также из стали 40ХН2МА со следующими механиче-
скими свойствами после термообработки:
Марка стали Предел текучести otj кгс/мм2 Относитель- ное удлине- ние % Ударная вязкость ак> кге- м/см2 Твердость по Бринеллю НВ
38ХНЗМФА 40ХН2МА О СЛ СП ФО о сл о 285-341 255
Для предохранения от коррозии наружные поверхности каждой трубы
должны быть окрашены.
Утяжеленные бурильные трубы диаметром 120, 133, 146, 178, 203, 229,
254, 273 и 299 мм изготовляют по ТУ 39—076—74.
Резьба
Профиль и размеры профиля резьбы утяжеленных бурильных труб
по ГОСТ 5286—58 и специальной резьбы должны соответствовать указанным
на рис. 3.6 и в табл. 3.6.
Размеры концов трубы с резьбой должны соответствовать величинам,
указанным на рис. 3.10, а, 3.10, бив табл. 3.10.
Примечание. Тип трубы, резьбы, внутренний диаметр и диаметр проточки
под элеватор устанавливает заказчик.
Предельные отклонения шага и половины угла профиля резьбы должны
соответствовать следующим величинам:
Отклонения шага, мм Отклонения половины профиля резьбы, мин
на длине резьбы 25,4 мм на всей длине резьбы
±0,05 ±0,10 ±35
Отклонения конусности по наружному и среднему диаметрам наружной
резьбы не должны превышать +0,15 мм, а по внутреннему и среднему диа-
метрам внутренней резьбы 2°’з мм на длине конуса.
135
43
s
s
Q
Я
(S
‘o'
n
X
X
Д
4
ra
Ci
299 273 254 254 229 203 178 146 133 120 108 оо to Наружный диаметр УБТ D
CO CO CO CO CO co co co co co co co co CO co COCO co W ы У со
to О 201 -201 -189 177 -189 -152 -161 -162 -171 >£S Jx 2 О CO м M M *** P* pP 66 M 101 -102 з-86 -88 со Типоразмер резьбы
MS Ms Ms Ms MS MS Ms ms ms MS MS cn MS MS Us Сл Сл Л* 4S Число ниток на длине резьбы 25,4 мм
1 : 4 1 : 4 Ms 1 : 6 Ci Ms Ci Ci Ci Ci Ci Ms Ci pp Ci Ms pp pp Ci Ci pp pp Ci Ms рр р*. Ms Ci 1 -6 1 : о Конусность 2 tg Ф
194,731 194,731 194,731 183,488 170,549 183,488 Ci СП СЛ MS Сл -q cn Ci СпКз'сОГчЭ о О 00 MS DO hp hp 00 MS com M м 00 О CO o ms Cn MS CO 115,113 117,501 О О CO Ci Ms © M -J CD P*- 94,844 96,071 80,848 82,293 67,767 средний диаметр резьбы в основ- ной плоскости dcp Ниппельны! конць
250 245 240 228 to N5 00 о 2 S 5 oo coo c p. <1 Ci Cn M Ci Ci IP*. pp MS Us h*. 1-*- pp P- M M 00 СЛ s s рР Др о о Ms др 00 Ci наружный диа- метр упорной поверхности <гв±о,4 й и муфтовый I трубы
201,980 1 201,980 201/80 189,427 177,799 189,427 h*» |-P |Pb *4 Ci Ci СП b'jsc’p* co oo M 00 Ci H* О Ci 133,339 140,195 147,949 121,709 122,781 102,010 108,709 о о M P О MS О 00 86,128 88,887 73,047 диаметр боль- шего основания конуса о,2
tc
167,83 167,83 167,83 168,260 144,549 168,260 g MX g w co co'-4 о CO MS 03 co M pp Ci О MS ’*jU cc Oo co Co M СП CD 96,209 103,781 87,010 89,109 77,438 87,010 Ci MS д 00 м 3 СП 60,380 диаметр мень- шего основания конуса di (спра- вочный) Ниппельный
Размеры концов тру
Т а б л и ц а 3.10
бы с резьбой (в мм)
колец трубы Муфтовый конец трубы
i летр ци- црического зка зарезь- )й канавки 0,5 та конуса гренний диа- > резьбы в ?кости торца 0,2 «етр кони- кой выточки юскости ia tL ±0,4 , + 3 длина конуса 12 -3 2
s §ss J в * ь © 4- я Ф Й •> § S S а Н Cj Q
tiR к юта г:— д 2 а “о И СГ 0 Ь
62 76 67,779 75 81 92 1,8
75 89 80,860 88 94 105 32
75 96 83,635 91 101 112 ,18
88,5 96 96,186 103,5 101 112 38
89,5 90 95,424 104,5 96 106 83
89,5 90 95,424 104,5 96 106 83
97,5 114 103,441 110,5 120 132 <07
108.5 102 116,457 124 107 118 95
111,5 114 117,513 124,5 120 132 107
122 114 128,071 135 120 132 107
125,5 120 133,629 142,5 126 138 112
135,5 127 141,363 150,5 133 145 •118
139,5 127 145,600 154,5 133 145 -118
149,5 127 155,334 164,5 133 145 •118
150 127 157,213 164,5 133 145 718
159 127 164,950 174 133 145 •118
163 133 171,235 180,5 142 150 •123
163 127 182,841 192 133 145 118
171 127 182,841 192 133 145 1.18
187,5 137 195,42 205 147 158 :27
187,5 137 195,42 205 147 158 127
187,5 137 195,42 205 147 158 :!27
жен быть равен углу уклона резьбы.
137
Резьбу каждого ниппельного конца трубы необходимо проверять: с про-
филем по ГОСТ 5286—58—резьбовым калибром-кольцом по ГОСТ 8867—58
и гладким калибром-кольцом; специальную резьбу — резьбовым и гладким
калибрами-кольцами; резьбы проверяют также специальными накладными
приборами.
профилем
Рис. 3.10. Резьбовые соединения утяжеленных бу-
рильных труб:
а — соединение утяжеленных бурильных труб без разгру-
жающих зарезьбовых канавок; б — соединения утяжеленных
бурильных труб с разгружающими зарсаьбовыми канавками
Измерительная плоскость калибров-колец должна совпадать с основной
плоскостью. Измерительная плоскость калибров-колец при контроле нип-
пельных концов труб не должна доходить до упорного уступа ниппеля на Вели-
кину А = 15,875 мм. Допустимые отклонения: для резьбовых калибров-
колец -|-0,25 мм, для гладких калибров-колец —0,8 мм (для резьбы конус-
ностью 1 : 4) и —1,2 мм (для резьбы конусностью 1 : 6).
Резьбу каждого муфтового конца трубы необходимо проверять: с про-
филем по ГОСТ 5286—58 — резьбовым калибром-пробкой, по ГОСТ 8867—58
и гладким калибром-пробкой, специальную резьбу — резьбовым и гладким
калибрами-пробками, а также специальными накладными приборами.
Измерительная плоскость калибров-пробок должна отстоять от основ-
ной плоскости па 15,875 мм. Измерительная плоскость калибров-пробок
138
при контроле муфтовых концов труб должна совпадать с упорным торцом
муфтового конца трубы.
Допускаемые отклонения: резьбовой калибр-пробка может не доходить
до торца не более чем на 0,25 мм, а гладкий калибр-пробка может перейти
за торец не более чем на 1,2 мм — для резьб конус-
ностью 1 : 6 и на 0,8 мм — для резьб конусностью 1 : 4.
Упорный уступ ниппельного конца трубы, а также
упорный торец муфтового конца трубы должны на-
ходиться в плоскости, перпендикулярной к оси резьбы.
Отклонения от плоскостности не должны превы-
шать 0,07 мм на ширине упорного ниппельного конца
трубы или упорного торца муфтового конца трубы.
Отклонения от перпендикулярности не должны превы-
шать 0,07 мм.
Шероховатость поверхности резьбы должна быть
не ниже 6-го класса чистоты по ГОСТ 2789—73,
Резьба фосфатируется.
Резьба (по впадинам) и зарезьбовые канавки об-
катываются роликом.
Для повышения динамической прочности УБТС1
при бурении в особо тяжелых условиях рекомен-
дуется применять в соединениях труб резьбу СК-90
с углом профиля 90°. По данным исследований динами-
ческая прочность соединения увеличивается при этом
от 31 до 60%. Профиль резьбы СК-90 представлен на
рис. 3.6, а размеры профиля в табл. 3.11.
Рис. 3.11. Утяжеленная бурильная труба с замками
УБТСЗ
Таблица 3.11
Размеры параметров профиля резьбы СК-90
Элементы профиля резьбы
&
Конусность 2 tg высота теорети- ческая остро- угольной резьбы Н высота профи- ля рабочая высота профиля /1 высота среза вершин про- филя е ширина среза вершины « радиус закруг- ления впадин г зазор по вершинам
1 ; 4 0,4922 0,3431 0,2990 0,0966 0,1933 0,1266 0,0442
1 : 6 0,4965 0,3461 0,3016 0,0975 0,1950 0,1277 0,044(5
1 : 8 0,4980 0,3472 0,3025 0,0978 0,1956 0,1281 0,0447
139
Рис. 3.12. Размеры
утяжеленных бурильных
труб УБТСЗ:
а — замок) б — труба
Размеры утяжеленных бу
Обозначение трубы: Утяжеленная труба
d2 D„ dT ^н. т L L2 Li Ls
УБТСЗ-146 121,018 108,5 125 60 112,65 208 100 94 83 75
УБТСЗ-178 148,714 128,5 153 70 132,65 227 108 94 83 75
УБТСЗ-2ОЗ 168,578 136,5 173 80 140,65 242 118 94 83 75
УБТСЗ-229 188,149 156,5 193 80 160,65 257 118 94 83 75
Размеры ведущих бурильных труб
Ведущая труба Обозначение резьбы, предназначенной для соединения переводни- ков с ведущей трубой
обозначение трубы Di D2 d ^пн. т L
TBKU-112 105,5 95,5 74 99,6 166 ТТ99Х 5,08X1 : 32
ТВ К П-140 ТВКП-155 128,5 146,5 118,5 136,5 85 100 127,6 140,6 190 190 ТТ127Х 5,08x1 : 32 ТТ140Х 5,08x1 : 32
140
В некоторых случаях при бурении скважин с целью облегчения ремонта,
а также повышения износостойкости резьбы применяют утяжеленные
бурильные трубы с замками с коническими стабилизирующими поясками
(рис. 3.11). Замок УБТСЗ изготовляют высокопрочным с пределом теку-
чести выше 75 кгс/мм2, в то время как трубу можно изготовлять из менее
прочного материала. Изношенный замок может быть легко заменен: непо-
средственно на буровой с использованием установки, размещенной па авто-
машине (трубы с замком собирают горячим способом).
ВНИИБТ разработаны конструкции УБТСЗ диаметрами 146, 178, 203
и 229 мм. Для соединения трубы с замком применена трапецеидальная резьба
ТТ труб ТБВК и ТБНК: ТТ112 X 5,08 х 1 : 32; ТТ132 X 5,08 X 1 : 32;
ТТ140 X 5,08 х 1 : 32 и ТТ160 X 5,08 X 1 : 32. Размеры соединений
приведены на рпс. 3.12 и в табл. 3.12.
Отношение большего диаметра посадки к длине стабилизирующего
пояска принято 1,1—1,5, а диаметра охватывающей детали (замка) к охваты-
ваемой (трубе) 1,2.
Ведущие бурильные трубы с замками
Применение ведущих бурильных труб с замками (переводниками), со-
бранными горячим способом на обычной треугольной резьбе, ведет к усталост-
ным разрушениям, вызывая аварии и осложнения в бурении. Изготовление
ведущих труб с высаженными концами или обеспечение утолщения на концах
труб за счет механической обрабо;ки квадратного или шестигранного сече-
ния средней части трубы, а также путем приварки концов является опе рацией
довольно трудоемкой.
Поэтому заслуживает внимания конструкция ведущих труб с кониче-
скими стабилизирующими поясками типа ТВКП-112, ТВКП-140 и ТВКП-155,
Таблица 3.12
рильпых труб УБТСЗ (в мм)
Обозначение резьбы, предназначенной для соединения с трубами Замок L«
замковая резьба D d, d ^вн. м
ТТ112Х 5,08X1 : 32 3-121; 3-122 146 120,688 124 112,27 206 85
ТТ132Х 5,08X1 : 32 3-147 178 148,344 152 132,23 225 95
ТТ140Х 5,08x1 : 32 3-171 203 168,188 172 140,21 240 105
ТТ160Х 5,08x1 : 32 3-171 229 187,719 192 160,17 255 105
Таблица 3.13
ТВКП с коническими поясками
Переводники
обозначение переводни- ков замковая резьба В d, и. м Li
ПВНК-112 ПВВК-112 ПВНК-140 ПВНК-155 ПВВК-155 3-121 3-122 3-147 3-171 146 178 203 105,20 128,15 146,11 99,30 127,25 140,21 164 188 188 107,325 136,025 148,975
141
Рис. 3.13. Ведущая бурильная труба с переводниками с коническими пояс'
ками типа ТВКП:
1 — верхний переводник ПВВК; 2 — труба; з — нижний переводник ПВНК
Сбег _
резьбы
-------93^
— 85 ~ длина-^»~
резьбы с полным
Рис. 3.14. Размеры ведущих бурильных труб ТБКП с коническими поясками:
а — переводник; б — труба
142
(рис. 3.13). Здесь предусматривается горячекатаная (или с механической обра-
боткой) термообработанная труба с посаженными на нее горячим способом
замками. Замки (переводники ПВВК и ПВНК) изготовляют высокопрочными
из стали марки 40ХНМА с пределом текучести ат = 75 кгс/им2, 64 = 12%,
<р = 45%, ан — 8 кгс-м/см2, НВ = 285 ч- 340. Переводники навинчивают
на трубу на трапецеидальной резьбе ТТ. Размеры резьбовых соединений
представлены на рис. 3.14 и в табл. 3.13.
Отношение большего диаметра посадки к длине стабилизирующего пояска
принято 1,2—1,4, а диаметра охватывающей детали (переводника) к охваты-
ваемой трубе 1,3.
Трубы бурильные с блокирующим пояском ТБС
С целью уменьшения усталостных поломок в резьбе бурильных и веду-
щих труб используют различные конструкции соединений с разгружающими
поясками.
На рис. 3.15 и 3.16 показана конструкция соединения с разгружающим
пояском и стандартной резьбой по ГОСТ 631—63.
Рис. 3.15. Ниппельная часть бурильного замка
с блокирующим пояском ЗШС
Применение стандартной резьбы значительно упрощает изготовление
труб с разгружающими поясками (отсутствует необходимость в специальном
измерительном и режущем инструменте). Это позволяет осуществить указан-
ную конструкцию не только в заводских условиях, но и в промысловых.
В табл. 3.14 даны основные размеры соединения трубы и замка с блоки-
рующим пояском.
Таблица 3.14
Размеры соединения трубы и замка с блокирующим пояском (в мм)
Условное обозначе- ние трубы Условное обозначе- ние замка -Di -Di D, ±0,05 Dt D. I, G L
ТСБ-89 ЗШС-113 108 qq+O/IO JO+0,19 93 105 38 60 100 275
ТБС-114 ЗШС-146 146 11S4-0,2 0 118 130 80 60 120 305
ТБС-140 ЗШС-178 178 л Ztr + 0.38 1 1J+0,24 145 160 127 60 125 350
Бурильная труба отличается от стандартной наличием небольшой наруж-
ной высадки (D2). Размеры ниппеля и муфты замка для соединения с трубой
выполняются одинаковыми.
143
Для получения разгружающего пояска на бурильном замке расточка
замка со стороны трубной резьбы выполняется на 50 мм длиннее. Блоки-
рующий поясок может быть выполнен как цилиндрическим (см. рис. 3.15),
так и коническим. Диаметр расточки ниппеля и муфты меньше диаметра по-
яска на трубе. Замок на трубу навинчивают в горячем виде после нагрева
до температуры 400—420° С.
Рис. 3.16. Труба бурильная для со-
единения ЗШС
Кольао Сварка
Рис. 3.17. Соединение трубы и замка
с приварным кольцом
Указанную конструкцию бурильных труб применительно к промысло-
вым условиям изготовляют по следующей технологии. Стандартную трубу
по ГОСТ 631—63 протачивают по наружному диаметру за резьбой на длину
приблизительно 70 мм. Затем изготовляют кольцо шириной 50 мм с внутрен-
ним диаметром, обеспечивающим натяг по проточенному участку трубы,
равный 0,2 мм. Кольцо в нагретом виде надевают на трубу, после чего навин-
чивают стандартный бурильный замок по ГОСТ 5286—58. Затем кольцо при-
жимают к торцу замка и после его охлаждения приваривают к ниппелю или
муфте замка на сварочном полуавтомате. Изготовление трубы этой конструк-
ции (рис. 3.17) освоено, например, в объединении Ставропольнефтегаз.
Глава 4
РАСЧЕТ БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН
Бурильная колонна предназначена для подвода энергии (механической,
гидравлической, электрической) к долоту, обеспечения подачи промывочной
жидкости к забою, создания осевой нагрузки на до лото,восприятия реактив-
ного момента долота и забойного двигателя.
Бурильная колонна подвергается воздействию различных по характеру
и величине усилий, к которым относятся:
а) осевое растягивающее усилие от собственного веса и перепада давле-
ния на долоте и забойном двигателе;
б) осевое сжимающее усилие от собственного веса;
в) изгибающий момент, возникающий при вращении колонны;
г) крутящий момент, необходимый для вращения колонны и передачи
энергии долоту при роторном способе бурения;
д) реактивный момент забойного двигателя;
е) гидравлическое давление промывочной жидкости;
ж) силы трения о стенки скважины и обсадную колонну;
з) осевые нагрузки, возникающие при затяжках и прихватах бурильной
колонны: инерционные силы, проявляющиеся при спуско-подъемных опера-
циях, и др.;
и) изгибающий момент при работе в наклонной и искривленной колонне;
к) изгибающие моменты, возникающие при бурении с плавучих средств
в связи с перемещением судна;
л) продольные, поперечные и крутильные колебания, действующие
преимущественно в нижней части колонны и зависящие от уравновешенности
вращающегося вала, степени однородности разбуриваемых пород, устойчи-
вости режима работы забойного двигателя и др.
Характер нагрузок, действующих на бурильную колонну, не постоянен,
а изменяется по всей длине. Если у забоя скважины действуют главным обра-
144
зом переменные нагрузки, то по мере приближения к устью скважины преоб-
ладают постоянные нагрузки.
Отличительной особенностью бурильной колонны является потеря г про-
цессе работы устойчивости прямолинейной формы равновесия под действием
продольных и поперечных сил и крутящего момента. Ось бурильной колонны
в общем случае принимает форму пространственной спирально-изогнутой
кривой переменного шага, величина которого увеличивается в направлении
от забоя к устью скважины.
Колонна может вращаться как вокруг собственной осп, так и вокруг оси
скважины. По длине колонны могут наблюдаться участки, вращение которых
происходит вокруг оси скважины, в то время как на других участках колонна
вращается вокруг собственной оси.
Вращение изогнутой колонны вокруг собственной оси приводит к знако-
переменным напряжениям. Эксцентричное расположение труб в скважине
также вызывает при вращении переменные напряжения в связи с изменением
величины прогиба полуволны, возникающей под действием центробежных
спл. Прп числах оборотов, близких к критическим, формы равновесия ко-
лонны будут неустойчивыми и вращение будет сопровождаться ударами
колонны о стенки скважины.
Практически формы изгиба колонны при вращении не одинаковы не всей
длине, а изменяются для различных ее участков в зависимости от скоэости
вращения, характера расположения в скважине, действующих сил и других
факторов.
При использовании забойных двигателей (турбобура, электробура) работа
бурильных труб улучшается. В связи с отсутствием вращения устраняются
переменные изгибающие напряжения, которые являются обычно причиной
сломов труб и бурильных замков. При работе забойными двигателями исклю-
чается инерционный эффект вращающейся колонны.
Устойчивость бурильной колонны
Устойчивость прп осевых сжимающих нагрузках
Под действием собственного веса бурильная колонна, находясь под влия-
нием сжимающих сил, может подвергнуться продольному изгибу.
Критическую нагрузку, при которой колонна теряет устойчивость,
определяют из выражения
Р’кр— (1,94 — 3,41) У7~Г^. (4.1)
Коэффициенты определены для опертого и защемленного нижнего гонца
колонны.
На рис. 4.1 показаны зависимости Ркр от длины колонны I. Для колонны
значительной длины РкР будет зависеть только от граничного условия на ниж-
нем конце колонны. Выбор коэффициента связан с типом долота и твердостью
разрушаемой породы. Для_опертого конца при увеличении сжимающей на-
грузки до Р = 4,22 q- (по Лубинскому) образуется вторая полуволна,
расположенная над первой.
В результате искривления колонны образуются как сжатый, так и растя-
нутый участки. Если растянутый участок отсутствует, то искривление проис-
ходит под действием веса всей колонны. В этом случае критическая длина
для стер?кня с двумя опертыми концами равна
^кр = 2,65 l/^ — , (4 2)
Г Q
Для свечей, устанавливаемых в буровых,/кр определяют из выраже-
ния (4.2).
Увеличение нагрузки на долото может привести к изменению формы
равновесия нижней (первой) полуволны над долотом. Приближенные значения
10 Заказ 754
145
нагрузок на долото, приводящих к различным формам плоского изгиба ниж-
ней полуволны при ограничении деформации колонны стенкам скважины
(или обсадной колонны), определяют из выражений
р'" 1бл2ЛУ
^кр
Критические нагрузки для труб некоторых размеров приведены
в табл. 4.1.
Т а б л и ц а. 4.1
Критич- скан натру.ж а, '1 с Диаметр бурильных труб, мм Диаметр УБТ, мм
[ 1 4 140 I4G 178 2 0 3
Рд Рд 0,97 2,4 8,2 1,45 3,60 12,10 4,3 10,6 36,0 7,8 19,5 66,0 10,5 26,5 90,0
ГТ I, и )
CitПКИ к м.
ч .< if и е. i. 1< J >iTi нческ у ю нагрузку определили дли л • i ;.«'i с 'lonmini'ni
Критическим нагрузкам первого и второго порядков (Рд п Рл) будет
cocTi'cTfiповить одна полуволна искривленной колонны, а нагрузке третьего
Рис. 4.2. Зависимость между кри-
тической нагрузкой п длиной сво-
бодно подвешенной колонны:
Рис. 4.1. Зависимость между кри-
тической нагрузкой и длиной ко-
лонны.
7 — верхний конец защемлен, нижний
оперт; 2 — оба конца оперты; л — оба
конца защемлены; 4 — верхний конец
оперт, нижний защемлен
7 — верхний конец Защемл.еп; 2 --- Н'рх-
ний конец uiic.pi
порядка — три полуволны. Для нагрузок, обычно применяемых в буренпп,
число полуволн над долотом на длине ZKP для УБТ не превышает одной.
146
Для свободно подвешенной колонны, нагруженной концевой сосредото-
ченной силой Р, критическая нагрузка при длине колонны I 4,3 fEJjq
будет равна _____
7’кр- 1,02 ]fEJq2. (4.3)
На рис. 4.2 показано изменение критической нагрузки в зависимости
от длины и граничных условий для верхнего конца колонны. Потеря устой-
чивости в этом случае произойдет в нижней части колонны, а остальная часть
сохранит прямолинейную форму, ____
Если длина искривленной колонны I t ,51 /EJ/q, сжимающие напря-
жения будут действовать по всей длине изогнутого стержня; с увеличением
длины Z на части искривленного участка будут сжимающие напряжения,
на остальном — растягивающие.
Устойчивость при кручении
Для нижней части колонны, сжатой силами собственного веса, крутящий
момент, при котором колонна теряет устойчивость прямолинейной формы,
определяют из выражения
М = j/ \n2(EJ)2 2qiEJ (4.4)
Как видпо из уравнения, собственный вес колонны уменьшает критиче-
ское значение крутящего момента. Для растянутой части колонны критиче-
ский момент приближенно вычисляют
М = + 2qlEJ . (4.5)
Если длина колонны больше Zmax = 4n2EJ/q, то потеря устойчивости
будет наблюдаться на длине /щах, а остальная часть колонны сохранит прямо-
линейную форму под действием собственного веса. Для труб, применяемых
при бурении забойными двигателями, величина критического момента при
длине Zmax превышает действующие моменты. Поэтому при бурении забойными
двигателями, когда отсутствует вращение, колонна в растянутой части не те-
ряет устойчивости, сохраняя прямолинейную форму.
Устойчивость при вращении
В процессе холостого вращения бурильная колонна подвергается воз-
действию центробежных сил, приводящих к искривлению колонны в ре-
зультате потери устойчивости прямолинейной формы равновесия.
Критическое значение чисел оборотов колонны при холостом вращении
определяют из выражения
If g /E.lnri.i-i Рт-л- , 0,25т'-л2 — 1 \ пт (4 fl
Т \ “адз- н 4 ) T&m-i* ’ '
где т = 1, 2, 3- характеризует формы искривления колонны; с увеличе-
нием т увеличивается число полуволн на колонне; каждому значению т
соответствует свое критическое число оборотов; Р —концевая растягива-
ющая сила.
Для длинных колонн и малых значений т влиянием'жесткости колонны
можно пренебречь.
Пренебрегая первым слагаемым, получаем
30 ~]f g /Рт2л2 . (),25т2л2—1\ лт
л Г I \ 8ql ' 4 ) 1,5лтп—4’
10*
147
При Р -= 0 наименьшее значение п определяют при т =» 1:
п = 12,1 ГТТ?.
В процессе бурения вращающаяся бурильная колонна в отличие от холо-
стого вращения будет иметь как растянутый, так и сжатый участки, на кото-
рые действуют центробежные силы.
Критическое число оборотов находят из выражения
Знак плюс относится к растянутой части колонны, минус — к сжатой
части. При малых значениях т и большой длине I первым слагаемым можно
пренебречь, тогда при Р = О
п Kg/2/.
С повышением числа оборотов увеличивается число полуволн, т. е. вели-
чина т. Поэтому при больших значениях т, соответствующих применяемым
в практике числам оборотов ротора, пренебрегать жесткостью сечения
нельзя.
Для определения изгибающих напряжений при вращении необходимо
знать длину полуволны, которую рассчитывают по формуле Г. М. Саркисова:
£ = 22л / о.г12 j/o,252-? , (i.s)
где ш — угловая скорость; г — координата того места колонны, где опре-
деляется длина полуволны (для растянутой части z нужно принимать поло-
жительной, для сжатой — отрицательной; отсчитывать следует от плоскости
раздела сжатой и растянутой частей колонны) в м; J—момент инерции сечения
трубы в см4; q — вес 1 см трубы в кгс.
Устойчивость при воздействии бурового раствора
Потеря устойчивости колонпел возможна при спуске колонны с обрат-
ным клапаном, установленным под долотом, когда q трубы может быть
меньше qit.
Исли <1 - q„, a ~-2 ,
Z — ln
то потери устойчивости не будет (qa — вес 1 см жидкости, вытесненной колон-
ной; 511 — вес 1 см жидкости внутри колонны; 10 — расстояние от устья
до уровня жидкости в колонне).
Если ?<7„, а 22" 2_ > д,, г (qH — q),
Z — Z()
о потеря устойчивости произойдет при критической длине
L ^(Z-Zo)
\ / HJ (qa — q)* ) * Ян Я
где т определяется прп следующих значениях:
п
. О 0,1 0,3 0,5 1. 2
. 1.98 1.99 2,02 2,07 2,22 2,32 2,34
U-z0) 31/21Z21 \ .
Г EJ \<7н — <7 /
148
Если l0 = I, т. e. колонна не заполнена жидкостью, то
(4.9)
При отсутствии обратного клапана и колонна, погруженная
в жидкость, устойчивость не теряет.
Действие движущейся жидкости на колонну отличается от рассмотрен-
ного влияния гидростатических сил столба жидкости. Внешнее рп и внутрен-
нее />ц избыточные устьевые давления не оказывают влияния на устойчивость
колонны, если давление действует на замкнутую поверхность трубы.
При выходе жидкости из колонны последняя не является замкнутой
полостью. В этом случае при определенных условиях колонна может :тоте-
рять устойчивость, искривляясь в основном в нпжней части над долотом.
Критические значения перепада давления при выходе жидкости из ко-
лонны определяют из выражения
Л, к- ' ^А7"; (4,10)
г о
Для свободно подвешенной колонны при к = 3,1 происходит потеря
устойчивости с переходом в режим движения; для колонны, опирающейся
на забой, потеря устойчивости произойдет при к = 1,94 с переходом к смеж-
ной форме равновесия.
Устойчивость в общем случае нагружения
Для общего случая нагружения критическая нагрузка от собствен-
ного веса будет равна
/’кр - (1,94 3,41) RJ (<i \-rFв ЛкЛ п)2 — До/-о •—-Fк
(4.11)
где q, q,K — вес единицы длины трубы и вес жидкости в кгс; ДТДК — истери
давления жидкости на единице длины колонны в трубах и кольцевом про-
странстве в кгС/См-;и F»—площадь трубы по наружному и внутреннему
диаметрам в см-; р0 — перепад давления в долоте в кгс/смД Fa — площадь
проходного отверстия в см2; у — удельный вес жидкости в кгс/см:); vn, vK—
скорость жидкости в трубах и кольцевом пространстве в м/с; FK— площадь
кольцевого сеченпя в см2.
Критическое число оборотов для общего случая нагружения равно
и ]/(ту7±/--/><> ±9,5^) а,
тогда
Рй =A)fo + |7^ (.дк)гн-(^-дт) +
а длина полуволны
Д= —1/ 0,54 + |/.1.2S.1-’ м, (4.12)
СО J/ Г 1О'(/
где
А -1002(м - [(^ + т) -
__ / Уж Рт \ р ”1 (р Н~2 .
\ 10 I ) J q ’
149
la — длина сжатой части колонны в и; z — координата в и;' рк, рт — потери
давления в колонне и затрубном пространстве в кгс/см-; q— вес 1 см трубы
в’кгс; — удельный вес жидкости в гс/см<.
Скорость движения и давление раствора уменьшают длину полуволны.
Разница в длинах полуволн, определенных по формулам (4.8) и (4.12),
увеличивается с приближением к устью скважины.
Напряжения, возникающие в колонне
Растяжение
Растягивающее напряжение для бурильной колонны в вертикальной
скважине можно определить из зависимости, учитывающей собственный вес
колонны и перепад давления в забойном двигателе и долоте:
[(Z -Zo ) q ф- Zo7o -I- G| (1 — ) Ftl (p„ -|-p0)
<T|.==--------------------У _-------------, кгс/см2, (4.13)
где Z — длина бурильной колонны в м; Zo — длина утяжеленных бурильных
труб в м; q — вес 1 м трубы в кгс; q — q2 + q.2 -f- qy, q2 — вес 1 м гладкой
трубы в кгс; — вес высаженных концов труб, приведенный к весу 1 м
трубы, в кгс; — вес замка для бурильной трубы, приведенный к весу 1 м
трубы, в кгс; — вес 1 м утяжеленных бурильных труб в кгс; G — вес
забойного двигателя долота в кгс; F^— площадь проходного капала трубы
в см2; F — площадь сечения бурильной трубы в см'; — перепад давления
в забойном двигателе в кгс/см2; р0 — перепад давления в долоте в кгс/см2.
Приблизительная оценка величины ар может быть получена из выраже-
ния
<т1; к £)—кгс см2
1 10
(4.14)
где у, у,к — удельный вес материала труб и жидкости в гс/см2; к —
коэффициент, учитывающий влияние замков и высадки для стальных
труб, к = 1,15.
Для бурильной колонны в наклонной скважине растягивающие напря-
жения с достаточной для практики точностью можно определить из выраже-
ния
Г п -п
2 .<11 az+2 I G) (j.ifisiiian-;-cosc/.„) :
L i= L i-1
X (l-^sVl-F-ACpn+jao)
<jp------------------------2------)—L-------------------------------. кгс/см2,
(4.1.7)
где Qi — вес Z-го участка бурильной колонны; р/ — коэффициент трения
бурильных труб на Z-м участке; а, — угол наклона скважины, соответству-
ющий г'-му участку; ап, Цп— соответственно угол наклона и коэффициент
трения на последнем участке.
При а/ — ап — 0 выражение (4.15) переходит в формулу (4.13), так как
^Ql -(l-la)q.
Если колонна многоразмерная и состоит из нескольких секций, то напря-
жения определяют для каждого размера и секции.
С учетом инерционных усилий общую нагрузку на трубы при подъеме
колонны находят из выражения
Q» = Q^ п!‘а.
150
где Рд — динамическая нагрузка
_ QLyEF . -l//<2L0£F\2 , SQ^EFl-yEi^EF+
p _ n r \ n ) ' n'tq
A 2 (Lo^F + lna^fj)
(4.16)
Здесь Q — вес бурильных труб в кгс; Ло — длина всех струн талевого каната
(» + 2) в см; Е, Е1 — модули упругости материала труб и талевого кагата;
F, Ft — поперечное сечение бурильных труб и талевого каната в см2; п —
число струн талевого каната, несущего талевый блок; и — скорость ходового
конца каната, набегающего на барабан лебедки, в см/с; I—длина бурильной
колонны в см.
Для колонн длиной болев 1000 м динамическую нагрузку определяют
по формуле
где а = V Eg/'f — скорость звука в металле.
Растягивающие напряжения, возникающие при посадке колонны, дви-
жущейся с постоянной скоростью, на элеватор или клинья вычисляют по
формуле
<Т:=Лст4~---, (^.17)
а
где ост— статическое напряжение от собственного веса колонны; и — изме-
нение скорости движения колонны.
При ударе, вызванном падением колонны с высоты h, напряжение можно
определить по формуле
где а0 — напряжение от собственного веса.
Сжатие
Наибольшие сжимающие напряжения будут действовать в нижнем сече-
нии труб
....
F *
где Q — вес труб, создающих осевую сжимающую нагрузку;
(/'к 4 Уж*) /’0 (^п — Fol,
К р у ч е и и о
Касательные напряжения возникают по всей длине вращающегося бу-
рильного вала в зависимости от величины крутящего момента. Неравномер-
ная подача энергии от источника, с одной стороны, и неравномерное погло-
щение энергии бурильной колонной, с другой стороны, приводят к изменению
величины крутящего момента в процессе вращения.
Неравномерное изменение момента влечет за собой ускорение или замед-
ление вращения длинного упругого вала, что в свою очередь создает
крутильные колебания. Возникающие колебания являются источником
переменных касательных напряжений.
В общем случае при действии периодических моментов величину крутя-
щего момента, возникающего в любом сечении колонны, можно определять
по формуле
.11 ,Vcp -I У. Мк sin (kut ) фк).
4.18)
151
где Л/ср — средний крутящий момент в рассматриваемом сечении; Мк —
переменная величина крутящего момента (амплитуда) в зависимости от по-
рядка гармоники к', ш — угловая скорость вращения; <рк — сдвиг фаз;
t — время.
Так как источником неравномерного вращения колонны является изме-
нение сопротивления вращения долота и колонны, то при определении
для труб, расположенных у забоя, можно ограничиться диаграммой М = / (cot),
полученной при стендовых испытаниях долот.
Напряжения, возникающие при действии переменных нагрузок:
т Л/,: Пк;, (4.19)
где РГКр— полярный момент сопротивления в см3.
Среднее значение постоянного крутящего момента можно определить
по диаграмме М = / (cot) из выражения
2Я
Л/ср—1/2л ( Md (at)
о
и по известной формуле
Мер = 71 бЙОЛ'/п.
Касательные напряжения от постоянных нагрузок
т = ^£Е== 71 620—кгс/см®, (4.20)
TVkp cilVKp
где N — мощность, затрачиваемая на вращение колонны, в л. с.; N = 1VX. i +
-|- Nя (Nx. в— мощность, затрачиваемая на холостое вращение; АГЛ — мощ-
ность, затрачиваемая на преодоление сопротивления при работе долота);
п — скорость вращения бурильной колонны в об/мин.
Величину Nx. п определяют по формуле В. С. Федорова:
7VX. в = суж кВт, (4.21)
где уж — удельный вес промывочной жидкости в гс/см3; d — наружный диа-
метр бурильной трубы в м; I — длина бурильной колонны в м; п — скорость
вращения колонны в об/мин; с — коэффициент, зависящий от искривления
скважины.
Угол искри-
влении „ . „ „
скважины, 3“J 6—J 10 — 12 до 10
градус
с ..... 22,С-1О-:>4-28,8»10-3 30,8.10-3-*-34г3.10-> 352«10"3 -т-40,'МО'5
В направленно-искривленных скважинах при угле искривления 18 —
— 25° с = 41,5-10_5, при угле искривления 26 — 35° с = 47,5-Ю-5 = 52,2 х
x10’s. Для вертикальных скважин с — 18,8-Ю-5.
Величину Na можно ориентировочно определить из табл. 4.2.
Мощность, затрачиваемую на холостое вращение колонны при геолого-
разведочном колонковом бурении, определяют из зависимости:
Скорость вращения штанг,
об/мин.......................... 1(Ю 150 200 2511 3(10
Мощность на вращение колон
ны длиной 100 м, л. с..... 0,4—0.8 0,8—1,4 1,5—2.5 2.5.5 5 3—5
Примечание. Меньшие значения следует брать для труб диамет-
ром 42 мм. большие — для труб диаметром 63,5 мм.
Мощность, необходимая для вращения колонкового долота:
ЛГД=МО/’, (4.22)
152
Таблица 4.2
Диаметр долота, мм Мощность Л'д в кВт при скорости вращения ротора, об/мин Оссиан нагрузка на доло’ о тс
6 8 92 1 18 168 220 296 420
394 32 48 70 14
346 14 28 42 56 — — — 9—0
346 28 56 80 — — — — 12-14
346 60 70 84 — 160 210 15
295 — 42 — 78 9
295 — — — — 60 — 110 12
295 — — 72 — — 13
295 — — — 84 84 108 14—16
269 — 12 — — — — — 10
269 17 — — — — — 15
269 — 21 28 — — — — 17,5
243 —- 10 15 20 25 — — 7—8
140 9 — — — — — — 5,5
где No — удельная мощность, отнесенная к 1 см2 забоя, в л. с.; (JV 0 колеб-
лется в пределах 0,08—0,25 л. с. в зависимости от скорости вращения, давле-
ния на забое, скорости бурения); F — площадь забоя в см2.
Для ведущих труб касательные напряжения определяют в зависимости
от формы сечения труб. Для ведущих труб квадратного сечения наибольшие
напряжения будут на наружной поверхности трубы в середине квадрата
ттах —
0,6Л7 кр
(5.23)
где г — радиус капала трубы; а — половина стороны квадрата.
Для шестигранных ведущих труб наибольшее напряжение будет в 'ере-
дине боковых сторон шестигранника:
0,6651Икр
(4.24)
где Ь — половина расстояния между противоположными боковыми с.’оро-
нами шестигранника.
Изгиб
Изгибающие напряжения в колонне связаны с различными причинами,
вызывающими ее искривление: вращение колонны, сжатие колонны усиле-
нием, превышающим критическое значение; искривление ствола скважины;
искривление бурильной колонны при бурении с плавучих средств, связанное
с перемещением судна и влиянием водной среды.
В зависимости от условий работы бурильная колонна может вращ1ться
вокруг собственной оси или вокруг оси скважины. Характер вращения опре-
деляется величиной затрачиваемой энергии. Энергия, необходимая для вра-
щения колонны вокруг оси скважины, расходуется на работу центробежных
сил, на преодоление сил трения труб о стенки скважины и сил сопротивления
при вращении колонны в жидкости.
153
Энергия на вращение изогнутого участка колонны вокруг собственной
оси расходуется на работу вращения изогнутой колонны, работу сил трения
о стенки скважины и жидкость.
Учитывая, что расход энергии изменяется по длине скважины во времени
и зависит от многих факторов, на практике часть бурильной колонны может
вращаться вокруг собственной оси, а часть вокруг оси скважины. Напряже-
ния изгиба в трубах будут равны:
А. Напряжения, возникающие в теле трубы, изогнутой в результате
потери устойчивости колонны при вращении вокруг оси скважины, опреде-
ляют из выражений
л2£ df „ O^Edf .
°а==-й^> (4'25)
где От — постоянные напряжения; оа — переменные напряжения; d — диа-
метр трубы; / — стрела прогиба колонны, равная / = (£>скв— d)/2; L —
длина полуволны изогнутой колонны, определяемая по формулам (4.8),
(4.12).
Изгибающие напряжения в резьбовом соединении бурильных труб с на-
винченными замками равны
От ==
fl
L*Wi
Оа-
(4.26)
где/i стрела прогиба бурильного замка; WL — осевой момент сопротивле-
ния высаженного конца трубы в основной плоскости резьбы.
Наибольшие напряжения будут на тех участках колонны, на которых
наблюдается наименьшая длина полуволны, т. е. в нижней части колонны.
Б. Напряжения, возникающие в трубе, изогнутой в результате потери
устойчивости только от осевых сжимающих нагрузок и вращающейся вокруг
собственной оси, будут
oa-=M/W. (4.27|
Приближенное значение изгибающего момента в месте касания (в сред*
ней части) изогнутой колонны определяют из выражения
М =________
1— nl
2tgnJ_
(4.28)
Осевая нагрузка применительно к формуле (4.28) должна находиться
в пределах
n2EJ <P_i_ Qi ..Ao.iEJ
I' "" ' 2 1; I1
(при усилии fatEJ/l2 момент стремится к нулю и средний участок изогнутой
полуволны начинает прилегать к стенке скважины).
В. Изгибающие напряжения! колонне, изогнутой по оси скважины,
находят по формуле ’
ствз = ^-, (4.29)
2р
где р — радиус искривленного участка скважины с учетом угла искривления
и азимута.
Напряжения пиз при вращении принимаются знакопеременными, так
как вращение колонны на искривленных участках под влиянием собственного
веса происходит вокруг своей оси.
154
В случаях А, Б, В рассматривался плоский’изгиб колонны. Для прост-
ранственного изгиба колонны в скважине, когда бурильная колонна под
действием осевой сжимающей нагрузки Р прижимает спиральную <Jорму
с шагом h = 2nV2EJ/Р, изгибающий момент в формуле (4.27) будет ; авен
M = Pf/2. (1.3d)
Напряжение в трубах, п о д в’е ш е и н ы]х на клиньях
Трубы подвергаются в клиновом захвате осевым растягивающим напря-
жениям от собственного веса колонны, сжимающим нормальным на ряже-
ниям в круговом (тангенциальном) направлении и изгибающим напряжениям
в осевом направлении. Осевую нагрузку (вес колонны), при которой напря-
жения в трубе достигнут предела текучести, получим из выражения
Q =------, (4.31)
। ; dcP
’ М 1g' (а + ф)
где F — площадь сечения трубы; — средний диаметр трубы; I — д игпа
соприкосновения клина с трубой; а — угол наклона клина; <р —• угол тр<ния.
Формула применима при 02 3/2л, где
/3 (1 -~ц)2
Т7/Г
Здесь р — коэффициент Пуассона: s — толщина стенки: R — радиус трубы.
Коэффициент С учитывает неравномерное распределение уделгного
давления по окружности трубы. Для равномерно расположенных пла-
шек клинового захвата с углом между смежными плашками у < 30° прибли-
женно можно принять С = 1 — уп/2л, где п — число плашек. Так, напргмер,
для клинового захвата ПКР-У7 с четырьмя плашками и углом между снеж-
ными плашками у = 30° С 0,7.
В табл. 4.3 приведены предельные нагрузки бурильных колонн, полу-
ченные при а = 9° 27' 45" (уклон 1 : 6), tg (ос + <р) = 0,4 и С = 1.
Таблица 4,3
Предельные нагрузки при спуске бурильных труб а клиновом захвате
Длина /, мм Группа прочности стали Предельные нагрузки в тс при диаметре труб, мм
89 1 14
Толщина стопки s ММ
7 9 11 7 8 9 10 11
д 59 74 88 73 83 93 102 112
к 77 97 116 96 109 122 134 147
300 Е 85 107 128 106 120 134 148 161
Л 100 126 151 125 142 159 175 191
м 116 146 174 144 164 183 202 220
д 61 77 91 77 87 97 107 117
к 80 101 120 101 114 128 141 153
400 Е 88 111 132 ill 126 140 155 169
Л 104 131 156 131 148 166 183 199
VI 120 151 180 151 171 191 211 230
155
Продолжение табл. 4.3
Длина /, мм Группа прочности стали Предельные нагрузки в тс при диаметре труб, мм
127 140
Толщина с ГОНКИ S, ММ
7 8 9 10 8 9 10 11
д 80 91 102 112 99 111 122 134
к 106 120 134 148 130 146 161 176
300 Е 116 132 148 163 143 160 177 193
Л 137 156 174 192 169 189 209 229
м 158 180 201 222 195 218 241 264
д 85 96 107 118 105 117 129 141
к 111 126 141 156 138 154 170 186
400 Е 122 139 155 171 151 169 187 204
Л 144 164 183 202 179 200 221 241
м 167 189 211 233 206 231 255 278
Коэффициент запаса прочности равен К = 1,15, для высокопрочных
труб с от 65 кгс/мма К = 1,2.
Методика расчета бурильных колонн
Расчет колонны при бурении забойными
двигателями (турбобуром, электробуром)
Для упрощения расчета бурильных колонн можно пренебречь касатель-
ными напряжениями вследствие их малости.
Одноразмерная колонна. Допустимую глубину спуска вертикальной колон-
ны, составленной из труб одного размера, одинаковых толщин стенки и групп
прочности стали, определим из формулы
<2р —Uii'/o ! G) fl — —— (Ло +Рп) Рп
1 =------------1---L2-------------Но, (4.32)
"О—
где — допустимая растягивающая нагрузка, которая для тела трубы
равна Qp = [a] F.
Одноразмерная колонна, составленная иа труб разных толщин или раз-
личных групп прочности. Для двухсекционной колонны длина первой (ниж-
ней) секции будет
<?{» — (^о‘/о + G) fl ——(й> +fii) Fn
h =-------------------------------4-10. (4.33)
Ul-l*
\ V /
Длина второй (верхней) секции
lv-=_Qp~eP . . (4.34)
4i-f)
156
Общая длина колонны I = lY-}- Zn.
Здесь <7П — вес 1 м бурильных труб первой и второй секций ’ уче-
том веса замков и высадки концов труб; б?',, o'J—допускаемая растяги-
вающая нагрузка для труб первой и второй секций.
Многэразмерная колонна. Для колонны, состоящей из труб разны с раз-
меров, разных толщин степок и групп прочности стали, применимы зависи-
мости (4.33), (4.34) с учетом влияния давления промывочной жидкости в связи
с изменением площади проходного сечения труб при переходе от одной сту-
пени колонны к другой.
Для двухступенчатой колонны, состоящей в верхней части из труб боль-
шего размера, длину нижней (первой) секции определим из завис!'мости
(4.33), длину верхней секции из выражения
,.11 ,д ,,1
.. (Ф — Qv> — Ра!’ к
где Fk — разность площадей проходных сечений труб верхней и нижней
секций.
Для трехступенчатой колонны длина третьей ступени будет
(4.36)
где р’'] — разность площадей проходных сечений труб третьей и втор )й сту-
пеней.
По решению Всесоюзного совещания по вопросам улучшения копструк
ции, производства и эксплуатации бурильных и обсадных труб (г Баку
1963 г.) коэффициент запаса прочности принимается равным 1,3 по стноше
нпю к пределу текучести материала труб без учета потерь веса в жидкости
Расчет колонны прп роторном способе бурения
Методика расчета колонны предусматривает раздельный расчет труб
па статическую прочность и на выносливость.
Расчет на статическую прочность. Наибольшие статические нагрузки
действуют у устья скважины. Участок колонны, расположенной у устья,
рассчитывают исходя из одновременного воздействия наибольших н<рмаль-
ных и касательных напряжении.
Условие прочности для труб, расположенных в верхней части кслонны,
определим из выражения
Ко--plT'-i =С[<т],
(4-37)
где а — растягивающее напряжение, определяемое из формул (4.13) в (4.15);
т—касательное напряжение, вычисленное по формуле (4 20)’, [о] — допус-
каемое напряжение.
Для одноразмерной колонны
Для гидромониторных долот следует учитывать растягивающую н; грузку
от перепада давления, действующего на долото: ptFn.
157
Для двухразмерной колонны условие прочности для нижней секции
определим из выражения (4.38), приняв I = для верхней секции
1/ f V] I фЛ) fl — — 'j г Р‘)/’и1 м .
r I Г I. \ iVkiJ
(4.39)
где Zj — длина нижней секции; 1п — длина верхней секции.
Длину утяжеленных бурильных труб найдем из выражения
/ = (|'2 ?Д , (4 .40)
Чо
где Р„ — осевая нагрузка на долото; у0 — вес 1 м УБТ.
Запас прочности для статической нагрузки принимается равным 1 ,4
по отношению к пределу текучести материала труб без учета потерь веса
труб в жидкости.
Расчет на выносливость. Переменные напряжения действуют по всей
длине колонны. Коэффициент запаса прочности различных сечений колонны
для установившегося режима работы определим из выражения
llT-ih—(Фс)дОЛ< )
6 Яд -р (фо)дО,п
Формула (4.41) справедлива при условии
<ТД (С-1 )д . ! ,
(Олг-',Ош) <. 1._е|(о|д '
Если <зм от больше величины, приведенной в формуле (4.42), то раз-
рушение будет носить не усталостный, а статический характер, и запас проч-
ности будет равен
От
П ---------;--- .
О'» ’ .О дНо м
Для искривленного участка колонны, вращающегося вокруг собствен-
ной оси, а,н == 0
Здесь ат — предел текучести материала трубы; (о _j)e — предел выносли-
вости трубы при симметричном цикле изменения напряжений изгиба, полу-
ненный на натурных образцах; (ф(,)д, = )д. цдс (Ко)д— эффективный коэф
фициент концентрации напряжений для трубы, равный отношению предела
выносливости лабораторного образца без концентрации напряжений (о.;)
к пределу усталости, полученному на натурных образцах (о ])д; о,п— по-
стоянное среднее напряжение в рассматриваемом сечении; оа — амплитуда
переменных напряжений, определяемая из выражений (4 2б) (4 27) ,<т Л1 —
вес колонны до рассматриваемого сечепия.
Для труб с навинченными замками а,,, и аа определяют для сечения,
проходящего через первый полный виток резьбы трубы, находящийся в со-
пряжении с резьбой бурильного замка.
При действии касательных переменных напряжений коэффициент запаса
прочности находим по формуле
158
Коэффициент запаса при совместном действии нормальных и касате; ьных
напряжений будет равен
Допускаемое значение п 2.
Величины ггт, о ! и ori (временное сопротивление) для различных сталей
приведены в табл. 4.4.
Таблица 4.4
Покапан ди Сталь углеро- дистая, группа прочности Д (ГОСТ 631—63) Марка стали АЛ (ЭМИ- НЕ евый с глав
36Г-С 38ХНМ 38ХА 40ХН Д16
(7, КГС/СМ2 .... 38 50 55 49 78
Ов 65 70 75 — 58 —
О-К в атмосфере . . . 31 39 39 36 43 16
в морской воде . , 16 14 16 — — —
в глинистом растворе 12 — — — — 8
Как показали исследования в Куйбышевском политехническом институте,,
для стали в глинистом растворе в условиях герметичности увеличивается
с повышением температуры и для стали группы прочности Д доходит до
31 кг/мма при 75° С.
В табл. 4.5 приведены приближенные величины коэффициенте! ф.
Таблица 4.5
Гид деформации (У кгс/мм2
50—7 0 70 — 100 100 — 120 120-140
Пзгиб'и растяжение фб Кручение 0,08 0,04 0,15 0,08 0,3 0,15 0 35 0 2
В табл. 4.6 даны значения предела выносливости (а-i) при изгибе бу-
рильных труб различных типоразмеров по данным натурных испытаний.
При отсутствии опытных значений (О-^д расчет ведут по приближенньм тео-
ретическим формулам.
Критические нагрузки и критическое число оборотов для бурильной
колонны определяют по формулам (4.1), (4.11) и (4.7). Длину полуволны
находят по формулам (4.8) и (4.12).
С целью улучшения работы утяжеленных бурильных труб, особенна
при длинах, превышающих критические, применяют промежуточные опоры
профильного сечения (см. главу 1).
159
Таблица 4.6
Типоразмер соединения или трубы । Предел текучести, КГС'/МЙ , не менее Предел 1-I.I1I0C .и юс TH, la г_/м.М2
Стандартное резьбовое соединение буриль- ных труб (ГОСТ 631—63) диаметром 140 мм,
трубы иэ стали группы прочности Д ... 38 9
То же 140 мм из стали марки 36Г2С . . 50 6
То же 140 мм из стали марки 38ХНМ 55 8,5
То же 140 мм из стали марки 38ХА . . 49 5
То же 114 мм из стали марки 36Г2С . . 50 5
То же 89 мм из стали марки 36Г2С . . Трубы с приваренными встык по высажен- ной части соединительными концами диаме- 50 5
тром 146 мм из стали группы прочности Д 38 10
То же 114 мм из стали марки 36Г2С . , 50 7—9
То же 114 мм из стали марки 38ХНМ Тело трубы диаметром 146 мм из стали 55 9
группы прочности Д 38 12
То же 140 мм из стали марки 36Г2С . . 50 11,5
То же 60 мм иэ стали группы прочности Д Трубы диаметром 114 мм с блокирующим 38 12
пояском из стали марки 36Г2С 50 7,5
То же 89 мм из стали марки 36Г2С . . Трубы диаметром 146 мм из алюминиевого 50 7,5
сплава Д16 33 3
Расстояние между опорами не должно быть больше длины полуволны
вращающейся колонны. Его определяют по зависимости
, „ t /0.09/?/
I = Л 1/ ------, м,
г ri-q
где п — скорость вращения колонны в об/мин; q — вес 1 см трубы в кгс;
Е — модуль упругости в кгс/см2; / — момент инерции в см1.
Для промежуточных опор к малым диаметрам УБТ (108—146 ,мм) К =
•= 1,25, к большим диаметрам УБТ (178, 203 мм) К = 1,52.
В табл. 4.7 приводятся рекомендуемые расстояния между опорами в за-
висимости от скорости вращения утяжеленных бурильных труб.
Т а б л и и, а 4.7
Диаметр УБТ, мм Расстояние между опорами н м при скороегп прищепил УБТ, ои/мин
15 | 1 ‘до Ч() 50
108 12,0 13,5 16‘,0 20,0
121 13,0 14,0 16,5 22,0
133 13,5 15,0 17,5 23,5
146 14,5 16,0 18,5 25,0
159 17,0 18,5 21,5 31,0
178 19,0 21,0 23,5 33,0
203 20,5 23,0 27,0 36,0
160
Верхнюю опору следует устанавливать в месте перехода от одного размера
утяжеленных труб к другому. Во всех случаях общее число промежуточных
опор не должно быть меньше двух для труб диаметром 178—203 мм и ле
меньше трех для труб диаметром 108—159 мм.
При турбинном способе бурения расстояния между опорами реко леп-
дуется устанавливать аналогично тем, которые даны для п = 50 об/иин.
Расчет замкового соединения
В связи с тем, что бурильные замки, имеющие одинаковую величину
предела текучести, используют для бурильных колонн, составленных из -руб
с разными показателями прочности следует определять несущую способность
замка.
Допускаемую осевую нагрузку на наиболее нагруженное замковое сседи-
нение, расположенное у устья скважины, находят из выражения
р _____ И '"V
•"max-------;----—
и (1 - а0)
где Qu — осевая нагрузка, создающая в опасном сечении ниппеля замка
напряжения, равные пределу текучести; п — коэффициент запаса прочности;
Q — усилие затяжки;
1'г
Fl I F.,'
«о
где/’2 — площадь упорного торца муфты; — площадь сечения ниппеля
по первому полному витку, находящемуся в сопряжении.
л D ср ba t
1 +^T2'nClg (Р+ф)
где/.)<,-,— средний диаметр сечения ниппеля в плоскости первого гитка
резьбы; Ь — толщина стенки ниппеля по впадине первого витка резьбы,
находящегося в сопряжении; I — длина сопряжения; ц = b/(b 4- с); с —
толщина тела ниппеля за первым витком, находящимся в сопряжении; 0 —
угол между опорной поверхностью резьбы и осью замкового соедиш яия;
<р — угол трения, равный 6—7°.
Минимально необходимое усилие затяжки Q для соединения, располо-
женного у устья, равно:
Q = Qf = l,l (2р/’, + а0Р). (4.45)
где Р — вес колонны.
Подставив Qx в (4.44) и приняв Р= Р1П.,|Х, получим наибольшую доп ,'ска-
емую осевую нагрузку (вес колонны) для бурильных замков
/’max
Он —2,2Р.,/ш
п (1 f-iJ, la0)
4.46)
С целью обеспечения падежной работы замка при переменных нагр» зках
напряжение, возникающее в соединении при затяжке усилием Qlt должно
быть в пределах (0,4—0,5) а,.
В табл. 4.8 приведены усилия затяжки Q,, наибольшие допустимые
веса колонн Ртах Для замковых соединений. Расчеты сделаны для зг мков
по ГОСТ 5286—58 с пределом текучести от 58 кг/см2 при коэффициенте
запаса 1,5.
11 Заказ 754
161
Таблица 4.8
Показатели Типоразмер замков
31 [-108 ЗШ-1'16 31П-178 ЗШ-2ОЗ
01 • тс 63 92 141 157
^тах> тс 118 138 206 219
Особенности расчета бурильных колонн при
бурении с плавучих средств
Бурение скважины с плавучих средств связано с перемещениями судна
под влиянием ветра, течений и других факторов. В общем случае судно может
получить линейное и угловое перемещение относительно оси скважины. Судно
может перемещаться как в направлении горизонтальной, так и вертикальной
осей; поворот судна совершается вокруг тех же осей. Смещение судна отно-
сительно оси скважины, поворот судна, а также непосредственное влияние
Рис. 4.3. Усилия, действу-
ющие на бурильную колон-
ну при бурении с плавучих
средств
волн и течений на бурильную колонну приводят к возникновению в трубах,
находящихся в воде, изгибающих моментов.
Общая величина изгибающего момента будет равна
М - MY-\ М.-\-М-л,
где Mi — момент от смещения судна (в горизонтальном направлении); М2 —
момент от качки (поворота) судна; М3 — момент от поперечных сил волнового
напора и течений.
На рис. 4.3 схематично показано положение судна и бурильной колонны
до и после приложения указанных нагрузок. Наиболее нагруженными явля-
ются концевые участки колонны, расположенные у устья и дна моря.
Общее напряжение в трубах с учетом изгибающих моментов определяют
пз выражения
<. о /
162
где Q — осевая нагрузка в рассматриваемом сечении; М — изгибающий
момент в том же сечении.
При небольшой глубине моря и большой глубине скважины влиянием
распределенной нагрузки веса колонны на длине I можно пренебречь. В э том
случае выражения для изгибающих моментов значительно упрощаютсг и
изгибающие моменты находят по формулам:
Му (х --=0) - РД
ch al — 1
rd s|i al. - -2 ch al •] -2
My (x-- I) -- — kMi (x -0)
M. (,r = Z) к VPEJO
al ch al — sii al
M., ix ---- 0) = — к V PEJ 0
sh al — al
(Л 'Г/)
(4 48)
al all al — 2 ch al 4-2
P Гк'-Z- (ch al 4-1) — 2al sh al__
a- L 2 (al sh al—2chaZ ( 2)
M3 (x !.' kM3 (x =- 0),
(4 49)
Здесь P — вес колонны; I — глубина воды; Д — смещение судна от оси сква-
жины; 0 — угол поворота судна относительно оси скважины; а = VP/EJ-
В практических условиях 0 < к <2. 1 (для расчетов допустимо принять
к = 0,5).
Для больших значений al (> 40) выражения упрощаются. Суммарная
величина изгибающего момента у устья скважины будет равна
а у дна
м к Vpej (~-\е ! —'
\ -Z7 /
«50)
м = Vpej (А -у 1/А 4- . 4-51)
\ b Ir Г L '•!' /
Примеры расчета
1. Рассчитатг, бурильную колонну для турбинного способа бурения
скважины глубиной 3500 м.
Данные для расчета: диаметр трубы 140 мм; вес турбобура 3000 кгс;
диаметр долота 2(>9 мм; перепад давления в долоте и турбобуре 75 кгс/см2;
нагрузка на долото 10 тс; диаметр УБТ 178 мм.
Расчет выполнен без учета потери веса колонны в жидкости при коэф-
фициенте запаса прочности 1,3. Длину УБТ с учетом веса турбобура прi мем
50 м. Допускаемую длину определим из формулы (4.32) для одноразмерной
колонны 140 X 9, состоящей из труб, изготовленных из стали групп про зло-
сти К (ат = 50 кге/мм2).
-I? — G — l^qa — (pu 4- Рп) F ri
I = —---------------------4- 4 =
ч
—1(1'I6'9 - 3000-50-156- 75 -116
= —121--------------------------4-50 = 3710 M.
3o,4
Следовательно, необходимо использовать трубы с от = 50 кгс/мм2.
Нижняя часть бурильной колонны может быть составлена из труб, изгото-
1Г,Ч
И*
вленных из стали группы прочности D. Тогда длина нижней части бурильной
колонны определится из того же выражения, если принять ат = 38 кгс/мм2:
380(1 ;30-‘-1 —3000 — 50-156—75-116
I -—-------------—------------------1-50—2700 м.
33,4
2. Рассчитать бурильную колонну для роторного способа бурения
скважины глубиной 4000 м.
Данные для расчета: нагрузка на долото Рл = 10 тс; диаметр промежу-
точной колонны 299 мм; бурение ведется под колонну диаметром 219 мм;
диаметр долота 269 мм; скорость вращения ротора 120 об/мин; удельный
вес раствора 1,45 гс/см3; расход жидкости 40 л/с.
Скважина вертикальная, бурение проводится в неосложненных условиях,
при установившемся режиме.
Для бурения используются трубы размером 140 X 10 мм, замки ЗШ-
178.
Статический расчет бурильной колонны
Определим длину УБТ диаметром 178 мм из выражения (4.40)
, _1 25-10 000 u
156
Растягивающее напряжение получим из формулы (4.13) без учета потери
веса колонны в промывочной жидкости:
р= = ^20-3^+80-156 .,
F 41 '
Касательное напряжение найдем из формулы (4.20):
т = 71 620 (Л'д + ‘¥х- в) 1.36
п И+р
Определим величину Л\ u из формулы Федорова:
п =25,7 • 10"3 1,25 0,1412.4000 • 120'-7 = 88 кВт.
Мощность, затрачиваемую на разрушение породы, находим по табл. 4.2
Nд 30 кВт:
т = 71 620 М8'1'3|1 = 380 кгс/см2.
120-252
Тогда приведенное напряженье будет
а = И658U2 +4 • 380-= 3920 кгс/см2.
При запасе прочности 1,4 предел текучести материала труб должен быть
равен 55 кгс/мм2, т. е. для колонны необходимы трубы из стали группы проч-
ности Е (ГОСТ 631—63). Нижнюю часть колонны длиной 3000 м составим
из труб меньшей прочности, т. е. из стали группы прочности К.
Напряжение растяжения для труб К будет
g = (3000-80) 37 + 80-156 = 302() м2
41
Запас прочности с учетом напряжения кручения составит п = 1,63,
т. е. величину, вполне достаточную.
164
Расчет на выносливость
Для сечения трубы, расположенной над утяжеленными бурильными
трубами, длину полуволны без учета давления раствора определим из фор-
мулы (4.8) прп z=0:
L = К) 4 /H.2/ti>a _ 10 !' /0,2 16л3-86о __ м
со г q 4л V 0,37
Стрела прогиба бурильного замка при бурении долотом диаметром .‘169 мм-
будет равна
^1,1(26,9-108)^ см
что больше стрелы прогиба при работе в колонне диаметром 299 мм. Т 1К как.
длина полуволны близка к длине трубы, то напряжение в резьбовом соеди-
нении трубы и замка найдем из (4.27) при L = 12 м (принимаем, что колонна,
вращается вокруг оси скважины).
2L2W!
п2-2,1 -100.860-5,9
2,122-10-1-187,3
-195 кгс/см2.
Коэффициент запаса определим из (4.41) при ам == 0.
>i - (n-ih ("-Кд
-и , %
- и tn
(Ао)д
Так как
а (/^^=Л = 6,5,
п =-------222-------2,90, что достаточке.
195-)-—15 -390
6,5
Определим допустимый радиус искривления ствола скважины, асход»
из обеспечения усталостной прочности бурильных труб. Переменное напря-
жение найдем из (4.29) оа = dE/2p.
Так как в этом случае ortl = 0, то, подставив аа из (4.41), получив
__ dlin
|(°-1)д —(Фа)д ал] ' *
Наибольшему Од будет соответствовать ртах, а наименьшему р,цп
Значение (<ij«)niax = ^ = 40(’° '86'8 = --3600 кгс/см2
F 40,/
ртах --
14.2,1-10.2
2 ( 600 — 215. ,3600 Y102
\ 7,8 )
--550 м.
Так как (оЛ)т|п = 0, то
14-2,1 Ю8
600102
490 м.
165
Расчет устой чипостп колонны
Критическую нагрузку определим из (4.11) при условии, что расход
жидкости 40 л/с, перепад давления в трех сменных насадках диаметром 13 мм
составляет 90 кгс/см2.
Для сравнения рассчитаем критическую нагрузку для бурильной ко-
лонны без утяжеленных бурильных труб и при их наличии.
Тогда для бурильной колонны без УБТ: Fs, = 112 см2, и„ = 3,56 м/с,
— 410 см2, vK = 0,97 м/с, р0 = 90 кгс/см2, Fg = 3,95 см2, ATFn =
= 0,024 кгс/см, Лк/7!, = 0,003 кгс/см.
Подставив и формулу (4.11) эти значения, получим Ркр= (630 ч-
4- 1400) кгс.
Без учета давления и скорости движения раствора критическая нагрузка
будет выше и составит Ркр = 1010 4-1780 кгс.
Для УБТ диаметром 178 влиянием скорости жидкости и потерь давления
на длине УБТ можно пренебречь, тогда
7'1(п - (1,94 3,41) УF.J (q — qxy* — p0F0
ил п
/’кр - (1,94 4-3,11) V 2,1 10« 4600 (1,58 — 11,31 )2 —9,0 • 3,95 =
= -। 1125 л-8045) кгс.
Так как по условию задачи осевая нагрузка Р больше Ркр, то колонна
потеряет устойчивость даже при защемленном нижнем конце.
Для обеспечения надежной работы УБТ необходимо предусмотреть
установку промежуточных опор профильного сечения (см. главу 1).
Число опор определим из условия обеспечения устойчивости колонны
при вращении. Расстояние между опорами будет равно
Для УБТ диаметром 178 мм при 120 об/мин получим I — 21 м (см.
табл. 4.7/. Следовательно, общее число опор для 80 м утяжеленных буриль-
ных труб с учетом длины труб будет равно трем.
Расчет труб при спуске в клиновом захвате
Общий вес колонны составляет Q = 157,0 кгс. Для клинового захвата
с обхватом по всему периметру трубы запас прочности для труб 140 X ЮЕ
составит
п — QaIQ--187/157,0 1,2, что допустимо.
Для китового захвата с углом контакта каждой плашки 60° (клиновой
захват ПКР-У7) общий угол обхвата трубы четырьмя плашками составит
240°.
Допускаемая нагрузка в этом случае должна быть уменьшена на 30%,
т. е. при коэффициенте запаса 1,15 составит 114 тс. Следовательно, если
предусматривается всю колонну труб поднимать с помощью клинового за-
хвата ПКР-У7,то в верхней части колонны должны быть установлены более
прочные трубы из стали группы прочности М.
166
Глава 5
ЭКСПЛУАТАЦИЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ
Монтаж и комплектация бурильных труб
Все трубы и соединительные элементы (замки, соединительные муфты,
переводники), предназначенные для работы в скважинах, перед вводом их
в эксплуатацию в соответствии с требованиями государственных стандартов,
нормалей и технических условий подвергают на трубных базах внешнему
визуальному осмотру, инструментальному обмеру основных размеров л про-
верке качества нарезки резьбы гладкими и резьбовыми калибрами (см. главу 2).
Перед навинчиванием замков па трубы сборной конструкции и закрепле-
нием резьбовых соединений для лучшего сопряжения резьбы соедш яемоп
пары подбирают замковые детали (или соединительные муфты) к чрубам
по фактическим величинам натяга и конусности резьбы.
Замки с поминальным натягом резьбы навинчивают на концы труб с резь-
бой, не имеющей отклонений от номинального натяга. Для концов труб с резь-
бой, имеющей натяг в пределах плюсового допуска, подбирают для навин-
чивания деталь замка с трубной резьбой, натяг которой выполнен с склоне-
нием в пределах заданного минусового допуска, а замок с повышенным натя-
гом трубной резьбы навинчивают на конец трубы с пониженным натягом
резьбы.
Все эти работы проводят в соответствии с действующей «Инструкцией
по проверке качества и монтажу бурильных труб сборной конструкции»
(МНДП, 1966 г.).
При подборе деталей замка к трубам по натягам их резьб следует учи-
тывать
Ис. п = (Ит (-И3) А и _ к,
где Ас. п — натяг резьбы соединяемой пары в мм, т. е. расстояние от торца
ниппеля или муфты замка до конца сбега резьбы на трубе при свинчивании
от руки (согласно ГОСТ 631—63 и ГОСТ 5286—58 номинальная величина
Лс. п = 3 мм); Ат — фактический натяг резьбы конца трубы по резьСовому
калибру-кольцу, замеренный по отношению к концу сбега резьбы на трубе,
в мм; Л3 — фактический натяг резьбы трубного конца детали замка п< резь-
бовому калибру-пробке в мм; Л п к — натяг резьбы пары калибров (пробки
и кольца) при свинчивании их между собой в мм.
Производя подбор деталей замков к трубам, следует стремиться к тому,
чтобы натяг соединяемой пары был близок к 3 мм. Так как величины Лс. п
и А и к обычно заранее известны, тогда будем иметь
ЛТ | Л3=3(-14,5-17,5 мм.
Следовательно, при подборе замковых деталей к трубам нужно стре-
миться к тому, чтобы сумма фактических натягов трубы и замковой детали
была близка к 17,5 мм. Соединяемые концы подобранной пары (конец грубы
и деталь замка) маркируют одним и тем же знаком.
Прочность и плотность соединения достигаются навинчиванием вручную
предварительно нагретой замковой детали. Благодаря тепловому расшире-
нию нагретая деталь замка может быть навинчена вручную и доведена до за-
ранее установленных отметок. При обжатии же трубы охлажденным з шком
создается возможность без больших усилий при креплении создать напряжен-
ное состояние в сопрягаемых деталях. В этом случае заедания резьбы не проис-
ходит. Поэтому крепление замков в горячем состоянии — более соверш шпый
метод, получивший самое широкое применение на промыслах.
Подобранные детали замков перед навинчиванием на трубу подвергают
нагреву в специальных печах (см. главу 7). Температуру в процессе н; грева
замков контролируют путем непосредственного измерения соответствующим
167
прибором — термоэлектрическим пирометром, при помощи реле времени
или другими способами, обеспечивающими необходимую точность замера.
Температуры нагрева замков в зависимости от их типоразмеров приве-
дены ниже
Типоразмер замков
Температура
mi грена, СС
ЗН-80, ЗН-95, ЗН-108, ЗШ-108, ЗШ-118, ЗУ-86, ЗУ-108,
ЗУ-120
ЗН-140, ЗШ-133, ЗШ-146, ЗШ-178, ЗШ-2ОЗ, ЗУ-146, ЗУ-155,
ЗУ-185
400-430
380-400
За время нагрева детали замка конец трубы подготовляют для навин-
чивания. На определенном расстоянии от последней риски резьбы подго-
товляемого конца трубы в сторону ее тела набивают метку, служащую в даль-
нейшем ориентиром для осевого перемещения нагретой детали замка.
Расстояния от последней риски резьбы до метки приведены в табл. 5.1.
Таблица 5.1
Условный размер трубы, мм Расстояние от иоследпей риски резьбы трубы до метки, мм Допускаемое увеличение осевого перемещения нагретого замка, мм
60 0 1
/ 3 0,5 1
89 1 1
102 2 2
114 3 2
127 3,5 3
140 4 3
168 5 3
Для лучшей герметизации соединения резьбу труб перед навинчиванием
нагретых замковых детален смазывают. В качестве смазки рекомендуется
смесь графита с техническим глицерином в соотношении 1 '. 2. Допускается
замена технического глицерина жидким стеклом в той же пропорции. Смазку
наносят тонким слоем по всей поверхности резьбы или более толстым слоем
на 3—4 витка, считая от торца трубы. Не допускается свинчивание резьбо-
вых соединений без смазки, так как это может привести к нарушению герме-
тичности.
Перед навинчиванием извлеченной из печи нагретой детали замка резьбу
ниппеля или муфты очищают от окалины. С этой целью детали придают вер-
тикальное положение, установив ее трубным концом вниз, а затем посту-
кивают молотком по наружной поверхности замка.
Нагретую деталь (ниппель пли муфту) навинчивают на трубу по возмож-
ности быстро, усилием одного оператора, на вел1счину осевого перемещения,
указанную в табл. 5.1. При навинчивании допускается легкое постукивание
молотком по детали замка. При правильном закреплении торец трубного
конца замка должен совпасть с предварительно поставленной меткой-ориенти-
ром или перекрыть ее. Соединение бракуется, если торец детали замка не дой-
дет до метки. Дополнительное докрепление резьбового соединения после
охлаждения замка не разрешается.
168
При качественном монтаже бурильных труб проверка герметичности
резьбового соединения опрессовкой не обязательна.
Прочности и плотности соединения можно достичь и навинчиванием
детали замка (соединительной муфты) на трубу вручную с последующий при-
нудительным докреплением резьбового соединения при помощи машины,
но с ограничением величины крутящего момента. В этом случае прочность
и плотность соединения достигаются за счет деформации сопрягаемых деталей,
.случающейся вследствие осевого перемещения одной детали по отношению
к другой и приводящей, как правило, к порче резьбы. В настоящее время
этот способ почти полностью заменен более совершенным способом креп ления
замков в горячем состоянии.
Все трубы, прошедшие контрольную проверку и признанные пригодными
для работы, включают в действующий парк бурильных труб бурового пред-
приятия. Парк бурильных труб состоит из оборотных и необоротных труб.
К оборотным относятся утяжеленные, бурильные и ведущие трубы. В состав
необоротных бурильных труб включаются промывочные, ловильные, а чакже
трубы для спуска «хвостовиков» и обсадных колонн секциями.
В целях обеспечения нормальных условий проводки любой буровой
скважины до начала ввода ее в бурение подсчитывается и создается длл нее
индивидуальный набор оборотных бурильных труб. Набор объединяет 1 одну
группу трубы различных комплектов, обеспечивающие успешную безава-
рийную проводку скважины, для которой они предназначены.
Для бурения каждого интервала ствола скважины определяют р Учет-
ным путем необходимую компоновку бурильной колонны, которая может
включать несколько секций труб различного назначения (УБТ, бурильные
трубы и ведущую трубу), трубы разного размера (по диаметру и толщине
степок), разного материала (стальные, легкосплавные) и из сталей разных
групп прочности (Д, К, Е, Л, М).
При расчете и составлении бурильных колонн для проводки скважины
стремятся по возможности к максимальному использованию одних и тзх же
бурильных труб при бурении нескольких интервалов, чтобы уменьшить
в колонне число секций и снизить тем самым вероятность попадания труб
из одной секции в другую.
В целях удобства эксплуатации труб для каждого бурового предпр тятин
заранее устанавливают ограниченный технологический ряд бурильных труб
(по конструкциям, диаметрам, толщинам степок, материалу и группам проч-
ности), в соответствии с которым заявляют и приобретают нужные трубы.
Набор оборотных бурильных труб для данпоп скважины закрепляют
за ней па все время от начала бурения и до сдачи скважины в эксплуатщию.
Набор труб для данной скважины полностью подается па буровую до начала
ввода ее в работу или подача труб из этого набора производится компле стами
для бурения каждого последующего интервала.
Наборы специального назначения (необоротпые трубы) создаются для
разбуривания цемента и промывки скважины внутри зксплуатаци иной
колонны, для производства особых аварийных работ, для спуска на буриль-
ных трубах «хвостовиков», «летучек» или нижних секций сплошных обсадных
колонн. Состав и длина набора специального назначения определяются тех-
ническим расчетом. Трубы этих наборов подаются па буровые по мере гадоб-
пости.
Для расчетов наборов и определения количественного и качественного
состава парка труб следует пользоваться «Временной методикой определения
состава парка бурильных труб бурового предприятия и нормами на комплек-
тацию трубами буровой установки», разработанной АзНИПИнефтыо и утвер-
жденной МНП в 1974 г.
Каждый набор оборотных и пеоборотных труб составляют из труб при-
надлежащих к тому или другому комплекту.
Согласно действующей «Временной инструкции по комплектации, отра-
ботке, учету, начислению износа и списанию бурильных, утяжеленных и ве-
дущих труб» (утверждена МНДП в 1967 г.) комплекты труб отличаются
друг от друга разными сочетаниями следующих показателей труб’, пару? -лого
169
диаметра, толщины стенки, группы прочности стали, конструкции (типа)
труб и направления нарезки резьбы.
Состав комплекта по колзчеству бурильных труб и длине не ограничи-
вается. Каждому комплекту бурильных труб присваивается свой порядковый
номер, а всем трубам, вошедшим в комплект, свои порядковые номера внутри
комплекта. Все трубы маркируются. Маркировка включает: порядковый
номер комплекта; показатель (буквенный) группы прочности (или марки)
стали; последнюю цифру года ввода трубы в эксплуатацию; порядковый
номер трубы в комплекте; номинальную толщину стенки в мм (для бурильных
труб). .
Пример маркировки бурильной трубы:
Здесь 27 — номер комплекта; Е — группа прочности стали;
5 — последняя цифра года ввода трубы в эксплуатацию; 41 —
порядковый номер трубы в комплекте; 9 — номинальная тол-
щина стенки трубы в мм.
Комплекты труб учитывают и отрабатывают самостоятельно. Перевод
отдельных труб из одного комплекта в другой запрещается.
На каждый комплект бурильных и утяжеленных труб заводят паспорт-
журнал установленного образца, в котором учитываются все трубы данного
комплекта. Формы паспорта-журнала даны в приложении 2. Каждому пас-
порту-журналу на комплект труб присваивается своп номер одинаковый с но-
мером комплекта. Паспорт составляют в одном экземпляре и храпят на труб-
иой базе.
В паспорт-журнал для бурильных труб вписывают все трубы комплекта,
вступившие в эксплуатацию в данном к ;лепдарном году. По истечении этого
года (пли после ограничения длины комплекта) запись труб в паспорте пре-
кращается. Паспорт действует до списания всех труб комплекта в материал.
В процессе работы труб в скважинах в паспорт-журнал вносят отметки
о ремонте, об авариях а о св шан i и отдельных труб, а ик>п.' усазывают
номера скважин, в которых работал комплект, длину части комплекта, уча-
ствовавшего в проходке каждой скважины, время работы труб, проходку
по скважинам и сумму начисленного износа.
При списании всех труб комплекта в материал в паспорте-журнале под-
водят итоги ежемесячных записей, а также устанавливают величину полной
отработки комплекта.
Отработка бурильных труб
и порядок начисления износа
Производительной работой бурильных труб, участвующих ! бурении
скважин, считается проходка в метрах, а для труб промывочных и ловильных
комплектов — количество скважин, в которых они работали. На трубы,
участвующие в проходке скважин, начисляется условный износ в килограм-
мах и рублях, определяемый исходя из количества пробуренных метров в дан-
ной скважине.
Величина условного износа, подлежащего начислению на нее трубы дан-
ного комплекта, рассчитывается исходя из следующщ'овыражопия:
Л <i с б (/1 к J111 I /./,./7. д - I, । А; I. // п ),
где а — удельная норма расхода металла труб, бурильных утяжеленных,
промывочных, замков и соединительных муфт в кг за 1 м условной проходки
(кг/м) при коэффициентах к, с, б, П, равных единице; с — коэффициент труд-
ности бурения на данной геологической площади; ; /с2, . . ., кп — коэф-
фициенты, учитывающие увеличение износа труб по мере роста глубин сква-
170
жин (коэффициенты глубины), подсчитанные для каждого интервала глубины
через 500 м; Zt, 1г, . . ., 1п — проходка н интервале 1, 2, . . ., п (длиной
по 500 м), выраженная в м; й — коэффициент, учитывающий влияние способа
бурения и наклона ствола скважины на износ труб (при турбинном способе
бурения вертикальных скважин 6=1, при бурении наклонных скзажин
S — 1,35 и при роторном способе бурения й = 1,65); 77\, 772, . . ., Пп —
количество секций труб длиной по 500 м, участвовавших в буренип интер-
валов соответственно 1, 2, . . , п. Индексы 1, 2, . . ., и обозначают поряд-
ковые номера интервалов ствола по 500 м, считая от устья скважины.
Порядок начисления условного износа осуществляется в соответствии
с «Временной инструкцией ио комплектации, учету, отработке, начислению
износа и списанию бурильных, утяжеленных и ведущих труб», утвержденной
Министерством нефтедобывающей промышленности СССР 4 июля 1967 г.
Нормы условного износа даны также в «Справочнике укрупненных сметных
норм (СУСИ)», а расценки износа в «Прейскуранте порайонных расценок
на строительство нефтяных и газовых скважин (ППР)».
Начисление износа в рублях на комплект прекращается, когда ?бщая
его сумма достигает 70% первоначальной стоимости труб и 90% стоимости
замков, навинченных на эти трубы. Начисление износа и погашение годной
стоимости труб и замков (за вычетом возвратной части) и перевод труб 1 мате-
риал производятся после окончательной отбраковки труб.
Транспортирование труб,
погрузочно-разгрузочные работы
От рациональной организации перевозки труб зависит предотвращение
образования дефектов на их поверхностях, а также сохранение герметично-
сти резьбовых соединений, достигнутой при навинчивании замков на трубных
базах. При несоблюдении элементарных правил перевозки труб плотность
резьбовых соединений может нарушиться в результате ударов, вибраций и др.
Нарушение правил транспортирования труб особенно сильно I пияет
на прочность труб с высокими показателями механических свойств (группы
прочности стали Е и выше).
Технология погрузочно-разгрузочных
и транспортных работ.
Погрузочно-разгрузочные работы
На базы производственного обслуживания трубы поступают из снаб-
жающих организаций в вагонах, если база располагает подъездным железно-
дорожным путем. При отсутствии железнодорожного пути трубы подвозят
на трубовозах. Если база расположена на берегу реки, трубы подвозят ва кра-
новых судах.
На буровые, расположенные на суше, трубы доставляют на трубозозах.
В Западной Сибири в период навигации в основном используют речной тран-
спорт. Па буровые, расположенные в море , трубы подвозят на киржимах
или крановых судах.
Разгрузка труб из вагонов. Железнодорожным транспортом тру(ы по-
ступают в полувагонах или на платформах. Разгружают их на прирешсовые
стеллажи при помощи башенных или иных стреловых кранов. Трубы та же-
лезнодорожного состава следует разгружать через один вагон или весги ра-
боты ио обе стороны пути в шахматном порядке. Разгрузку разрешается
выполнять только специально обученной бригаде под руководством ответ-
ственного лица. Особо опасными для нарушения качества труб и для самих
исполнителей является момент открывания люков полувагонов, бортов плат-
форм и снятия стоек, если трубы были уложены без прокладок. В этих слу-
чаях может произойти развал всего штабеля искатывание труб лавинос вниз.
Разгруженные трубы укладывают на прирельсовые стеллажи,распо; ожен-
ные на высоте не менее 300 мм от уровня земли и имеющие горизонтальную
174
опорную поверхность во избежание самопроизвольного перекатывания
труб. Высота штабеля но должна превышать 2,8 м при длине его не менее
пятикратной высоты. Между каждым рядом труб укладывают прочные де-
ревянные прокладки толщиной не менее 35—40 мм с набитыми на концы
планками, предохраняющими трубы от раскатывания.
Разгрузка труб с трубовозов. Разгрузку на прицеховые стеллажи, а также
погрузку со стеллажей производят имеющимися грузоподъемными меха-
низмами или при помощи специальных накатов. При этом порядок погру-
зочно-разгрузочных работ и нормы складирования труб на стеллажах ие от-
личаются от описанных выше. При накатывании труб на стеллажи вручную
высота штабеля не должна превышать 1,5 м.
Во избежание порчи труб и исключения несчастных случаев работы по
погрузке и разгрузке труб выполняют только члены такелажной бригады,
хорошо знакомые с правилами безопасного ведения работ.
Бригаду грузчиков, обслуживающую механизированный трубовоз,
комплектуют из двух человек. При обслуживании немеханизированного
трубовоза бригада состоит из трех или четырех человек. Работой бригады
руководит бригадир, который является ответственным за соблюдение правил
погрузочно-разгрузочных работ.
При погрузке труб па трубовоз бригадир обязан выбрать, какими кон-
цами (муфтовыми или ниппельными) следует укладывать их на передний
коник с тем, чтобы на буровой их удобно было разгружать на мосткп муфто-
выми концами к фонарю вышки.
Погрузочно-Разгрузочные работы предпочтительно выполнять в дневное
время. При необходимости производства работы в затемненное время суток
или ночью площадка должна быть хорошо освещала.
В процессе перемещения труб подъемными средствами в горизонтальном
положении стропальщик должен сопровождать груз и следить, чтобы он был
поднят на высоту не менее чем на 0,5 м выше встречающихся на пути предме-
тов. Стропальщик может не сопровождать груз, если весь путь его движения
хорошо виден с места его нахождения.
Разгрузочнопогрузочные работы и перемещение труб в буровой. Для
разгрузки труб с трубовозов и погрузки их, укладки в штабели па мостках
буровой, затаскивания с мостков в буровую, вытаскивания на мостки и вы-
полнения других подъемно-транспортных операций па буровых используют
консольные поворотные краны и безопасные накаты. Наращенных вышках
устанавливают поворотный кран КП-3 грузоподъемностью 3 т, радиусом
действия 10 м; монтируют кран на втором поясе над воротами вышки. Подъем ,
перемещение и опускание груза осуществляют электротельфером, который
передвигается вдоль кран-балки. Управление электротельфером с пульта,
расположенного у ворот буровой. На А-образных вышках устанавливают
поворотные крапы 81Ш-2 или 12КП-3, смонтированные на специальных
стойках-колоннах. Кран-балка с подвешенным электротельфером может
поворачиваться вокруг колонны при помощи механизма поворота.
Техническая характеристика крапов
Г21Ш-3 8КП-2
Грузоподьемпост! , т.................... Ч 9.
Максимальный радиус действия, м . . . . 12 8
Высота подъема груза, м....................... до б
Скорость подъема груза, u/jiuu ............... 8
Угол поворота кран балки в обе стороны
от среднего положения, градус........... 70 13о
Общая масса крана, кг................... 3500 3+10
При отсутствии стационарных кранов нагрузку и разгрузку производят
либо передвижными стреловыми кранами, смонтированными на автомоби-
лях пли тракторах, либо вручную при помощи безопасных накатов .
Транспортные работы. Транспортирование труб на операционной пло-
щадке и между отделениями нрокатно-ромонтного цеха осуществляется при
172
помощи универсальных цодьемно-траиспортных средств и специальны.^
устройств, предназначенных для перемещения труб на небольшие расстояния.
Для перевозки труб на большие расстояния используют трубовозы различ-
ных конструкций. Наибольшее распространение получили автотрубовозы,
состоящие из грузового автомобиля-тягача и автоприцепа. В заболоченных
затопляемых и других труднодоступных районах, где отсутствуют автомо-
бильные дороги, например в Западной Сибири, широко используют различ-
ные виды транспорта высокой проходимости: тягачи, транспортеры, тракте ры-
•«болотники», автомобили-вездеходы.
Трубы па трубовозы укладывают высотой не более 3,8 м от уровня земли
и надежно закрепляют. При наличии на проезжей части дороги указаний,
ограничивающих высоту или об-
щую массу трубовозов, трубы сле-
дует грузить, руководствуясь
этими указаниями. .Погрузочная
высота прицепа должна быть па
одном уровне с полом автомобиля.
Погрузку труб на трубовозы
производят так, чтобы оставался
зазор между задней стенкой ка-
бины и грузом, при этом прицеп
должен свободно поворачиваться
по отношению к тягачу на угол
90° в каждую сторону. Для того,
чтобы в момент торможения или
движения под уклон трубы не дви-
гались на кабину, их нужно рас-
полагать на тягаче выше, чем на
прицепе, на величину, примерно
равную деформации (осадке) рес-
сор от груза. Кабину автомобиля
с задней стороны необходимо за-
щитить стальным щитом толщи
ной 8—10 мм для предохранения
перемещения труб.
Погрузка на трубовозы и перевозка труб не должна приводить к пх де-
формации. При укладке труб на двух опорах размещать их желательно :ак,
чтобы прогиб от собственного веса в середине трубы и на ее концевых учзст-
ках был одинаков. Если пренебречь весом соединительных деталей, этому
условию будет удовлетворять соотношение
Рис. 5.1. Схема укладки труб на тру-
бовозе:
I — первый ряд труб; 2 - прокладка; .? —
второй ряд труб; 4 — копии; .5 — рыча/ от-
кидной; 6 — болт; 7 — накат; 8 — предо хра-
нитель
ее от разрушения в случае продольного
/ = 0.574Л,
тде I — расстояние между опорами, на которых покоится труба; L — общая
длипа трубы.
ВНИИБТ на основании выполненных расчетов рекомендует размещать
опоры при транспортировании труб (изготовленных по ГОСТ 632—64) на
автотрубовозах согласно данным, приведенным ниже
5 6 7 8 9 10 11 12 13
Длипа труб, м..........
Длипа свободного конца,
м........................
1,0 1,2 1,4 1,7 I,1) 2,1 2,3 2,5 2,7
Погрузку труб на трубовоз производят в один или несколько рядов в за-
висимости от грузоподъемности машины и размеров труб. При погрузке в не-
сколько рядов между каждым рядом укладывают деревянные прокладки
сечением не менее 30 X 35 мм для предохранения труб от ударов, как пока-
зано на схеме рис. 5.1.
173
Такелажные приспособления
Наиболее распространенными такелажными приспособлениями при
выполнении погрузочных и транспортных работ с трубами являются; стропы,
накаты, устройства для закрепления труб на трубовозах, канаты, цепи, клещи,
траверсы, оттяжки.
Перечисленные и другие такелажные приспособления изготовляют доста-
точно прочными, отвечающими весу поднимаемого или перемещаемого груза.
На такелажные приспособления,как ина грузоподъемное оборудование рас-
пространяются правила устройства, освидетельствования и эксплуатации
кранов и подъемных приспособлений.
Стропи. Захват труб и соединение захваченного груза с крюком или
серьгой грузоподъемно! о механизма осуществи зяется с помощью стропов.
Стропы изготовляют из стальных канатов с большой гибкостью и малой чув-
ствительностью к перегибам. Канат для изготовления стропов подбирают
не менее чем с трехкратным запасом прочности но отношению к максималь-
ному весу поднимаемого груза. Изготовленные стропы перед эксплуатацией"
испытывают па нагрузку, вдвое превышающую вес поднимаемого груза, и
снабжают биркой с указанием грузоподъемности и даты испытаний. Не реже
чем через 6 мес проводят повторные испытания.
Нпже приведены размеры стальных стропов
d, мм . ... 12 1 (> 19 24 26 30
/, л.........6—8 12 12—16 16 -18 18-2(1 20—22
Накаты,. Когда трубы перевозят электромеханизировапными трубово-
зами, технология их погрузки и разгрузки определяется конструкцией самого
трубовоза. При перевозке труб иемехавизированными трубовозами и при
отсутствии подъемных механизмов погрузку и разгрузку труб производят
при помощи накатов. Следует пользоваться только такими накатами, в которых
имеются устройства, предотвращающие обратное скатывание груза, как,
например, безопасные накаты конструкции ВНИИТБ.
Погрузочный комплект этих накатов состоит из двух штук. Для устой-
чивости и свободного накатывания труб нижний конец наката, лежащий
на земле, сплюснут в виде лопаты. Верхний конец имеет отверстие, через
которое пропускается болт для крепления наката к конику трубовоза.
На накате в четырех местах установлены предохранители, свободно
висящие на осях. При накатывании трубы предохранители, поворачиваясь
вокруг своей оси, свободно пропускают трубу вверх. Если рабочие упустят
накатываемую трубу, предохранители автоматически удержат ее от скаты-
вания вниз.
Для выгрузки труб накаты крепят к трубовозу с поворотом их на 180°.
При таком положении пакатов предохранители выключены и трубы свободно
скатываются.
Для предохранения труб от ударов и во избежание несчастных случаев
накатывать или скатывать трубы следует при помощи пенькового каната,
при этом на накатах должна находиться только одпа труба. Для погрузки
труб в два ряда (см. рис. ,5.1) у верхней части наката предусмотрен рычаг 5.
При перевозке рычаг закрепляется на накате болтом 6. Грузоподъемность
двух пакатов — 500 кг; рабочая длина наката 4370 мм; масса одного наката
53,5 кг. Накаты рассчитаны па погрузку всех бурильных труб (кроме УБТ)
и обсадных труб диаметром до 219 мм.
Устройство для закрепления труб. После погрузки труб на трубовоз
их следует надежно закрепить во избежание рассыпания и выпадения труб
в процессе транспортирования. Для этого можно использовать приспособле-
ние, разработанное ВНИИТБ (рис. 5.2). Оно состоит из цени Г, один конец
которой постоянно укреплеи на конике трубовоза, а другой закрепляется
специальной серьгой. На конце цепи, прикрепленной к трубовозу, находится
стяжка, состоящая из втулки 3 я двух болтов 4, 5 с правой и левой резьбой.
Серьга и стяжка шарнирно прикрепляются пальцами к накладкам 6, при-
варенным к конику трубовоза.
174
Приспособление монтируют на конике тягача и на прицепе. При полной
загрузке трубовоза стяжку и серьгу закрепляют на двух крайних накладках,
при перевозке небольшого количества труб их закрепляют на двух средних
накладках.
После погрузки труб ослабляют стяжку, вращая втулку ломиком, в< тав-
ленным в отверстие во втулке, перекидывают цепь через закрепляемые трубы
п закрепляют стяжку до натяжения цепи.
Каната. В качестве такелажных приспособлений применяют стальные
и пеньковые канаты. Стальные канаты используют для подъема, перемещения
и подтаскивания труб. Стальные
канаты для такелажных работ,
помимо прочности, должны обла-
дать большой гибкостью и малой
чувствительностью к перегибам.
Больше всего удовлетворяют по-
ставленным требованиям канаты
двойной и крестовой свивки. По
прочности канаты, предназначен-
ные для подъема или подвеши-
вания груза, подбирают с коэф-
фициентом запаса прочности не
менее трех.
Пеньковые канаты применяют
для изготовления оттяжек, ис-
пользуемых при развороте труб
в процессе подъема и перемеще-
ния их грузоподъемными маши- кллдки
нами, а также при скатывании
труб с трубовозов по накатам.
Цепи, клещи. Цепи используют для закрепления труб, погружегных
на трубовоз, и для дополнительного скрепления между собой стоек трубозоза
во избежание самопроизвольного раскрытия их при перевозке труб.
При погрузке и выгрузке труб, помимо стропов, пользуются также кле-
щами, при этом размер клещей должен отвечать диаметру поднимаемых тэуб.
Гидроиспытанпе труб
В отличие от обсадных труб, бурильные трубы на трубопрокатном заво-
дах гидравлическим испытаниям не подвергаются.
Новые бурильные трубы подвергают гидравлическим испытаниям нг ба-
зах производственного обслуживания после навинчивания на них замков.
Трубы, находящиеся в эксплуатации, испытывают после возвращения па Зазу
по окончании бурения каждой скважины. При бурении глубоких скважин
проводят периодические проверка труб внутренним гидростатическим давле-
нием непосредственно на буровых в процессе бурения.
Величины испытательных давлений для бурильных труб и колонн уста-
навливаются руководством бурового предприятия, исходя из условпп работы
бурильной колонны. Если ж оточить случаи осложнений, связанных *' выбро-
сами, уходом глинистого раствора и другие, то целостность и герметичность
бурильной колонны могут быть нарушены в результате возникповопия раз-
ности гидростатических давлений внутри колонны и в затрубном простэип-
ство. Разность давлении возникает пр и прокачивании через колонну гл-шп-
стого раствора в процессе бурения. Наибольшая ее величина определятся
давлением на выкиде, которое развивают применяющиеся буровые, насосы.
Обычно эти давления нс превышают 200—250 кгс/см-.
Испытуемые трубы выдерживаются под давлением в течение 15—20 с.
Если не обнаруживается течи или потения, трубы признаются годными.
Технология гидроиспытаний. Испытание труб на бс аах.
Для гидравлических испытаний труб сооружаются специальные участки.
175
оснащенные соответствующим оборудованием, приспособлениями и конт-
рольно-измерительной аппаратурой. Характер сооружаемых участков зави-
сит от районов расположения буровых предприятий. В северных районах,
с холодным климатом и продолжительной зимой, гидроиспытаиис труб осуще-
ствляется в закрытых помещениях. В южных районах, с теплым климатом
и непродолжительной мягкой зимой, участки гидроиспытаний сооружаются
на открытых площадках. При этом для размещения оборудования и аппара-
туры возводятся небольшие здания легкого типа.
Бурильные трубы подвергают гидравлическим испытаниям поштучно
по схеме, приведенной на рис. 5.3.
Рис. 5.3. Схема гидроиспытаний бурильных труб:
1 — стеллаж; 2 — заглушка; з — голопка; 4 — центробежный насос; 5 —
подопроиод; 6 — емкость; 7 — рукав низкого давлении; s — поршневой нл-
сос; 9 — рукав высокого давлении; 1011 — манометры; 12 — электрома-
гнитные ударники-, 1'i —канава; 14 — линии рс1зрлдкп; 15 —обратный
клапан-, 1а — предохранительный клапан
Трубу, накатанную па наклонный стеллаж, оборудуют опрессовочной
головкой и заглушкой и заполняют водой при помощи центробежного насоса 4.
Затем включается насос 8, с помощью которого давление в трубе доводится
до заданного. Электрокоитактный манометр 11 автоматически отключает
насос 8, и начинается выдержка трубы под давлением в течение 15—30 с.
После этого открытием вентиля давление в системе снимается, и вода из испы-
танных труб сливается.
На трубы, выдержавшие испытание, наносится клеймо светлой краской
с указанием даты испытаний и величины испытательного давления. Трубы,
не выдержавшие и пытаний, бракуются, если течь произошла в теле, или
передаются па ремонт, если оказались ногерметичпымп резьбовые соединения.
Испытания труб на буровых. В процессе бурения нефтяпых и газовых
скважин нередко происходят осложепия и аварии с бурильными колонками
из-за дефектов в трубах, которые не удается обнаружить визуальными осмот-
рами. Обычные виды нарушений колонны — поломки и обрывы бурильных
труб, размыв резьбовых соединений промывочной жидкостью и др. Наиболее
тяжелый вид аварий — прихваты, при которых колонна бурильных труб
не поддается вертикальным перемещениям. Одной из возможных причин
прихватов являются утечки промывочной жидкости через дефекты в трубах
колонны. В этих случаях к забою скважины поступает меньшее количество
промывочного раствора, недостаточное для аффективного выноса разбурен-
ной породы. Скопление на забое большого количества разбуренной породы
способствует прихвату колонны.
176
Профилактическим мероприятием ио борьбе с авариями бурильных
колонн, происходящими по перечисленным и другим причинам, явл тется
своевременное обнаружение дефектов в бурильных трубах посредством iepn-
одических проверок дефектоскопами и гидроиспытаний их внутренним /явле-
нием непосредственно на буровых. Такие мероприятия имеют особое значение
для глубоких скважин.
В большинстве случаев бурильные трубы па буровых испытывают от дель-
ными свечами в процессе подъема или спуска колонны. Для испытанш све-
чей можно пользоваться несколькими с емами.
На рис. 5.4. показала схема гидроиспытаний бурильных свечей, рдзра-
ботапная объединением Саратовнефтегаз.
Арматура для опрессовки бурильных труб па буровой состоит из трех
основных узлов: пьедестальной муфты I, соединительной головки 11 и опрес-
совочной головки III.
Пьедестальную муфту изготовляют из муфты замка ЗШ-178. В сродней
части муфты вваривается патрубок 1 для присоединения па гнета те; ьной
линии цементировочного агрегата. Замковой резьбой муфта обращена взерх,
а в нижней части привариваются заглушка 2 и плита 3 с отверстиям! для
крепления муфты к полу буровой.
В зависимости от размера испытуемых труб в пьедестальную ауфгу
ввинчивается сменная соединительная головка II соответствующего размера.
Соединительная головка состоит из переводника 4, в который ввинчена
и приварена направляющая труба 5. На направляющую трубу свободно
насажена закрепительная муфта 6, которая навинчивается на ниппель испы-
туемой бурильной свечи. Резиновая прокладка 7 служит для гермеги:ацип
свечи снизу.
Сверху труба герметизируется при помощи опрессовочной головки 111,
которая ввинчивается в муфту испытуемой свечи.
Опрессовочная головка (рис. 5.5) состоит из корпуса 6 с укороченной
замковой резьбой. В нижней части корпуса вмонтировано седло клан! на 7
с клапаном тарельчатого типа 2 для спуска воздуха, вытесняемого по мере
заполнения свечи технической водой. Снаружи на корпус устанавлив !ется
стопорное устройство 3, работающее по принципу обгонной муфты. Стопор-
ное устройство состоит из обоймы с шарнирными рычагами, трех ролив ов 4.
находящихся в клиновидных пазах обоймы и шести пружин с толкате7ями.
В корпус 6 вставляется шток 7 с пружиной 5. Пружина штока поджим тетей
гайкой. В верхней части корпуса навинчена и зафиксирована головка кол-
пак 8. На верхнем конце штока 7 имеется стакан 9, который вместе с кор-
пусом вращается на пальце 10 при отвинчивании бурильной свечи.
Опрессовочная головка подвешивается на боковых рогах подъемного
крюка при помощи подвески 11 и двух скоб 12. Подвеска шарнирно соеди-
нена с пальцем 10.
Процесс испытаний. Испытание бурильных труб в буровой совмепщется
с подъемом бурильного инструмента из скважины. Опрессовка производится
цементировочным агрегатом.
Кронблок с подвешенной и отрегулированной па боковых рогах о ipec-
совочной головкой и с элеватором па штропах подается вниз. Элеватор заде-
вается на поднимаемую из скважины трубу, и опрессовочная головка .труп-
ную ввинчивается в муфту трубы. Перед ввинчиванием головки рычаги об зимы
поднимаются в вертикальное положение. После навинчивания головки рычаги
сразу же устанавливаются в горизонтальное положение. Затем бурильные
трубы поднимают на длину одной свечи и свечу отвинчивают обычным спо-
собом. При отвинчивании свечи корпус опрессовочной головки вращается
вместе со свечой, при этом стопорное устройство не препятствует вращзншо
головки, так как ролики отходят в широкую часть клиновидных паз >в.
Отвинченную бурильную свечу торцом ниппеля устанавливают на эезп-
новую прокладку упорного торца направляющей трубы опрессовочной го-
ловки (см. рис. 5.5). Закрепительная муфта навинчивается на ниппель оечи.
По установленному сигналу включается агрегат, вода заполняет свечу л вы-
тесняет воздух через открытый клапан головки. Когда уровень воды дойдет
12 Заказ 7 54 177
Рис. 5.4. Схема гид-
роиспытаний буриль-
ных свечей
Рис. 5.5, Опрессовочная головка
178
до клапана, последний под давлением закрывается и удерживается в закры-
том положении в течении всего времени испытания свечи, т. е. 30- 40 с.
В герметичности испытуемой свечи убеждаются по постоянству дав гения
в системе. В случае негерметичности свечи стравливают давление до нуля
и визуальным осмотром определяют место утечки.
По окончании испытания, открыв кран на агрегате, сливают отработан-
ную воду.
За время опорожнения свечи рабочий отвинчивает закрепительную м уфту.
После этого свечу приподнимают и ниппелем устанавливают на шайбу г редо-
хранительного вкладыша, предварительно вставленного в муфту очерэдной
трубы, сидящей на роторе в клиньях. Далее установленную в предохранитель-
ный вкладыш бурильную свечу вращают ключом АКБ-3 по часовой стрелке.
При этом рычаги обоймы стопорного устройства упираются в штропы псдъем-
ного крюка. Корпус опрессовочной головки проворачивается вместе с г све-
чой, стопорится роликами, которые заклиниваются в узкой части клинов! щных
пазов, поджимаемых пружинами. При дальнейшем вращении буритьной
свечи опрессовочная головка вывинчивается из муфты трубы.
Поело полного отвинчивания пружина штока, разжимаясь, приг одни-
мает ниппель головки из муфты трубы. Свечу устанавливают за палец.
Следует иметь в виду, что процесс испытаний свечей на буровой может
производиться только с разрешения Госгортехнадзора с соблюдение» всех
установленных правил техники безопасности.
Крепление труб в буровых
Удовлетворительная эксплуатация бурильной колонны зависит от проч-
ности и герметичности бурильных труб и замков. Соблюдение этих условий
в значительной степени определяется величиной момента затяжки замг ового
соединения.
Момент затяжки следует рассчитывать! из условия нераскрытый стыка
соединения (упорного торца муфты и уступа ниппеля замка) от осевых растя-
гивающих сил в верхней части колонны и от изгибающего момента в нижней.
Момент затяжки можно рассчитывать по формуле
= Q tg (ус+<р)
+ М0,
(5.1)
3(^- ^) J
где Q — усилие затяжки; dc — средний диаметр резьбы в сечении, располо-
женном по середине рабочей длины резьбы; ус — угол подъема резьбы; ф —
угол трения, принимаемый равным 6—7°; р — коэффициент трения на поверх-
ности упорного торца муфты, равный 0,1; D—наружный диаметр замка;
Ма — момент, необходимый для свинчивания замка па величину ватяга
резьбы:
Мй-. 8л£Яр0< урл' + г)(рЗ-р?) __
S (1{- — г2) sin р cos уп L Ч
где Н — натяг замкового соединения; р.» — коэффициент трения (сцешения)
для смазанных поверхностей, равный 0,05—0,08; t — рабочая высота г итка;
R,r — наружный и внутренний радиусы замка; р2, pj — средние радиусы
резьбы в начале п конце сопряжения; р — угол между стороной профиля
и осью резьбы; у0 — угол подъема резьбы.
Наибольшее усилие затяжки для замка, расположенного у устья сква-
жины, определяется из условия нераскрытия стыка от осевых растягива ощих
сил из выражения (4.45) при Р = Ртах
(?1 = 1,1 (2/>/’.ij-f-ao7>max),
12*
179
где Pin.ix—маиполыиан допускаемая нагрузка на замок (вес колонны), опре
деляемая из выражения (4.46).
С приближением к забою скважины растягивающая нагрузка умень-
шается, что приводит к уменьшению необходимого усилия затяжки. Однако
в связи с тем, что увеличение момента затяжки благоприятно сказывается
на работе соединения в условиях переменных нагрузок, увеличивающихся
по мере приближения к забою, усилие затяжки для всех соединений колонны
следует принимать Qx.
1?роме того, усилие затяжки для замков определяется также условием
нераскрытия стыка от изгибающих моментов в нижней части колонны.
С учетом динамичности нагружения усилие затяжки будет равно
Q.y 0,75л (D2 —<12)^100 ^L -|-2p), (5.2)
где d — внутренний диаметр расточки муфты; j — стрела прогиба замка
в скважине; L — длина полуволны для бурильной колонны.
Если О Q2, то замки по всей колонне затягиваются с усилием за-
тяжки (?!• Если Q2 > Qt, то все замки колонны затягиваются с усилием Q2.
Наибольший допускаемый вес колонны при этом находят из (4.16), приняв
Q = Q2. Если необходимо увеличить вес колонны, сохранив Q = Q2, то сле-
дует повысить прочность замка, т. е. величину QH. Во всех случаях усилие
затяжки должно обеспечить в замковом соединении напряжение, равное
(0,4-0,5) от.
В табл. 5.2 приведены рекомендуемые моменты затяжки для некоторых
размеров замков по ГОСТ 5286—58, определенные, исходя из действия осе-
вых нагрузок. Усилие затяжки вычисляли из условия Q = (см. табл. 4.9).
Таблица 5.2
Типоразмер замка ЗН-108 ЗШ-146 ЗШ-178 31U-203
Момент затяжки М31 кгс»м 630 1250 2400 3050
Найдем М, для замка ЗШ-178, работающего в нижней части колонны,
исходя из действия изгибающего момента.
Условия определения: долото № 269, скорость вращения 120 об/мин,
бурильные трубы размером 140 X 11, давление прокачиваемой жидкости
50 кгс/см2, замок ЗШ-178.
Усилие затяжки рассчитываем из выражения (5.2).
Длину полуволны для нижнего конца колонны найдем из формулы (4.8)
при 2=0:
l = ±1 i/= iм.
iu г q 4л У 0,4
<_1,1Рдол — D 1,1 -26,9 —17,8 .
' ---=----------см
Тогда усилие затяжки будет
(Л. = 2,5 70,8 (1000 17,8'5,9 +2 50 ) 124 оцо кгс.
\ 13,22 т J
а момент затяжки (5.1)
М3 = 2100 кгс м.
130
Так как момент затяжки оказался меньше приведенного в табл. 5.2,
го для указанных выше условии бурильные замки ЗПЫ78 должны штаги-
ваться с моментом 2400 кге-м.
Для соединений УБТ усилие затяжки вычисляют из формуль: (5.2),
где Л — длина изогнутой полуволны нижнего участка УБТ. Длип^ полу-
волны определяют из рассмотрения устойчивости колонны под действием
осевых нагрузок. Однако на практике целесообразно иметь М, не менее вели-
чин, указанных в табл. 5.2.
Для свинчивания бурильных замков необходимо применять надлежащую
смазку, так как опа в значительной степени влияет па износостойкост! и гер-
метичность резьбовых соединений. Смазки для бурильных замков ;олжиы
воспринимать большие удельные давления и высокую теимературу на по-
верхности резьбы при свинчивании замков, (особенно в начале свинчивания),
уплотнять зазоры в резьбе, легко наноситься на резьбу, сохраняться на по-
верхностях резьбы длительное время. Использование для этих целей соли-
дола, машинного масла, мазута в чистом виде воспрещается. Указанным
требованиям отвечают смазки, содержащие металлические компоненты (сви-
нец, цинк, алюминий и др.).
Ниже приводятся рецептуры некоторых смазок, которые можно легко
приготовить в условиях буровых предприятий (в % мае.):
I. Машинное масло С по ГОСТ 1707—51 ............ 4о
Графитовый порошок II по ГОСТ 82'.'5— 7.I........53
Технический жир.................................5,5
Каустическая сода ..............................1,5
II. .Машинное масло (I..............................54
Графит по ГОСТ 8295--73 39
Алюминиевая ныл!................................5,5
Натриевое мыло (твердое)........................1.5
Новые (ненриработанпые) резьбовые соединения рекомендуется тща-
тельно смазывать смазкой, содержащей до 60% металлических наполнителей
(цинка, свинца, сернистого молибдена), и свинчивать с ограниченной ско-
ростью, что позволяет исключить заедание резьбы.
ВНИИГазом и заводом им. Шаумяна разработаны смазки Р-113 и Р-402
(ТУ—38—101—330—72), которые выпускаются заводом им. Шаумява.
Уплотнительная смазка Р-113 предназначена для резьбовых соединений
деталей бурильной колонпы (бурильных замков, утяжеленных бурильных
труб, переводников забойных двигателей и др.), подвергающихся частому
разъединению и используемых при бурении с температурами до 200° С и при
высоких удельных давлениях па поверхности резьбы.
По сравнению с применявшимися ранее для этой цели смесями сопидола
или машинного масла с графитовым порошком или смазкой УС0А ’ГОСТ
3333—55) смазка Р-113 обладает высокими противозадирными, антифрик-
ционными и нротивопзпосными свойствами, повышенной уплотните льном
способностью, а также морозо- и температуростойкостыо. Состав сиазки:
жировая основа, свинцовый порошок ЦМТУ 44513—54, окись свинца (поро-
шок), сернистый свинец (порошок) ВТУ МРЦ 798—53.
IIр пблиз।польпое соотиоiпение компонентов:
Ненова............................................35
Сернистый ciiiitioii ............................. 5
Окись свинца ..................................... 2
Свинец...........................................7>8
Для соединений утяжеленных бурильных труб, замков бурильные труб
при более низких температурах (до 100° С) рекомендуется применять смазку
Р-416 (ТУ—38—301—47—72).
При роторном способе бурения для замковых соединений труб небольших
размеров (примерно до 102 мм) рекомендуется применять цинковую смазку
181
(мелкий порошок цинка от 40 до 60% мае.). При использовании цинковой
смазки коэффициент трения выше, чем в случае применения свинцовой, по-
этому предотвращается самопроизвольное довинчивание в процессе бурения.
Дефектоскопия бурильных труб
Для предупреждения возможных аварий с бурильной колонной за по-
следние годы все более широко применяется метод контроля качества труб
при помощи дефектоскопии.
Благодаря этому методу появилась возможность обнаруживать и опре-
делять местоположение дефектов в трубах, таких как закалочные трещины,
раковины, закаты, плены, неметаллические включения и другие нарушения
сплошности металла, к которым следует отнести в первую очередь усталост-
ные трещины, возникающие и развивающиеся при воздействии переменных
нагрузок на бурильную колонну.
На первых этапах внедрения дефектоскопии в бурении основное внима-
ние было уделено выявлению этим методом усталостных трещин и других
дефектов, имеющих поперечную ориентацию относительно оси трубы и возни-
кающих чаще всего в высаженных концах труб сборной конструкции, на уча-
стке резьбового соединения замка с бурильной трубой. Этот узел соединения
у труб сборной конструкции — наиболее слабое место во всей бурильной
колонне, по которому чаще всего происходят поломки бурильных труб.
Метод дефектоскопии труб позволяет осуществлять проверку новых
труб в потоке производства на участке отделки их на трубопрокатных заво-
дах, при профилактическом контроле бывших в употреблении бурильных
труб на проверочном участке трубных баз, а также непосредственно над
устьем скважины, при подъеме или спуске бурильной колонны.
Для проверки бурильных труб на буровых применяют дефектоскопи
вескую установку ПДУ-IM, разработанную ЦНИЛ объединения Укрнефть.
Работа установки основана на использовании импульсного эхо-метода ультра-
звуковой дефектоскопии. При контроле резьбовой части бурильной трубы
ультразвуковые колебания, встречая на своем пути дефекты, отражаются
и фиксируются на экране электронно-лучевой трубки дефектоскопа в виде
импульсов, а также улавливаются схемами автоматической световой и зву-
ковой сигнализации.
Наблюдение за показаниями дефектоскопа и за работой вспомогатель-
ного оборудования, расположенного в автомашине, осуществляет первый
оператор, в то время как второй оператор при помощи выносного механизма
создания акустического контакта, соединенного с дефектоскопом посред-
ством кабеля, производит все операции по непосредственной проверке резь-
бового участка трубы.
Оборудование установки монтируют в кузове автомобиля повышенной
проходимости типа УАЗ-452. В комплект установки входят дефектоскоп
типа УДМ-ЗМ, а также рабочий и запаспой механизмы создания акусти-
ческого контакта с искательными головками и сменными протекторами для
каждого типоразмера бурильных труб.
Техническая характеристика ПДУ-1М
Диаметр контролируемых труб, мм.............114—110
Минимальные размеры выявляемых дефектов,
мм:
длина ........................................... 20
глубина ...................................... 2
Время контроля одной резьбовой части буриль-
ной трубы, МИН ................................ sy'2
Потребляемая мощность, кВт ...................... 1
Напряжение питания, В........................... 220
Частота, Гц..................................... 50
Масса установки с оборудованием, кг......... 2100
1S2
Работы по проверке элементов бурильной колонны непосредственно
в буровой осуществляются в соответствии с утвержденным руководством
бурового предприятия графиком проведения профилактической пре верки
бурильной колонпы и по предварительно поданной заявке этого предприятия.
По окончании работ по дефектоскопии составляется акт проверки, в ко-
торый вносят данные о трубах, забракованных дефектоскопом. Эти грубы
маркируют особым знаком, удаляют из бурильной колонны исписывают
с баланса предприятия, как непригодные для использования по прлмому
назначению.
За последнее время, наряду с выявлением дефектов — несплошпостей
металла, большое внимание уделяется измерению фактической толщина сте-
нок бурильных и обсадных труб. Кроме того, идет процесс совершенствова-
ния ранее разработанных дефектоскопических установок.
Ивано-франковским отделением ВНИИТнефти разработана более совер-
шенная передвижная комплексная дефектоскопическая установка ПКДУ, В от-
личие от ПДУ-IM теперь используют ультразвуковой дефектоскоп ДУК-66
или два дефектоскопа УД-10УА, а также два толщиномера Кварц-8 и БУ ИТ-1.
Установка ПКДУ монтируется на шасси автомашины ГАЗ-66 и пред-
назначается для работы на буровых и трубных базах.
Дефектоскоп ультразвуковой импульсный ДУК-66, смонтированный
на этой установке, предназначен для обнаружения дефектов, определения
координат их залегания и измерения толщины изделия. Этот дефектоскоп
можно использовать в установках для автоматического и полуавтоматиче-
ского ультразвукового контроля как при контактном, так и при иммерсион-
ном методах контроля.
Техническая характеристика Д У К-66 J
Рабочие частоты, мГц . ................... 0,62: 1,25;
2,5; 5,0; 10
Минимальная глубина обнаружения дефектов
при работе раздельно-совмещенных датчиков,
мм:
при частоте 5 мГц....................... не более 1
при частоте 2,5 мГц..................... не более 2
Максимальный предел измерения расстояний
при помощи глубиномера для материалов со
скоростью распространения УЗК от 2300 до
6500 м/с, м..................................... 2,5
Погрешность измерения расстояний от полно-
го значения шкалы выбранного диапазона из-
мерений, %..................................не более ±1,5
Относительная погрешность ослабления при
частоте 5 мГц с помощью аттенюатора, дБ:
приближенного ..............................±1 па 10 дБ
точного.................................±1 на 9 дБ
Питание...................................сеть перемен-
ного тока
частота, Гц................................... 50
напряжение, В .......................... 110, 127, 220
потребляемая мощность, ВА ................... 300
Габаритные размеры, мм ................... 605x395x265
Масса, кг...................................... 24,5
Для тех же целей предназначен и ультразвуковой импульсный дефекто-
скоп УД-10УА со сменными субблоками генератора СЕ-02 и усилителя '2А-03.
Этот прибор универсален, может работать как при эхо-импульсном,
так и при теневом методах контроля в контактном или иммерсионном вариан-
тах с прямыми, наклонными и раздельно-совмещенными искателями. Прибор
183
можно эксплуатировать самостоятельно, а также использовать в установках
для автоматического и полуавтоматического ультразвукового контроля*
Техническая характеристика УД-Ю.УА
Диапазон рабочих частот, мГц '........... 1—6
Максимальный предел измерения расстояний
(ио алюминию), м........................... 5
Минимальная глубина обнаружения дефектен,
им ............................................ 0,5
Погрешность измерения расстояний, % . . . il,5
Частота импульсов генератора, Гц ........ 60—5000
Диапазон градуированной регулировки уси-
ления, дБ..................................... 0—80
Размер экрана ЭЛТ по диагонали, мм .... 115
Питание..................................сеть перемен-
ного тока
частота, Гц............................ 50
напряжение. В.............................. 220
потребляемая мощность, ВЛ ................. 130
Габаритные размеры, мм ..................520x490X210
Масса, кг................................ 28
Всесоюзным научно-исследовательским институтом неразрушающих
методов контроля (ВНИИНК) разработана серия автоматических и ручных
толщиномеров (Кварц-4, Кварц-6, Кварц-8, Кварц-11 и др.). Серийно изго-
товляют толщиномер ультразвуковой импульсный переносной Кварц-6 (изго-
товитель Кишиневской завод «Электроточприбор»), Этот прибор предназначен
для определения толщин стенок магистральных трубопроводов, металли-
ческих резервуаров и других металлических конструкций при одностороннем
доступе без дополнительной обработки поверхности в месте контроля.
Техническая характеристика Кварц-6
Диапазон измерения толщин, мм . .
IIoipeuinoCTb измерения, мм . . . .
Рабочая частота, мГц ...............
Питание ............................
Потребляемая мощность, Вт . . . .
Габаритные размеры, мм............
Масса, кг ........................
от 2 до 50
от ± 0,15 до ± 0,60
2,5—5
десять последовательно
соединенных элементов
типа 373
не более 1
250х 195Х195
5
Толщиномер состоит из электронной схемы с показывающим прибором,
из датчика с соединительными кабелями и источника питания.
Толщиномер Кварц-8, входящий в состав передвижной комплексной
дефектоскопической установки ПКДУ, предназначен для проверки труб
на буровых. При проверке труб на буровых показания прибора записываются
и одновременно показываются. При обнаружении уменьшения толщины
стенки трубы ниже допустимой действует также сигнализация.
Для измерения толщины стенки стальных и легкосплавных бурильных,
а также обсадных и насосно-компрессорных труб ВНИИТнефтью разработан
бесконтактный ультразвуковой импульсный толщиномер БУИТ-1. Работа
толщиномера основана на принципе измерения интервала времени между
импульсами ультразвуковых колебаний, отраженных от наружной и внут-
ренней поверхностей контролируемой трубы.
184
БУИТ-1 выполнен в виде переносного прибора с вертикальной передней
панелью, па которой установлены органы управления и индикаторный стре-
лочный прибор, шкала которого проградуирована в миллиметрах измеряемой
толщины. Отдельным узлом толщиномера является выносной датчик, позво-
ляющий производить замеры па расстоянии до 1,5 м от прибора. Датчик имеет
амортизированный направляющий цилиндр для ориентировки его вдоль на-
правляющей контролируемой трубы, катушку подмагничивания и плоскую
катушку преобразователя.
При проверке труб предварительная очистка их поверхности от краски
и ржавчины не требуется, так как толщиномер имеет датчик с бесконтактным
вводом ультразвука, что позволяет применять прибор без использования
контактных жидкостей (воды, масла и т. д.).
БУИТ-1 может работать самостоятельно при контроле труб вручную,
но его можно использовать и в комплексе с передвижными и стационарными
установками для неразрушающего контроля труб.
Техническая характеристика БУИТ-1
Наружный дпамстр^коптролирусмых труб, мм 60 и более
Диапазон измеряемых номинальных толщин
труб, мм .................................. 3—13
Погрешность измерения, 'Й ......... ±2
Питание..................................сеть перемен-
ного тока
напряжение, В ............................. 220
частота, Гц................................. 50
потребляемая мощность. ВЛ..............не более 120
Габаритные размер ы, мм .................. 410x275x175
Масса, кг.................................не более 30
Серийное производство приборов БУИТ-1 освоено Бугульминским опыт-
ным заводом «Нефтеавтоматика».
Для дефектоскопического контроля труб па трубных базах буровых
предприятий ВНИИТнефтыо совместно с ВНИИНКом разработана ультра-
звуковая комплексная установка под шифром БУР-IM. Эта установка состоит
из двух узлов: электронно-акустического и электронно-механического. В со-
став первого узла входят четырехкапальный дефектоскоп для контроля тела
труб, два дефектоскопа для контроля резьбового участка бурильных труб
и толщиномер для обнаружения отклонений толщины стенки от номинальной.
Электромеханический узел установки включает рольганг продольной подачи
труб, рольганг вращения труб, электросиловой распределительный шкаф
и пульт управления.
Электронно-акустический узел укомплектован серийными дефектоско-
пами УД-10УА, толщиномером Кварц-11 (УТ-70 ПА — ультразвуковой
толщиномер полупроводниковый автоматический) с цифровым отсчлным
устройством и рядом функциональных устройств, разработанных на базе
комплекса АСНК. Принцип работы установки основан на использовании
ультразвукового импульсного эхо-метода. Надежность контроля труб с необ-
работанной поверхностью (после проката), но очищенной от ржавчины, сле-
дов бурового раствора и масляных пятен, обеспечивается применением аку-
стических блоков с локальной ванпой и специального механизма создания
акустического контакта, стабилизирующего поло,пение датчика на поверхно-
сти контролируемой трубы при ее вращении. Процесс дефектоскопии и тол-
щинометрии тела трубы автоматизирован. При обнаружении дефектов в теле
трубы или отклонений толщины стенки за пределы установленного поля
допуска срабатывает сигнализация (световая, звуковая) и производится
запись на ленте регистрирующих приборов.
Электромеханический узел установки позволяет осуществлять подачу
труб с приемного стеллажа на участок контроля, вращение трубы в процессе
контроля и перенос ее на промежуточный стеллаж по окончании контроля.
185
Управление всеми механизмами установки оператор производит дистанци-
онно с пульта управления.
Техническая характеристика БУР-1М
Наружный диаметр контролируемых
труб, мм...........................
Толщина стенки труб, мм..........
Скорость контроля тела трубы.
м/миа .............................
Время контроля резьбового участка
бурильной трубы, мин ..............
Размеры выявляемых дефектов:
а) в толе трубы:
глубина, % от толщины стенки
протяженность, мм..............
б) в резьбовом участке:
глубина, мм....................
протяженность, мм............
Точность измерения отклонения тол-
щины стенки трубы от номинальной,
мм.................................
Количество датчиков..............
Рабочая частота, мГц ............
Питание..........................
102—325
7—14
3,0
менее 5
10 и более
50 и более
2 и более
20 и более
напряжение, Р>..................
частота, Гц.....................
Габаритные размеры, мм:
механический узел.................
электронная стойка .............
пульт управления ...............
электросиловой шкаф ............
Общая масса установки, кг . . . .
±0,2
7
2,5
сеть трехфазного пере-
менного тока
380/220
50
17 000X2500X1100
500X1000X1000
810X630X1275
1550X465X1865
7100
Заводы-изготовители: электронно-акустического узла — завод «Электро-
точприбор», г. Кишинев; механического узла — Сызранский ремонтно-меха-
нический завод, г. Сызрань.
Для выявления дефектов у бурильных труб, проверяемых на трубных
базах, можно также применять импульсный ультразвуковой дефектоскоп
УДМ-ЗМ, используемый в передвижной установке ПДУ-1М.
Контролируемую трубу в этом случае укладывают в горизонтальном
положении на передвижные шариковые или роликовые опоры специального
стеллажа или станины правильного пресса так, чтобы ее концы выступали
не менее чем на 0,5 м. Это позволяет при необходимости в процессе проверки
вращать по наружной поверхности трубы держатель вместе с головкой дефек-
тоскопа. До начала проверки у каждой трубы поверхность обоих выступа-
ющих концов подвергают очистке до металлического блеска от грязи, отсла-
ивающейся окалины, ржавчины, после чего ее промывают водой. Затем произ-
водят настройку искательной головки по эталонному образцу. Проверка резь-
бовой части бурильных труб с навинченными деталями с целью выявления
усталостных трещин и других дефектов заключается в изучении ультразву-
ковых колебаний в направлении резьбовой части трубы с ее наружной поверх-
ности под углом, обеспечивающим их распространение параллельно образу-
ющей конуса впадин резьбы трубы. Ультразвуковой пучок после отражения
от внутренней и наружной поверхностей трубы и от торца ее в виде эхо-импульса
появляется на экране ультразвукового импульсного эхо-дефектоскопа. При
наличии дефекта на экране дефектоскопа появляется эхо-импульс от дефекта,
расположенный левее эхо-импульса от торца трубы.
Результаты проверки труб вносят в специальный журнал, который ведет
оператор-дефектоскопист. На каждую забракованную трубу оператор нано-
186
сит клеймо светлой краской и рядом пишет на трубе той же краской большими
буквами слово «брак». Такие трубы вывозят на специальный стеллаж для
бракованных труб и их исключают из состава комплекта.
В настоящее время испытывается также ультразвуковой толщиномер
ЭХО-1, предназначенный для непрерывного измерения толщины стенки
стальных и легкосплавных бурильных труб. Он может работать самостоятельно
при ручном контроле труб и в комплекте с дефектоскопическими комплекс-
ными установками при автоматическом контроле труб. Проверка качества
нефтепромысловых труб путем дефектоскопии и толщинометрии позволяет
снизить поломки их в скважинах и сократить убытки, связанные с авариями
п их ликвидацией при бурении скважин.
Глава 6
АВАРИИ С БУРИЛЬНОЙ КОЛОННОЙ
И МЕРЫ БОРЬБЫ С НИМИ
Анализ аварий с трубами показывает, что аварии в основном происходят
в результате разрушений труб, связанных с воздействием переменных нагру-
зок: переменных изгибающих напряжений; крутильных ударов и коле-
баний, продольных, поперечных колебаний и др.
Крутильный удар наблюдается при работе долотом режущего типа,
при быстром увеличении нагрузки, при переходе долота из мягкой породы
в крепкую и при некоторых других условиях.
Переменный изгиб связан с вращением бурильной колонны. Колебания
в значительной степени зависят от уравновешенности элементов бурильной
колонны, однородности разбуриваемой породы, пульсации промывочной
жидкости и др.
Переменные нагрузки вызывают развитие усталостных трещин с после-
дующим разрушением труб и других элементов колонны. Условиями, спо-
собствующими возникновению и развитию трешин усталости, являются раз-
личные дефекты материала (расслоения, структурная неоднородность), рез-
кие переходы на теле трубы (наразка, запилы, риски и др.).
Поломка труб по утолщенному месту
Поломка труб происходит обычно по первому витку резьбы, находяще
муся в сопряжении с бурильным замком, в направлении, перпендикулярном
к оси трубы.
Целостность утолщенного конца трубы нарушается также в других сече-
ниях, расположенных на различных участках резьбы. Поломка и утолпщнном
месте в основном объясняется влиянием нарезки, являющейся местом кон-
центрации напряжений. Разрушение труб по высаженному концу составляет
около половины всех аварий с трубами.
В резьбовом соединении ведущей трубы с переводником наиболее часто
подвергается поломке конец трубы по первому витку. Переменные нагрузки
в сочетании с концентрацией напряжения во впадинах резьбы обусловливают
усталостный характер сломов. Разрушению способствуют также неравномер-
ный характер распределения нагрузки по резьбе, отклонения элементов
резьбы.
Для предотвращения поломок необходимо повысить усталостную харак-
теристику труб и улучшить условия их эксплуатации. К мероприятиям: этого
рода относятся следующие.
1. Применение бурильных труб с приваренными соединительными кон-
цами (ТБПВ). Соединение этого типа исключает резьбовое соединение трубы
с замком.
187
2. Использование соединений труб с бурильным замком, уменьшающих
переменные нагрузки, действующие па резьбу. ПрЕгмером таких соединении
являются трубы с блокирующими (стабилизирующими) поясками — ТБНК,
ТБВК, ТБС.
3. Приварка бурильных замков к трубам стандартной конструкции.
4. Применение для труб материалов с высокими показателями предела
выносливости.
5. Уменьшение искривления ствола скважины, борьба с каверпообра-
зованием, что ограничивает переменные напряжения.
6. Обеспечение прямолинейности ведущей трубы.
7. Применение утяжеленных бурильных труб.
8. Обеспечение соосности вышки, ротора и устЕЯ скважины.
Разрушение труб по телу
На практике наблюдается несколько видов разрушения труб по телу!
поперечный излом, спиральный излом, разрушение в продольном направле-
нии. Поперечный излом тела трубы имеет ус ® лостпый характер и вызывается
концентрацией напряжения в местах повреждений, перпендикулярных
к оси трубы. К ним относятся: нанесенное на трубу клеймо, поперечные риски,
возникающие при работе клиньями, дефекты проката н др.
Поперечный излом наблюдается также у стыкосварных труб в зоне сварки
и в зоне термического влияния сварки.
Спиральный излом представляет собой разрушение трубы по винтовое"!
линии. Направление спирали совпадает с направлением вращения. Спираль-
ный излом начинается всегда с поперечной трещины и имеет усталостный
характер.
Разрушения труб в продольном направлении, как правило, связаны
с дефектами проката (плены и др.) или со значительными внутренними напря-
жениями, вызванными нарушениями технологического режима проката
и термообработки.
Размыв труб по телу
Размыв труб происходит в результате действия промывочной жидкости.
Размыв труб с внутренней поверхности вызывается дефектами на трубе.
К ним относятся расслоения металла, плены, значительные неметалличе-
ские включеЕЕИя, усталостные трещины и др.
Наблюдается также размыв труб с приваренными соединительными кон-
цами вблизи сваренного шва, что связано с наличием значительного внутрен-
него грата, оставшегося после сварки, или с образованием трещины в зоне
сварки.
Поломка замкового соединения
Разрушение замковой резьбы бурильных замков и УБТ наблюдается
в виде выкрашивания отдельных витков и поломки конуса ниппеля или муфты
(рис. 6.1, 6.2). Наиболее часто витки выкрашиваются на участках, располо-
женных у большего или меньгпего конуса. Пссш'дование показало, что раз-
рушение резьбы носит усталостный характер, связанный с воздействием
переменных нагрузок (изгибающего момента и др.), которые распределяются
неравномерно как по длине резьбы, так и по окружности.
Реже наблюдается отлом конуса ниппели. Ширина отло ьа иных колец
конуса ниппеля изменяется от одного последнего витка и доходит до отлома
всего конуса.
Разрушен но резьбового соединения способствуют отклонения элементов
резьбы, в особенности конусности, что приводит к уменьшению участка со-
пряжения и, следовательно, к увеличению удельных нагрузок на резьбу.
На разруЕпение резьбы также значительно влияет степей!, ее износа.
При изготовлении замковой резьбы с большим отрицательным натягом
188
увеличиваются зазоры в резьбе и при недостаточном моменте затяжки со
здается возможность относительного движения соприкасающихся сторон
профиля при знакопеременном изгибе, что приводит к изпосу резьбы в спо-
собствует ее разрушению.
При изготовлении резьбы с положительным натягом, при котором резьба
соприкасается по двум сторонам профиля, с одновременным доведением уступа
Рис. 0.1. Слом ниппеля бу-
рильного замка
Рис. 6.2. Слом витков зам
ковой резьбы ниппеля замка
ниппеля и торца муфты до соприкосновения в процессе принудительного
крепления, уменьшаются усталостные напряжения в резьбе.
Частые причины усталостных поломок — недостаточное крепление зам-
ковых резьб.
Размыв резьбового соединения труб
Размыв резьбы происходит как в замковом соединении, так и в соедини
пип трубы с замком в результате выхода промывочной жидкости через зщоры
в резьбовом соединении.
Рис. 6.3. Размыв ниппеля
бурильного замка
Рис. 6.4. Заедание замковой
резьбы бурильного замка
189
Размыв резьбы наблюдается как по образующей конуса (рис. б.З), т.н:
и по винтовой линии. Размыв по образующей происходит в результате волно-
образного движения жидкости по виткам в направлении зазора, имеющегося
вдоль образующей.
Причив.ы образования зазора в резьбе могут быть технологического
и эксплуатационного характера:
1) несоответствие между средними диаметрами резьбы ниппеля и муфты
на узком участке вдоль образующей конуса резьбы, что связано с технологией
нарезания резьбы фрезерованием;
2) значительные отклонения элементов резьбы,'
3) перекосы упорного торца муфты и упорного уступа ниппеля замка,
4) свинчивание замка и трубы с нэ очищенной резьбой, с поврежденным
упорным торцом муфты и уступом ниппеля;
5) применение некачественной смазки;
6) недостаточная величина крутящего момента свинчивания соединений
(раскрытие стыка).
Эти причины создают благоприятные условия для движения жидкости
в соединении.
Мерами предотвращения размывов резьбового соединения являются
улучшение технологии резьбонарезания, применение соответствующей смазки,
горячее крепление бурильных замков на трубы и свинчивание резьб буриль-
ных замков с крутящим моментом необходимой величины.
Срыв резьбы
Срыв резьбы в соединении трубы с бурильным замком и в замковом соеди-
нении происходит в результате значительного размыва или износа резьбы.
Износ резьбы связан с многократным свинчиванием — развинчиванием соеди-
нения, вращением бурильной колонны, ее колебаниями, вызванными работой
забойного двигателя, и с другими факторами.
На поверхности резьбы срабатываются обе стороны профиля.
Недостаточное крепление замков, особенно УБТ, приводит к расслаблению
соединения при воздействии переменных нагрузок. Это вызывает смещение
одной детали резьбового соединения относительно другой. Относительное
смещение свинченных деталей приводит к сильному износу резьбы с после-
дующим срывом ее. В этом случав в замковом соединении больше срабаты-
вается короткая сторона профиля резьбы, несущая в процессе работы боль-
шую нагрузку.
Основными способами борьбы со срывом являются крепление резьбы
замков и УБТ с необходимым крутящим моментом, применение износостой-
ких материалов для резьбовых соединений, уменьшение допускаемых откло-
нений элементов работы.
Заедание резьбы
Заедание сопровождается схватыванием поверхностей резьбы сопря-
гаемых деталей. Сила сцепления обычно превышает прочность материала,
поэтому при развинчивании соединения происходит вырывание металла
(рис. 6.4). В ряде случаев сила сцепления бывает настолько велика, что
развинтить замковую резьбу машинными ключами не удается.
Заедание объясняется в основном высоким удельным давлением и тем-
пературой, возникающими на поверхностях резьбы в процессе свинчивания
и работы замка в скважине. Заедание наблюдается чаще на новых замках,
в период их приработки. Заеданию в значительной степени способствует
применение некачественной смазки, не создающей надежности защитного
слоя между двумя металлическими поверхностями.
Заедание резьб с высокой чистотой поверхности (V 6—7) обычно проис-
ходит на большей площади витка, чем заедание резьб с чистотой \7 5.
190
Для предотвращения заедания резьбы следует использовать специальную
смазку для бурильных замков, содержащую металлические компоненты;
при свинчивании резьбовых соединений прилагать крутящий момент надле-
жащей величины; для труб с новыми замками первые два свинчивания произ-
водить вручную (круговым ключом) с последующей затяжкой машинным
ключом; применять горячее крепление замков, использовать для горячего
крепления электропечь, позволяющую сохранить защитный слой на замковой
резьбе.
Воронкообразная деформация бурильного замка
Воронкообразная деформация замка наблюдается в виде значительного
увеличения наружного диаметра замковой муфты на участке замковой резьбы
или резьбы для присоединения к трубе. Такая деформация возникает в резуль-
тате воздействия на замок значительного крутящего момента. Особенно
часто наблюдается это в процессе свинчивания прихваченных в скважине
труб при капитальном ремонте. Подобный характер деформации наблюдается
в основном на замках бурильных труб малых диаметров (73 и 89 мм). Кру-
тящий момент, приводящий к остаточной деформации замка ЗН-108, соста-
вляет 1600 кгс-м.
Значительная величина крутящего момента приводит также к довинчи-
ванию трубы в бурильном замке с последующим увеличением диаметра замка.
Чтобы предотвратить воронкообразную деформацию, следует применять
замки с повышенными механическими свойствами (с пределом текучести
75 кгс/мм2) и замки увеличенного диаметра (до 113 мм), предусмотренные
в ГОСТ 5286—58.
Разрушение бурильных замков и муфт по телу
В процессе бурения и капитального ремонта скважин встречаются про-
дольные и поперечные трещины по телу замков и муфт. Такого рода дефор-
мации являются следствием приложения значительных усилий, приводящих
к довинчиванию муфтовой и ниппельной частей замка на трубах, или связаны
с наличием высоких закалочных напряжений, трещин и других дефектов.
Глава 7
МАСТЕРСКИЕ ИЩГ.ХИ 1ЮЬ ПРОКАТ У
И РЕМОНТУ ТРУБ И ИХ ОБОРУДОВАНИЕ
Производственные функции.
Технологические планы
Для обеспечения нужд'^бурения каждая буровая организация имеет
в своем составе базу производственного обслуживания. Типовая структура
базы производственного обслуживания среди других производственных под-
разделений предусматривает и прокатно-ремонтный цех турбобуров и труб1.
На прокатно-ремонтный цех обычно возлагают следующие функции:
— получение новых бурильных, обсадных, утяжеленных и ведущих
труб, бурильных замков и других элементов колонн;
— комплектация бурильных и обсадных колони;
— хранение трубДи других элементов колони;
• В отдельных буровых предприятиях в силу различных причин временно сохрани*
лась сложившаяся ранее структура подсобных предприятий и среди них трубопрокатные
цехи, трубные базы, трубно-инструмснтальпые базы.
191
— паспортизация, учет движения труб, свисание изношенных труб,
составление рекламаций, обоснование заявок па новые трубы и другие эле-
менты колсип;
— ремонт и восстановление труб и замков, прочего инструмента и при-
способлений;
— изготовление небольших серий и единичных экземпляров элементов
колони;
— подготовка под сварку труб для комплектации сварных обсадных
колонн;
— организация транспортирования труб на скважины и обратно в цех;
— наблюдение за выполнением правил эксплуатации;
Рис. 7.1. Открытый склад труб,
А — склад; /) — НРЦ;
Для выполнения перечисленных функций прокатно-ремонтный цех дол-
жен иметь и своем составе следующие сооружения.
а. Отделение, вредна злаченное для ремонта и восстановления труб,
замков и других элементов колонн, а также для изготовления небольшого
количества нестандартных элементов колонн. Обычно отделение включает
участки: станочный, правки труб, навинчивания замков, сварки и наплавки,
гидравлических испытании труб, дефектоскопии, вспомогательного назна-
чения. В зависимости от климатических и других условий района все участки
располагаются в одном капитальном здании или в нескольких отдельных
зданиях.
б. Открытый склад и эстакаду (или площадку), предназначенные для
приема, сортировки, хранения, контроля, комплектации и отгрузки всех
размеров труб, замков и другого инструмента и приспособлений. Склад осна-
щается подъемно-транспортными средствами, стеллажами и подъездными
путями.
Прокатно-ремонтный цех труб и турбобуров
с открытым складом бурильных и о бс ад пых труб.
Цех рассчитан для работы при температуре окружающей среды зимой
—20, —30, —40, —50° С. Основное назначение цеха: прокат, комплектова-
ние, проверка и ремонт бурильных и обсадных труб и турбобуров.
В проект цеха заложены следующие усредненные данные: количество
одновременно работающих буровых станков — 20 при турбинном способе
бурения. Глубина скважины — 2500 м нри скорости бурения 1000 м/ст.-мес.
Норма расхода бурильных труб на 1 м проходки — 8,4 кг, масса 1 м трубы —
39 кг, длина трубы — 10 м.
Исходя из принятых усредненных величин по расчету цех ежегодно дол-
жен обрабатывать: 24 500 бурильных труб, поступающих из бурения; 5170
новых бурильных труб, вводимых в течение года взамен сработанных; 96
192
ведущих труб; 24 000 обсадных труб; произвести 234 капитальных ремонта
и 468 средних ремонтов турбобуров.
ПР.Ц состоит из одного двухпролетного здания, в котором размешены
все технологическое оборудование и вспомогательные службы, и прилега-
ющих к нему открытого склада труб и турбобуров и эстакады.
Открытый, склад труб и турбобуров и остакада (рис. 7.1) имеют сле-
дующее оснащение: стеллаж-накопитель механизированный 1 для труб
бурильных новых и бывших в бурении; стеллаж механизированный 2, выда-
ющий новые бурильные трубы или трубы, бывшие в бурении; стеллаж-пако-
питель механизированный 3 для труб новых и бывших в бурении, не требу-
ющих механической обработки; стеллаж механизированный 4, выдающий
обсадные трубы; стеллаж-накопитель механизированный 5 для бурильных
труб, бывших в бурении и требующих механической обработки; стеллаж-
накопитель механизированный 6 для легкосплавных бурильных труб с навин-
ченными замками; стеллаж механизированный 7, выдающий бурильные трубы,
бывшие в бурении, па механическую обработку; стеллаж механизированный
8, выдающий легкосплавные бурильные трубы для навинчивания замков;
стеллаж механизированный двухстороннего действия 9 для бурильных труб,
требующих механической обработки; стеллаж-накопитель механизированный
10 для обсадных труб и бурильных труб, не требующих механической обра-
ботки; стеллаж механизированный 11, выдающий трубы бурильные новые
и бывшие в бурении. Все механизированные стеллажи конструкции СПКБ
Союзнефтеавтоматика.
Помимо механизированных стеллажей склад и эстакада располагают
28-ю немеханизированными стеллажами 12 по пяти пятиметровых секций
в каждом и б-ю стеллажами 13 по пяти семиметровых секций в каждом. Стел-
лажи конструкции Гипровостокнефть. Для храпения и транспортирования
замковых деталей предусмотрены стеллаж 14 и ленточный конвейер 15.
Кроме механизированных стеллажей, для транспортирования труб име-
ются рольганги 7, II, III, IV, состоящие из приводных и пеприводпых роли-
ков; крап-погрузчик 16 грузоподъемностью 5 т марки БКСМ-5-5Б; кран
мостовой однобалочный 17 грузоподъемностью 5 т; два узкоколейных железно-
дорожных пути V, VI, проходящие через здание цеха, по которым пере-
мещаются тележки. Приводом для них служат канатные устройства с тяго-
вым усилием 5 тс конструкции Гинровостокпсфть.
В цех и из цеха трубы подают при помощи рольгангов I, II, III, IV
и приводных тележек.
В цехе трубы разделяют на четыре маршрута: обсадные трубы; новые
бурильные трубы-, бурилюые трубы , бывшие в бурении (основной маршрут
и маршрут при одновременной проверке обсадных труб); легкосплавные бу-
рильные трубы. Схема технологических маршрутов приведена на рис. 7.2.
В здании цеха, технологический план которого показан на рис. 7.3,
размещены следующие производственные участки и вспомогательные службы:
I — участок ремонта турбоб уров; II — кладовая :н ото.пых шсте'п ту рано уров :
13 Заказ 75 4
193
Ill — материальная кладовая; IV — участок контроля, правки и 'гидро-
испытания бурильных и обсадных труб; V —.участок горячей посадки, на-
плавки замков и сварки труб в двухтрубки;* VZ — участок навинчивания
Рис. 7.2. Принципиальная схе-
ма технологических маршрутов
ремонта и проверки труб:
1 —маршрут новых бурильных
труб, 2 —маршрут бурильных труб,
бывших в бурении (основной); 3 —
маршрут бурильных труб, бывших
л бурении (при одновременной про-
верке обсадных труб, маршрут не-
обязательный); 4 — маршрут об-
садных труб; 6 — маршрут легко-
сплавных бурильных труб
замков на легкосплавные бурильные трубы; VII — инструментально-разда-
точная кладовая; VIII — участок механической обработки труб; IX — ком-
прессорная; X — служебные помещения; XI — бытовые помещения.
Puc.jp.3. НРЦ, план
194
Участок ремонта турбобуров I, в его состав входит следующее обо-
рудование: станок трубонарезной 1 модели 1Н983; люнет передвижной 2
к трубонарезному станку конструкции Гипровостокнефть; стеллаж 3 для
валов и корпусов турбобуров конструкции Гипровостокнефть; станок ком-
бинированный 4 модели 1М95; станок плоскошлифовальный 5 с круглым
столом и горизонтальным шпинделем модели ЗБ740; стол с контрольной
плитой 6; станок точильно-шлифовальный 7 модели ЗБ631; виброгалтовоч-
ная установка 8 модели УВГ-200 конструкции НИИТМащ (г. Ростов); за-
жим ключа для резьбовых соединений турбобуров 9; ролики опорные для
турбобуров 10', 'ключ для резьбовых соединений турбобуров 41 модели
КТ-4000, конструкции АзНИПИнефть; гидропресс 300-тонный турбобурпый
12 модели ПГТ-300 конструкции АзНИПИнефть; ванна для замочки турбо-
буров 13 конструкции Гипровостокнефть; установка центробежного насоса
14 модели 5МС-10 X 4; сгатчажи .поточные 15 конструкции б. Гипронеф-
темаш; индукционный нагреватель конструкции б. Гипронефтемаш; стол;
тумбочка инструментальная; пульты управлений.
Участок контроля, правки и гидроиспытания бурильных и обсадных труб
IV имеет следующее технологическое оборудование: рольганги а и б, состо-
ящие из неприводных роликов 16 и приводных роликов 17 конструкции Гипро-
востокнефть. По рольгангам трубы поступают с открытого склада в цех и
выдаются из цеха на стеллажи склада; стеллаж механизированный 18 кон-
струкции СПКБ Союзнефтеавтомат, на котором производится мойка труб
водой и протирка резьб керосином. Стеллаж оборудован пневмоустройствами
для переброски труб с рольгангов на стеллажах и обратно. Сюда же входят
пресс правильный 19 модели ПБТ1-50М; насос горизонтальный трехплун-
жерный 20 модели ГА-364 для опрессовки труб; стеллаж механизированный
21, на котором опрессовывают бурильные трубы; стеллаж механизированный
22 для опрессовки бурильных и обсадных труб; дефектоскоп 23 модели «Бур-1»
для ультразвуковой дефектоскопии бурильных и обсадных труб; стеллаж
для труб 24. Помимо перечисленного оборудования участок оснащен весами
для поштучного взвешивания обсадных труб; приспособлением для меха-
нического клеймения труб; приспособлением для определения перекоса осей
расположения технологического оборудования
13*
195
муфтовой и ниппельной частей бурильных труб; головками и заглушками
для герметизации труб в процессе опрессовки; устройствами для контроля
мелкой резьбы и толщины стенок труб; центробежным насосом.
Участок горячей посадки, наплавки замков и сварки труб в двухтрубки V.
На этом участке расположено следующее оборудование: рольганг в, конструк-
ция и назначение которого идентичны рольгангам а и б. Рольганг обслужи-
вает также участок механической обработки труб VIII. Сюда же входят
две установки 25 для индукционного нагрева и навинчивания замков па
бурильные трубы УИНЗ-1 конструкции АзНИПИнефть; две установки
для автоматической приварки, имгов к трубам 26 коиструкцш СПКБ Сою.з-
иефтеавтоматлкв с автоматом АГ>С; вращатель труб для приварки замков 27
50 м
Рис. 7.4. Груборе
1 — узкоколейный рельсовый путь; 2 — стеллаж, J — вращатель; 4 — пасос; 5 — уста
8 — устройство для контрола толщины степок; 9 — ограничитель хода; 10 — установка
13 — ролик приводной; 14 — вагонетка; 15 — кран мостовой’, /г> — машина для мсЙ к»
бытовые ИО'
конструкции Гипровостокнефть; сварочно-наплавочная установка 28 кон-
струкции АзНИПИнефть, на которой можно сваривать трубы в двух-
трубки, восстанавливать изношенные поверхности ведущих труб методом на-
плавки; машина для мойки бурильных замков 29 конструкции АзНИПИнефть;
два стеллажа 30 для замковых деталей.
Участок навинчивания замков на ЛБТ VI, включающий оборудование:
рольганг г для подачи ЛБТ со склада в цех и обратно. Этот же рольганг обслу-
живает участок VIII механической обработки; стеллаж механизированный
для труб 31\ стенд для навинчивания замков на легкосплавные бурильные
трубы 32 конструкции НИИНП (г. Куйбышев). Кроме того, имеется вытяж-
ной шкаф для приготовления герметики и шкаф для обтирочных материалов.
Участок механической обработки труб VIII оснащен: четырьмя трубо-
нарезными станками 1 модели 1Н983; станком точильпо-шлифовалышм 7,
стеллажамп механизированными 33,34,35\ стеллажом 36.
Компрессорная IX оснащена двумя компрессорными установками 37
производительностью 1 м3/мли каждая; максимальное давление р =
= 14 кгс/см-.
Для подъема и перемещения труб помимо рольгангов в цехе предусмот-
рено: три подвесных однобалочных крана 38 грузоподъемностью 3,2 т каж-
дый, четыре крана настенных консольно-поворотных 39 грузоподъемностью
но 250 кг конструкции ВНИИПТмаш; кран консольный, поворотный на ко-
лонне 40 грузоподъемностью 250 кг конструкции Гипростанок, таль электри-
ческая 41 грузоподъемностью 0,5 т; четыре вагонетки 42 конструкции Гип-
196
ровостокпефть, которые перемещаются по узкоколейным железнодорожным
путям. Пути проходят через здание цеха и выходят к стеллажам открытого
склада труб и трубобуров. Перемещаются тележки при помощи приводных
устройств; 15 люнетов пневмоподъемных 43.
Трубные мастерские для обслуживания 25 и 10
од и о временно работающих бурильных станков.
Мастерские, типовые проекты которых разработаны Гипровостокнефтыо,
предназначаются для выполнения профилактической проверки бурильных
и обсадных труб, ремонта бурильных труб, комплектации бурильных и обсад-
ных труб, а также для производства всех видов ремонтов турбобуров па ос-
нове готовых запасных частей.
монтный цех:
повка для гидроиепытаппя труб; 6 — пресс правильный; 7 — автомат дуговой сварки;
для индукционного нагрева замков; 11 — таль электрическая; 12 —ролик неприводной;
бурильных замков; 17 — ванна; 18 — люнет пневматический; 13 —дефектоскоп; 20—
ме-щепия
В мастерской для обслуживания 25 станков предусмотрен следующий
состав основных зданий и сооружений; труборемонтный цех, наружные ли-
нии рольгангов, цех ремонта турбобуров, цех механической обработки бу-
рильных труб, материальный склад, склад масел, открытый склад труб и
турбобуров с козловым краном, площадка для отдыха, резервное место для
котельной и противопожарного резервуара. Помимо того, территория мастер-
ской оборудована дорогами для автомобильного транспорта, тротуарами,
газонами.
Через мастерскую ежегодно должно проходить: труб бурильных, бывших
в эксплуатации 12 200, повых бурильных труб 2580, обсадных труб 12 200,
ведущих труб (квадратных) 60, средних ремонтов турбобуров 240 и капи-
тальных ремонтов турбобуров 120.
Производство всех видов ремоптно-профилактических работ по трубам
осуществляет труборемонтный цех, который выполняет следующие произ-
водственные функции: профилактическую проверку состояния бурильных
труб и элементов бурильных колонн после окончания каждой скважины;
производство всех видов ремонтных работ по устранению дефектов у труб
и элементов бурильных колонн, обнаруженных в процессе профилактиче-
ской проверки; маркировку и комплектацию бурильных труб; навинчива-
ние замков на бурильные трубы; изготовление отдельных нестандартных
элементов бурильных и обсадных колонн; проверку и подготовку к отправке
на буровые бурильных и обсадных труб; гидравлические испытания и ком-
плектацию труб обсадных колонн.
197
Через труборемонтный цех проходят как бывшие в употреблении буриль-
ные трубы и другие элементы бурильных колонн, так и новые бурильные
и обсадные трубы. Для этого в цехе предусматривается три основных техно-
логических потока: поток бурильных труб и других элементов бурильных
колонн, бывших в эксплуатации; поток новых бурильных труб; поток обсад-
ных труб.
Весь бурильный инструмент после каждой пробуренной скважины,
независимо от его состояния, а также новые бурильные и обсадные трубы
доставляют в мастерскую для проведения профилактической проверки и ре-
монта.
Трубы, поступающие в мастерскую на трубовозах, разгружаются коз-
ловым краном и укладываются на соответствующие стеллажи открытого
склада.
Для проведения ремонтно-профилактических работ все трубы поступают
в труборемонтный цех (рис. 7.4).
Подача прямолинейных бурильных труб в цех и обратно производится
с помощью козлового крана и рольгангов; искривленных труб — козловым
краном и на тележках узкоколейного пути 1. Обсадные трубы подаются коз-
ловым краном.
Бурильные трубы, бывшие в употреблении, подаются с открытого склада
в цех на стеллажи 2 участка контроля, правки и гидроиспытания бурильных
и обсадных труб, где производятся мойка наружной и внутренней поверхно-
сти труб водой и протирка резьбовых концов труб ветошью, смоченной в ке-
росине.
Подготовленные таким образом трубы направляют на правильный пресс
6 для проверки кривизны труб и в случае необходимости правки.
После проверки и правки весь бурильный инструмент поступает на пост
технического контроля для визуального осмотра и обмера специальными
мерительными инструментами с последующим испытанием внутренньм
гидравлическим давлением.
Трубы, прошедшие технический осмотр и гидроиспытание, поступают
на пост дефектоскопии с целью контроля качества мелкой трубной резьбы
и толщины стенок.
Трубы, оказавшиеся не герметичными после опрессовки или потеряв-
шие толщину стенки, бракуют и выносят на стеллажи для бракованных
труб.
Трубы, прошедшие технический осмотр и дефектоскопию и требующие
ремонта, отправляют в цех механической обработки бурильных труб, а ока-
завшиеся пригодными маркируются и перемещаются на стеллажи открытого
склада, где укладываются комплектно и по размерам.
Новые бурильные трубы подвергают протирке резьбовых концов ве-
тошью, смоченной в керосине, техническому осмотру, контролю толщины
стенки ультразвуковым методом, посадке замков горячим способом и при
необходимости приварке бурильных замков к трубам.
Обсадвые трубы проходят лишь технический осмотр и проверку на гер-
метичность непосредственно на рольгангах, с помощью которых они подаются
с открытого склада в цех и обратно.
Для выполнения работ по монтажу бурильных труб, проведения про-
филактических мероприятий по бурильным и обсадным трубам и работ по ре-
монту элементов бурильных колонн в цехе смонтировано следующее основ-
ное технологическое и транспортное оборудование.
1. Установка 5 для гидравлического испытания труб водой внутренним
гидростатическим давлением, представляющая собой гидравлическую цепь,
постоянными звеньями которой являются: источник заполнения труб водой
иэ водопровода, источник давления — четырехплунжерный насос ГА-364,
опрессовочная головка с клапаном для удаления воздуха из трубы при ее
заполнении водой и для стравливания давления по окончании опрессовки,
заглушка.
2. Два правильных пресса 6, модели ПБТ1-50М для правки труб бу-
рильных и ведущих.
198
3. Установка 10 модели
УИНЗ-1 для индукционного на-
грева и навинчивания замков на
бурильные трубы.
4. Вращатель труб 3 для при-
варки замков (конструкции Гии
ровостокнефть).
5. Автомат 7 для двухэлект-
родной дуговой сварки модели
ЛДСД-500 Ленинградского завода
«Электрик».
6. Устройства 8 для контроля
толщины стенок и устройства для
контроля мелкой резьбы буриль-
ных труб ультразвуковым методом
(конструкции Куйбышевского по-
литехнического института).
7. Машина 16 для мойки
бурильных замков (конструкции
АзНИПИнефть).
8. Ванна 17 для промывки
(конструкции НИИМаш).
9. Таль электрическая 11
грузоподъемностью 0,25 т.
10. Рольганги, состоящие из
системы приводных роликов 13 и
неприводных роликов 72..
11. Две вагонетки 14 гру-
зоподъемностью 5 т каждая.
12. Два мостовых однобалоч-
ных подвесных крана 15 грузо-
подъемностью 3,2 т каждый.
На рис. 7.5 приведена техно-
логическая планировка цеха ме-
ханической обработки бурильных
труб. Цех предназначен для ме-
ханической обработки концов бу-
рильных труб, ведущих и утяже-
ленных труб, переводников и дру-
гих элементов бурильных колонн,
а также для изготовления нестан-
дартных элементов бурильных и
обсадных колонн в количествах,
не превышающих 20% годовой
трудоемкости цеха.
Программа цеха предусма-
тривает следующие работы: под-
резка торцов 4900 замковых де-
талей; проточка 1200 замковых
деталей; восстановление нарезок
9200 замков; стачивание 6130 зам-
ков и нарезание трубной резьбы.
Для выполнения названных
операций в цехе смонтировано
следующее технологическое и
транспортное оборудование: че-
тыре трубонарезных полуавтома-
та — 1 модели 1II983 с передвиж-
ными люнетами; стеллажи 4, 5, 6;
токарно-винторезный станок 7
Рис. 7.5. Цех механической обработки бурильных труб:
J трубонарезной полуавтомат; 2 — люнет передвижной; 3 —• швеллер; 4, 5, б — стеллажи; 7 — токарно-винторезный стянач* а _______
чильно-шлифовальный станок; 9 — ролик неприводной; 10— ролик приводной; 11—ограничитель хода; 12 — крап мостовой; 1
бытовые помещения
199
200
Рис. 7.6. Блок ремонтных отделений
модели 11(62; точильно-шлифовальный станок 8 модели ЗБ631; рольганг,
состоящий из системы приводных роликов 10 и неприводных роликов 9;
кран мостовой электрический однобалочный подвесной 12 грузоподъем-
ностью 3,2 т.
Блок от делен it й для ремонта и подготовки к эк-
сплуатации тру б, разработанный институтом Г и п-
р ом орнефть.
На рис. 7.6 показано расположение и состав технологического обору-
дования и транспортных средств в блоке ремонтных отделений, предназна-
ченных для ремонта и подготовки к эксплуатации бурильного инструмента.
Блок, разработанный институтом Гиироморнефть, входит в состав подсобных
предприятий группы месторождений объединения Азпефть. Проектная годо-
вая мощность блока: 55—60 тыс. ремонтируемых бурильных труб, 57 тыс.
обсадных труб, 10 тыс. новых бурильных труб, изготовление небольших
партий элементов бурильных и обсадных колонн, ремонт бурильного инст-
румента для обслуживания 60 буровых бригад.
Блок состоит из двух корпусов, расположенных но обе стороны опера-
ционного двора. Разделение всего блока на два почти идентичных корпуса
позволяет вводить в эксплуатацию мощности в два этапа по мере необходи-
мости. Кроме того, при таком расположении создаются условия для обра-
ботки концов труб без их разворота.
Блок включает отделения: станочное, правильное, автоматической на-
плавки и сварки, горячего навинчивания замков, слесарное, материальный
склад, операционный двор, подъемно-транспортные средства и прицеховые
стеллажи.
Отделение мойки и очистки труб, а также опрессовочные для гидроиспы-
таний бурильных и обсадных труб вынесены за пределы основного зда-
ния.
С шапочное отделение расположено в двух помещениях. В одном помеще-
нии установлены четыре трубонарезных станка 1 модели 1983М, два токарно-
винторезных ставка 2 модели 1А62, вертикально-сверлильный станок 3 модели
2А125, горизонтально-фрезерный станок 4 модели 679, заточной станок 5
подели ЭЗС-2 и верстак слесарный.
В другом помещении установлены четыре трубонарезных станка 1 и один
станок для заточки инструмента 5.
В обоих помещениях имеется по одному мостовому однобалочному крану
6 модели НКМ-101 и грузоподъемностью 1 т. Трубы к металлорежущим
станкам с операционного двора подаются при помощи двух мостовых кра-
нов и рольгангов, смонтированных против каждого станка. Правильное
отделение оборудовано двумя гидравлическими правильными прессами 7
модели ПБТ1-50м, стеллажами 8 и однобалочным мостовым краном 9 грузо-
подъемностью 3 т модели НКМ-20. В этом же отделении расположен пост
ручной сварки, оборудованный сварочным трансформатором 10, столом и
ширмами.
Сварочное отделение предназначено для выполнения сварочных работ
с трубами методами автоматической и ручной электросварок. В отделении
смонтировано следующее оборудование: установка для автоматической сварки
и наплавки 11, правильный пресс 7, стеллажи 8 и мостовой одноблочный
кран 9 грузоподъемностью 3 т. Правильный пресс 7 служит для придания
искривленным трубам прямолинейной формы перед подачей их на установку
автоматической сварки.
Трубы в правильное и сварочное^ отделения подают на специаль-
ной тележке 17, перемещающейся по узкоколейному пути 15 при по-
мощи реверсивных лебедок 16.
Отделение горячего навинчивания замков размещено в двух противо-
положно расположенных помещениях, чтобы при значительном объеме
работ можно было навинчивать замки на трубы с двух сторон без их
разворота. Оба помещения оборудованы одинаково. В каждом поме-
щении расположены: установка для индукционного нагрева и навинчи-
201
вания замков на бурильные трубы 12 модели УИНЗ-1, ванна для мойки зам-
ков 13 и кран мостовой одноблочный 14 грузоподъемностью 1 т.
Трубы в оба помещения подают при помощи мостового крапа и роль
гангов.
Оборудование цехов по прокату и ремонтутруб.
Оборудование для мойки замков и труб. Машина для
отмывки замков. Кинематическая схема моечной машины для бурильных
замков, разработанная институтом АзНИПИнефть, приведена на рис. 7.7.
Замковые детали 1, предназначенные для мойки, располагают на наклонном
стеллаже. Первая деталь 2 западает в желобок, удерживая себя и следующие
Рис. 7.7. Кинематическая схема моющих машин
за ней детали от самопроизвольного качения. Детали в моечную камеру подают
следующим образом: от электродвигателя 3 через червячный редуктор 4 и ци-
линдрический редуктор 5 вращение передается звездочке 6 при помощи цеп-
ной передачи. Звездочка 6 приводит во вращение бесконечную цепь 7. На цепи
7 укреплен толкатель 8. Получив движение, толкатель 8 захватывает замко-
вую деталь 2 и подает ее в моечную камеру. Деталь западает в желобок и оста-
навливается в положении а поблизости от душа. Находясь в таком положении,
деталь подготавливается к отмывке во влажной, насыщенной парами моечной
камере. Тем временем, продолжая движение, толкатель 8 захватывает оче-
редную деталь и подает ее в моечную камеру. Подаваемая деталь выводит
предыдущую деталь из положения а и сталкивает ее на вращающиеся валики
9, устанавливая в положение б. Валики 9 приводятся во вращение от электро-
двигателя 3 через редукторы 4 и 5. Попадая в положение б, деталь получает
вращение и одновременно омывается снаружи и изнутри напорными струями
подогретой моющей жидкости, поступающей по трубопроводу 10. Следующая
деталь, ведомая толкателем 8, столкнет предыдущую деталь из положения а
в положение б, а уже отмытую деталь из положения б в положение в. Попав
в положение в, отмытая деталь по наклонному желобу скатится на стеллаж
готовой продукции.
Моечная среда подается в камеру в нагретом состоянии при температуре
80—90° С под давлением 3 кгс/см2 по трубопроводу 10 при помощи центро-
202
бежного насоса 11. Моечная камера закрыта кожухом 12. Резиновые шторке
13 позволяют ввести и вывести отмываемые детали в моечную камеру и в то же
время предотвращают разбрызгивание моющего агента в процессе отмывки.
Время отмывки детали зависит от степени ее загрязненности. Регули-
руется оно установкой на цепи одного или нескольких толкателей 8.
Ванна для отмывки замков. На рис. 7.8 показана ванна для промывания
деталей методом омывания, разработанная на Московском комбинате «Крас-
ная роза», которая с успехом может быть использована для отмывки замков.
Ванна проста по устройству, и изготовление ее не вызовет затруднений в усло-
виях базы производственного обслуживания. Состоит она из следующих
Рис. 7.8. Ванна для отмывки замков
узлов: каркаса 1, собственно ванны 2, сетчатого поддона 3, кривошипного,
механизма 4, цепной передачи 5, червячного редуктора 6, электродвигателя
7, клиноременной передачи 8 и змеевика 9.
Отмываемые детали размещаются на сетчатом поддоне 3 так, чтобы при
вертикальном движении поддона создавалось интенсивное прохождение
моющего агента относительно их наружных и внутренних поверхностей.
Поддон 3 при помощи кривошипно-шатунного механизма 4 получает
возвратно-поступательное движение в вертикальной плоскости от электро-
двигателя 7 через редуктор 6 и цепную передачу 5. Движение поддона полу-
чается плавным и строго вертикальным благодаря роликам, движущимся
относительно направляющих каркаса.
Ванна заполняется моющим раствором, подогретым до температуры
85—90° С. Подогрев осуществляется паром, проходящим через змеевик 9.
Моющий состав состоит из воды, в которую добавляют следующие химикаты
на 1 л воды: 10 г едкого натра, 7,5 г кальцинированной соды и 2 г мыла.
203
Возвратпо-поступательное движение, сообщаемое поддону, создает интен-
сивное омывание эмульсией всех поверхностей деталей.
При входе поддона в эмульсию создается ударная волна, которая усили-
вает воздействие жидкости на поверхности деталей, улучшая промывную
способность.
Стационарный участок для мойки труб. В зависимости от климатиче-
ских условий района, в котором расположена база, моечный участок соору-
жается в закрытом помещении или на открытой площадке. В последнем слу-
чае он ограждается перилами.
Схема одного из моечных участков па открытой площадке приведена
на рис. 7.9. Участок представляет собой забетонированную площадку 1.
Пол площадки 2 выполнен с уклонами, обеспечивающими стекание отрабо-
танной воды в трап 3. Через трап, наклонный капал 4 и систему фильтров 5
Рис. 7.9. Схема моющего участка
отработанная вода поступает в емкость 6. Напорная струя, создаваемая цент-
робежным насосом 7, подается к отмываемым трубам 8 при помощи рукава 9,
снабженного на конце моечным пистолетом 10. Пистолет, смонтированный
на рукаве, допускает широкую регулировку струи — от конической с боль-
шим углом распиливания воды до сосредоточенной кинжальной.
Передвижная установка для мойки труб. В тех случаях, когда по усло-
виям производства создавать стационарные моечные участки нерационально,
трубы отмываются на местах их эксплуатации или хранения при помощи
передвижных установок. Для этого можно использовать одну из моечных
установок, выпускающихся для наружной шланговой мойки автомобилей,
тракторов и других машин в стационарных и полевых условиях с питанием
насоса из естественных водоемов и от водопроводной сети. Например, моеч-
ную установку БВСМ-1500 модели 1112 со следующей технической характе-
ристикой:
Тип установки.....................передвижная е приво-
дом от электродвига-
теля
Тип насоса . ......................вихревой иятнступси
чатый, попосредственно
соединенный с элек-
тродвигателем
Максимальный напор, кгс/см- . . . 14 4-13
Подача при максимальном напоре,
л/мни..................................... 75 4-80
Максимальная высота всасывания, и 5-н()
Электродвигатель:
мощность, кВт..................... 7
204
скорость вращения, об/мин , . ,
напряжение, В.................
Всасывающий шланг...............
длипа, м........................
внутренний диаметр, мм..........
Нагнетательный шланг.............
длина, м.........................
внутренний диаметр, мм..........
Количество нагнетательных шлангов
Моечный пистолет...................
1440
220/380
гофрированный
ио ГОСТ 8496— 57
8
38
высокого давления
по ТУ МХП 3171—52
8
16
2
модель 134—1 с меха-
п н ческ им р ас и ыл и те лем
Габаритные размеры, мм................ 1600x660X1013
Масса, кг ......................... 250
Оборудование для правки труб.
Для правки изогнутых бурильных труб в основном применяют гидравли-
ческие правил! гп ie прессы .то д01 и 11БТ1 50 м , изготовля емые И шиьй ale Ким
машиностроительным заводом.
Техническая характеристика пресса
Тин . . .......................
Наибольшее усилие, развиваемое
прессом, тс ........................
Ход поршня, мм....................
Диаметр рабочего цилиндра, мм . .
Привод пресса
Подача насоса, л/с................
Рабочее давление насоса, кгс/см2
Привод насоса
мощность, кВт.....................
скорость вращения, об/мин . . . .
Перемещение каретки с рабочим ци-
линдром
Привод передвижения каретки
мощность, кВт.....................
скорость вращения, об/мин . . .
Габаритные размеры, мм............
Масса, кг ........................
гидравлический пор-
шневой
50
160
165
топливный насос
НК 10
0,045
250
электродвигатель
2,8
1500
механизированное
э чектродвигатель
1.7
1500
11000 XI 705x2455
4340
В буровых предприятиях имеются в небольшом количестве немодерни-
зировапные правильные прессы модели ПБТ1-50, ранее выпущенные заводом.
Недостатками их является низкая производительность, необходимость пере-
мещения тяжелой каретки вручную и ручной возврат поршня в исходное
положение после рабочего хода.
С целью использования таких прессов б. институтом АзНИИбурнефть
разработаны проекты их модернизации, которые осуществлены во многих
базах. Модернизация прессов разработана в двух вариантах: с шестеренча-
тым приводом каретки по типу пресса ПБТ1-50м и более упрощенной кон-
струкции — с канатным приводом каретки. Модернизация прессов выпол-
нена без увеличения установленной мощности привода насоса. Производи-
тельность прессов после модернизации такая же, как у пресса ПБТ1-50м.
Оборудование для нарезания резьб
В прокатно-ремонтных цехах для нарезания резьб на замках и трубах
используют специальные трубообрабатываютцпе станки. Среди последних
205
cd g
наиболее широкое распространение получили станки модели 1983М
9Н14С, изготовляемые Станкостроительным заводом им. С. М. Кирова
г. Тбилиси, и станки модели 1Н983 Рязанского станкостроительного за-
вода. Все три модели предназначены для токарной обработки труб и наре-
зания конических и цилиндрических резьб на трубах и замках. Обрабаты-
ваемая труба пропускается через полый шпиндель и зажимается в двух
четырехкулачковых патронах. Обработка производится резцами, закреплен-
ными в четырехпозицпонном поворотном резцедержателе. Для обработки
конических поверхностей и нарезания конических резьб станки снабжены
копировальными линейками. Основные параметры трубонарезных станков
приведены в табл. 7.1.
Таблица 7.1
Параметры Модель станка
198'iM 1Н983 9Н14С
Основные размеры Расстояние от оси шпинделя до
направляющих станины, мм . . . 400 400 315
Диаметр отверстия шпинделя, мм 310 300 205
Обрабатываемые
изделия
Наибольший и наименьший диа- метры обрабатываемых труб, мм 290-70 290—70 203-30
Наибольшая длина точения с ко- пировальной линейкой, мм . . . 420 420 400
Нарезание резьбы Шаг мм 2—14 1—12 1—12
Число ниток на 25,4 мм ... 2—14 2—24 2—24
Суппорт
Наибольшее перемещение суппор-
та, мм:
продольное 800 900 570
поперечное 325 500 220
Наибольший угол поворота копи- ровальной линейки, градус . . . ±10 + 10 + 10
Число скоростей Пределы скоростей вращения, 12 12 16
об/мин 5,3—255 8-355 16—500
Пределы подач суппорта, мм/об: 0,22—1,56 0,1—1,6
продольных 0,1—1,6
поперечных Мощность электродвигателя, кВт: 0,08—0,6 0,048-0,708 14,5 0,04-0,59 ю
главного привода 14
привода зажима патронов . . 1,7 2,0 —
привода перемещения каретки — 1,5 —
насоса охлаждения ..... 0,125 0,125 0,125
Габаритные размеры, мм: 3600
длина 3830 2900
ширина . 1750 2400 1575
высота 1545 1525 1355
Масса станка, кг 8100 9034 4190
Задняя бабка Отсутствует Имеется Имеется
206
На трубонарезных станках, помимо нарезания резьб, выполняется бол ь-
шинство других токарных работ по обработке труб, замков и прочих детале №
и элементов бурильных и обсадных колонн.
Оборудование для сварочно-наплавочных ра-
бот.
Цехи по прокату труб для ремонта и восстановления труб и замков рас-
полагают сварочными участками, оснащенными оборудованием для выпол-
нения сварочно-наплавочных работ. Помимо обычного сварочного оборудо-
вания — сварочных трансформаторов для сварки переменным током, совре-
менные цехи располагают специальными установками для автоматической
сварки под слоем флюса. Некоторые установки разработаны и изготовле-
ны самими буровыми предприятиями. Имеются также установки, разра-
ботанные научно-исследовательскими и проектными институтами.
Институтом электросварки им. акад. Е. О. Патона разработан опытный
сварочный участок для объединения Краснодарнефтегаз. Участок предназ-
начен для приварки муфт и ниппелей к бурильным трубам и для сварки бу-
рильных труб в двухтрубки. Оснащен участок двумя установками для при-
варки муфт и ниппелей к трубам, одной установкой для сборки и сварки труб
в двухтрубки и устройством для подогрева труб.
Приварка замковых деталей и сварка труб осуществляются сварочными
аппаратами А-874, которые могут передвигаться по направляющим на длину
12 000 мм.
Участок располагает устройством для подогрева труб природным газом
до t = 300 -г- 400° С.
Техническая характеристика участка
Назначение...................< . .
Длина труб для приварки муфт и
ниппелей, мм.......................
Длина труб для сварки в двухтруб-
ку, мм.............................
Сварка и наплавка ...............
Вращение труб....................
Скорость сварки, м/ч ............
Изменение скорости сварки ....
Сварочный ток....................
Максимальная сила тока, А . . . .
Диаметр электродной проволоки, мм
Размеры ленты, мм:
толщина........................
ширина ........................
Скорость перемещения, м/ч;
маршевая.......................
рабочая .......................
Скорость подъема головки, м/мин
Подогрев труб....................
приварка муфт и нип-
пелей к бурильным
трубам; сварка
бурильных труб
в двухтрубки
5000—12 000
5000—6000
сварочным аппаратом
А-874
механическим приводом
12,6-28,0
сменными шестернями
переменный или посто-
янный
1500
1,6-6
0,2—1
15-100
1600
5-58
0,4
горелками, работа-
ющими на сжатом
газе, при замене наса-
док на сжиженном газе
Институтом АзНИПИнефть разработана установка для производства
сварочно-наплавочных работ в прокатно-ремонтных цехах труб. Установка
207
предназначена для восстановления изно-
шенных наружных цилиндрических по-
верхностей лайков и сработанных граней
ведущих (квадратных) труб методом на-
плавки; приварки замковых деталей к тру-
бам; сварки коротких бурильных труб в
двухтрубки и для других сварочно-напла-
вочных работ в области труб.
Установка (рис. 7.10) состоит из вра-
щателя 1, направляющих 2 для сварочного
аииарата, четырех тележек 3 и четырех
сварных конструкций 4, по которым пе-
ремещаются тележки.
Вращателем 1 служит трехстуиенча-
тый редуктор, состоящий из двух чер-
вячных и одной шестеренчатой передач,
g В качестве червячных передач исиользо-
ю ваны червячные пары от серийно выпу-
а. скаемых редукторов РЧН-80 с иередаточ-
н пым отношением 1 : 41. Средняя сту-
3 пенька редуктора представляет собой пару
® сменных цилиндрических шестерен. Сменой
и шестерен можно получить диапазон скоро-
§ стей вращения 0,42—1,68 об/мии.
§ Редуктор получает врашение от элек-
И тродвигателя типа АО32-4 мощностью 1 кВт
§ со скоростью 1410 об/мин.
с Для вращения труб на выводпом ва-
ле редуктора смонтирован трехкулачко
§ вый токарный патрон. Вращатель имеет
возможность перемещаться в вертикальной
к плоскости на величину 200 мм. Такое
устройство позволяет производить работы
и с трубами различных диаметров при не-
§ изменном положении тележек 3.
® В качестве сварочного аппарата ис-
о пользуют головку 5 типа А ВС или А-874. ус-
f’» тановлеипую па самоходных тележках для
маршевого перемещения. Направляющая
~ для перемещения сварочного аппарата вы-
полнена как ферма сварной конструкции,
о которая при помощи двух стоек крепится
Д па фундаменте. По ферме могут переме-
щаться сварочные аииараты на длину
хода до 12,5 м, что позволяет произво-
дить работы по сварке и наплавке труб по
всей длине без поворота их.
'"L, Тележки 3 установлены на сварных
конструкциях 4, по которым они могут
перемещаться вдоль оси установки. Верх-
ние ролики тележек предназначены для
вращения труб, нижние катки — для пе-
ремещения самих тележек с трубами вдоль
оси. Возможность продольного перемеще-
ния труб обеспечивает легкость и удобство
установки их под сварку.
Между сварными конструкциями 4
оставлены проходы, создающие удобства
для обслуживания установки. С этой
208
же целью ось вращения установки расположена па высоте 1125 ±
± 100 мм.
Техническая характеристика установки
Длина свариваемых труб, м.................... 12
Скорость вращения изделия, об/мин............0,42—1,68
Габаритные размеры установки (без источника
питания), мм:
длина ..................................... 14 500
ширина .................................... 2300
высота..................................... 3500
Сварка и наплавка производятся унифицированным сварочным автома-
том типа АБС. Числа оборотов изменяются при помощи сменных шестерен
в редукторе вращателя. Установка оснащается вытяжной вентиляцией в соот-
ветствии с санитарно-техническими нормами.
Институтом Гипровостокнефть разработано устройство для приварки
замков к трубам, состоящее из вращателя конструкции Гипровосток-
нефть и автомата для двухэлектродной дуговой сварки модели АДСД-500,
изготовляющегося ленинградским заводом «Электрик» им. Шверника.
Оборудование и приспособления для горячего
крепления замков на бурильные т р у 1 ы.
Процессы нагрева и навинчивания замков на бурильные трубы выпол-
няют с помощью специальных индукционных установок, разработанных
для этой цели институтом АзНИПИнефть. Таких установок разработано
две, получившие шифры УИНЗ и УИНЗ-1.
Установка УИНЗ предназначена для замков размерами от ЗН-95 до
ЗУ-212, установка УИНЗ-1 — для замков размерами от ЗН-95 до ЗШ-178.
Установка УИНЗ состоит из следующих элементов: малого индукцион-
ного нагревателя, предназначенного для нагрева замков размерами от ЗЙ-95
(2 7/8") до 3III-14G (4 1/2"); большего индукционного нагревателя для замков
размерами от ЗШ-178 (5 9/16") до ЗУ-212 (6 5/8"); вытяжной вентиляции,
отсасывающей продукты сгорания антикоррозионной смазки замков; шкафа
управления, через который питаются индукторы; выносного пульта управле-
ния; четырех пневматических зажимов для зажима труб, на которые навин-
чиваются замки; консольной балки с пневмоподъемником.
В шкафу смонтированы: понижающий трансформатор, пусковая аппа-
ратура, контрольно-измерительная аппаратура и аппаратура автоматики.
За стенкой цеха монтируются стеллажи с рольгангами для подачи труб
в цех.
Модернизированная установка УИПЗ-1 включает следующие основные
элементы: индукционный нагреватель, в котором нагреваются все замковые
детали от 311-95 до ЗШ-178; вентиляционное устройство, предназначенное
для отсоса продуктов сгорания защитной смазки замков. Вентпляционнное
устройство состоит из раструба, расположенного над индукционным нагре-
вателем; центробежного вентилятора и воздуховода соединяющего раструб
с вентилятором; двух пневматических зажимов, в которых закрепляют трубы
и процессе навинчивания замков; электрошкафа управления, в котором смон-
тировала вся пусковая, контрольная и регулирующая аппаратура; питающего
трансформатора, понижающего напряжение от 380 В в сети до 60 В в индук-
ционном нагревателе; переносного пульта, предназначенного для включения
и отключения индукционного нагревателя; электротали, смонтированной
на поворотной балке; узла водоснабжения, назначение которого — охлаждать
трубчатую обмотку индукционного нагревателя.
Индукционный нагреватель от установки УИНЗ-1 (рис. 7.11) предназ-
начен для нагрева всех типоразмеров замков до ЗШ-178 включительно. Нагрев
осуществляется индукционным методом, токами промышленной частоты
(50 Гц). Нагреватель сконструирован с замкнутым магнитопроводом, обеспе-
чивающим наибольший коэффициент использования мощности. Пространство,
14 Зака?. 7 5 4
209
остающееся между пакетами магнгтопровода 3 и катушкой индуктора, за-
полняется массой нагреваемой детали 1. Незначительные воздушные зазоры
между катушкой индуктора 2 и нагреваемой деталью не оказывают заметного
влияния на коэффициент мощности нагревателя и па время нагрева деталей.
Катушка ипдуктора 2, помещенная внутри магнитопровода 3. выполнена
из медной трубки 10 X 1, по которой прокачивается вода, охлаждающая ее.
Обмотка катушки вы полнена в два дяча , при этом второй ряд навит не па пот -
ную высоту. Сделано это с той целью, чтобы нагрев деталей осуществлялся
равномерно по высоте.
Рис. 7.11. Индукционный нагреватель
Все основные детали нагревателя собраны на текстолитовом основании.
Нагреваемые детали замков устанавливают строго по центру при помощи
сменных центраторов, монтируемых на нижних пак тах магнитопровода.
Индукционный нагреватель опирается на три ножки, которыми он крепится
к фундаментной площадке.
Вентиляционное устройство состоит пз вентиляционного раструба,
который при помощи патрубка соединяется с центробежным вентилятором.
Раструб представляет собой конусную камеру, имеющую с одной стороны
полукруглую открытую полость, примыкающую к отверстию нагревателя.
При наличии на предприятии общей вытяжной вентиляции раструб присо-
единяется к последней и надобность в самостоятельном вентиляторе отпадает
Пневматические зажимы служат для фиксирования труб в процессе
навинчивания на них замковых деталей. Конструкция зажимов обеспечивает
закрепление в них труб диаметрами от 60 до 240 мм. Закрепление произво-
дится траверсой, которая перемещается штоком пневматического цилиндра,
смонтированного на основании зажима. В зависимости от принятой техноло-
210
гни навинчивания замков установка комплектуется одним, двумя или че-
тырьмя зажимами.
Электрошкаф управления изготовлен на базе серийно выпускаемого
блока управления БУ-4М (для станков-качалок) с использованием части аппа-
ратуры, установленной в нем. В шкафу смонтированы вся система контроля,
сигнализации, управления и питания установки. На лицевой стороне дверцы
шкафа установлены: вольтметр, амперметр и две сигнальные лампы: одна
зеленая, показывающая готовность установки к работе, и другая красная,
показывающая, что идет нагрев детали. По окончании нагрева лампа автома-
тически отключается вместе с отключением питания индуктора.
Для создания безопасных условий работы дверца шкафа снабжена бло-
кировкой, связанной с запорным устройством шкафа. При открывании дверцы
шкафа электропитание установки отключается.
На левой стенке шкафа установлено гнездо штепсельного разъема, в кото-
рое включается вилка выносного пульта управления. На правую стенку
вынесена рукоятка переключателя реле времени, при помощи которой уста-
навливается время нагрева замковой детали в зависимости от ее размера.
В шкафу смонтировано реле давления, предназначенное для предохра-
нения катушки индуктора от перегорания. В случае уменьшения количества
воды, прокачиваемой через индуктор для его охлаждения, электропитание
установки автоматически отключается. Шкаф управления соединяется
с трансформатором через отверстие, расположенное в нижней стенке шкафа.
Трансформатор монтируют отдельно, что позволяет использовать для пита-
ния установки несколько типов трансформаторов, близких по параметрам.
Приспособления для навинчивания. Для извлечения замковых деталей
из индукционного нагревателя и навинчивания их на трубы установка комп-
лектуется набором приспособлений для ниппелей и муфт всех размеров замков
от ЗП-95 до ЗШ-178. Каждое приспособление предназначено для навинчива-
ния как ниппеля, так и муфты одноименных размеров.
Техническая характеристика установки УИНЗ-1
Размеры нагреваемых замков .............. от ЗН-95
до ЗШ-178
Время нагрева одной замковой детали в за-
висимости от ее размера, мин............... 3—7
Потребляемая мощность в зависимости от
размеров замковой детали, кВт.............. 12—9,5
Напряжение питания:
мощность, В ............................... 380
частота, Гц.................................. 50
Напряжение на индукторе, В............... 63 4-60
К. п. д. нагревателя.......................... 0,9
Радиус обслуживания консольной балкой, м 4
Грузоподъемность электротельфера, кг ... 250
Охлаждение индуктора ....................пресной водой
Моноблокнасос для охлаждения............. 2км—6а
Производительность вентилятора ЭВР вытяж-
ной системы, мэ/ч.......................... 3000 4-3500
Закрепление труб.........................в пневмозажи-
мах
Режим нагрева и отключение установки . . . автоматиче-
ское
Технологический план расположения узлов установки зависит от местных
условий и решается руководством предприятия по согласованию с инспекцией
Госгортехнадзора. При решении о рациональном расположении каждого
узла установки необходимо учитывать следующее. Чтобы избавить исполни-
теля от излишних шумов, вентилятор следует устанавливать вне помещения,
в котором будет производиться нагрев и навинчивание замков. Из этих же
соображений желательно вынести за пределы помещения насос, подающий
14* 211
воду для охлаждения индуктора. Индукционный нагреватель и пневмати-
ческий зажим для закрепления труб монтируют на фундаментах с таким
расчетом, чтобы они находились в поле обслуживания электротельфером.
Для удобства исполнителя расстояние от пола до оси зажима выдерживают
в пределах 800—825 мм. Кран управления пневмозажимом и кнопки управ-
ления рольгангом устанавливают вблизи зажима.
Подъемно-транспортное оборудование
Для транспортирования труб в прокатно-ремонтных цехах применяются
как общеизвестные (электротельферы, мостовые крапы, электрокраны и др
так и специальные транспортные средства: приводные и непрпиодиые ролики,
поворотные устройства, спе-
циальные стеллажи, пере-
кидные п дозирующие ус-
тоопства., трубовозы. В по-
следние .тоды для разгрузки
труб из полувагонов иа стел-
лажи операционнного двора
начали испои аовчлч ,б i пен -
пыо краны, а для транс-
порт пр®а нм труб и дру-
гих элементов колонн по
территории операционного
двора — козловые и автомо-
бильные краны. Последние
используют также для по-
грузки и разгрузки труб на
буровых, не располагающих
стационарными кранами.
Ниже рассматриваются
только специальные подъем-
ные и транспортные устрой-
Рис. 7.12. Ролик приводной ства, применяющиеся в це-
хах по прокату и ремонту
труб, а также дается ха-
рактеристика некоторых башенных, козловых и автомобильных крапов.
Приводные и неправедные ролики. Для транспортирования труб поштучно
вдоль оси применяют рольганги, состоящие из системы приводных и непри-
водных роликов, чередующихся между собой. Расстояние между роликами
принимается в пределах 1500—2500 мм в зависимости от длины транспорти-
руемых труб. Выбор расстояния между роликами обусловливается тем, чтобы
в каждый момент движения по рольгангу трубы опирались не менее чем на
два ролика, пз которых хотя бы один должен быть приводным.
На рис, 7.12 показана одна нз конструкций приводного ролика роль-
ганга. Вращение ролик получает от асинхронного электродвигателя 1 мощ -
иостыо 1 кВт, через червячный редуктор 2 марки РЧН-80 и цилиндрическую
зубчатую пару 3. Детали и узлы ролика смонтированы на сварной раме 4.
Неприводной ролик отличается от приводного отсутствием механизма
вращения.
Трубы по рольгангу, оснащенному описанными приводными и иепрн-
водными роликами, перемещаются со скоростью 15—20 м/мин в зависимости
от диаметра труб.
Стеллажи. Для транспортирования труб в направлении, перпендику-
лярном к их осп, применяют специальные наклонные стеллажи, по которым
трубы перекатываются под влиянием собственного веса. В зависимости от про-
тяженности и требований технологического процесса стеллажи оборудованы
различными устройствами для перемещения трубы вдоль оси, переброски
ее на рольганг или на соседний стеллаж, разворота трубы на 180° и других
подъемно-трансцортпых операций.
212
На рис. 7.(3 показана кинематическая схема прицехового стеллажа,
включающего несколько вспомогательных устройств, позволяющих в сово-
купности механизировать траспортирование труб.
Запас труб, изображенных на рис. 7.13 пунктирными линиями, разме-
щен на приемной части стеллажа 7, имеющего уклон. От перекатывания
по стеллажу трубы удерживаются рычагом-отсекателем 2, находящимся
в положении, изображенном пунктирными линиями. Рычаг-отсекатель может
изменять свое положение при помощи качающегося пневмоцилиндра 3. При
необходимости уложить трубу на ролики 4 рольганга рычагу-отсекателю
последовательно придается два положения: первое показано сплошными ли-
ниями, а второе — пунктирными. По рольгангу труба подается вдоль своей
оси к рабочему месту для обработки.
Рис. 7.13. Кинематическая схема прицехового
стеллажа
После выполнения операции на одном конце в зависимости от требований
технологического процесса труба передается на следующую секцию стеллажа
для дальнейшей транспортировки или поворачивается на 180° для обработки
второго конца.
Для передачи трубы на секцию 5 стеллажа рычаг-отсекатель ставят в по-
ложение, изображенное на рис. 7.13 сплошными линиями. Если возникает
необходимость развернуть трубу на 180°, приводится в действие ппевмопово-
ротное устройство 6.
Количество различных устройств, монтируемых в стеллажах, и их распо-
ложение определяются объемом производства и требованиями технологиче-
ского процесса.
Институт БашНИПИнефть в типовом проекте производственной базы
обслуживания УБР на 20 действующих буровых установок использовал
механизированные стеллажи, разработанные СПКБ Союзпефтеавтоматика.
Трубовозы.. Трубовозы состоят из тягового автомобиля и прицепа-рос-
пуска. Тяговое усилие на трубовозе передается от автомобиля к прицепу
через дышло.
Основные данные автомобильных трубовозов приведены в табл. 7.2.
Таблица 7.2
Марка автомобиля Прицеп Условное обозначение Грузоподъемность, кг Общая масел, кг
по шоссе по грунту
ЗИЛ-150 1-АПР-5 __ 7300 6800 13 700
ЗИЛ-164 ТВ-6 ТВ-6 7300 6800 13 900
ЗИЛ-151 1-ПР-З ТВ-3 7000 5000 14 750
ЗИЛ-157 ТВ-5 ТВ-5 15 800
213
Техническая характеристика прицепов-роспусков, применяемых для
перевозки труб, приведена в табл, 7.3.
Таблица 7.3
Параметры 1-АПР-5 1-АПР-6 ТВ-0 ТВ-5
Грузоподъемность, т 5 5 5 5
Количество осей . . . 1 1 1 2
Количество колес . . 4 4 4 4
Клиренс, мм .... Погрузочная высота, 390 400 360 470
НМ 1300 1320 1600 1550
Ширина коника, мм Масса (без нагрузки), 2575 2100 2400 2400
КГ t д 1250 1190 1450 2260
Электромеханизированный трубовоз Азинмаш-22М получил наиболее
широкое распространение в нефтяной промышленности. Предназначен он
для перевозки и самостоятельной нагрузки труб и других длинномерных
деталей длиной 5—15 м. Состоит он из тягового автомобиля ЗИЛ-157 и одно-
осного прицепа-роспуска. Грузоподъемность трубовоза 8 т.
Автомобиль и прицеп оборудованы специальными кониками. Коники
автомобиля и прицепа имеют по одному электродвигателю, которые приводят
в действие барабаны с погрузочно-тяговым тросом. Приводом погрузочного
устройства служит генератор мощностью 30 кВА.
Прицел-роспуск грузоподъемностью 5 т можно устанавливать на расстоя-
нии 4—12 м от тягового автомобиля при помощи телескопического дышла.
Электрические системы автомобиля и прицепа соединяются электрокабелем.
Генератор включается через коробку отбора мощности.
Техническая характеристика трубовоза
Грузоподъемность, кг:
по шоссе ..................................... 8000
по грунтовой дороге ........................... 6000
по бездорожью.................................. 3000
Наименьший радиус поворота, м........ 9,4
Внутреннее расстояние между стойками коника, мм 1690
Максимальная масса груза, погружаемого за один
раз, кг.......................................... 3000
Средняя скорость подтягивания груза, м/с .... 0,2
Электродвигатели:
мощность, кВ................................... 2,8
скорость вращения, об/мин....................... 850
Генератор
мощность, кВА................................... 30
скорость вращения, об/мин...................... 1500
Габаритные размеры, мм:
длина (максимальная)......................... 18200
длина (минимальная)........................... 12 200
ширина........................................ 2400
высота ....................................... 2360
Общая масса (без груза), кг ................... 9375
Башенные краны выпускают для строительных и монтажных работ и ис-
пользуют в трубном хозяйстве для разгрузки труб из вагонов и судов на стел-
лажи. Крап получает продольное перемещение по рельсовому пути, уложен-
ному на уровне земли. Стрела крана имеет круговое вращение, изменение:
214
вылета крюка осуществляется подъемом или опусканием стрелы или пере-
мещением грузовой каретки вдоль горизонтально расположенной стрелы.
Возможность изменения вылета крюка в широких пределах в сочетании
с поворотом его и перемещением всего крапа ио рельсовому пути создает
благоприятные условия для обслуживания одипм краном значительной тер-
ритории, что весьма удобно для баз производственного обслуживания, осо-
бенно при разгрузке труб из вагонов или судов па стеллажи. Характеристика
некоторых башенных кранов приведена в табл. 7.4.
Таблица 74
С поворотной башней С пеповоротпой башней
Тип крана
Параметры iQ
КБ-40 КБ-60 КБ-100 БКСМ-Э БК СМ-5 БК СМ-7
Грузоподъемность, т: на наибольшем выле- те на наименьшем выле- те Вылет, м: наибольший .... наименьший .... Высота подъема, м: при наибольшем вы- лете при наименьшем вы- лете Скорость, м/мин: подъема и опускания груза передвижная крана Масса крана, т (с бал- ластом) 2,0 4,0 20 10 33 21 20 30 22,7 3,0 5,0 20 10 33 21 20 30 41,0 5,0 5,0 20 10 33 21 20 30 50,0 3,0 5,0 22 4,5 40 21 30 32 62,6 5,0 5,0 22 4,5 39 21,5 30 32 72,0 5,0 7,0 22 4,5 39 21,5 16 32 90,7
Козловые краны. Отличительной особенностью кранов этого типа является
то, что мост крана опирается на две фермы, перемещающиеся на катках по
рельсам, уложенным на уровне земли. По мосту крана перемещается грузо-
подъемное устройство. Мост козлового крана имеет две или одну консоль,
создающие удобства при перегрузке труб с одних стеллажей на другие. Ха-
рактеристика некоторых козловых кранов приведена в табл. 7.5.
Автомобильные краны. Стреловые автомобильные краны — универсаль-
ные маневренные средства для подъема и перемещения грузов. Механизмы
кранов позволяют производить подъемы и опускания грузового крана и гру-
зовой стрелы и вращение поворотной части вместе со стрелой на 360°. Для
повышения устойчивости кранов, а также для разгрузки рессор и колес у авто-
кранов предусмотрены четыре выносные опоры откидного типа, прикреп-
ленные к раме. На них опирается кран в процессе подъема груза. Харак-
теристика некоторых автомобильных кранов приведена в табл. 7.6.
215
Таблица 7.5
Таблица 7.6
Параметры Тип крана
ЛАЗ-690 АК-5Г К-52
Длина стрелы, м 6,2 6,2 7,5
Вылет, м Грузоподъемность, т: 2,5—5,5 2,5—5,5 3,8—6,5
на опорах 3,0—0,75 5,0-1,0 5,0-2,0
без опор 1,0-0,4 — 2,0—0,75
Высота подъема крюка, м .... 6,5-5,0 7,2-5,0 7,0-4,8
Мощность двигателя, л. с 97 97 НО
Скорость подъема груза, м/мин Скорость передвижения, км/ч . . 2,0—12 2,6—9,7 4,0—12
45 40 30
Масса крана, т 6,8 8,3 13
Глава 8
ТЕХНОЛОГИЯ РЕМОНТА БУРИЛЬНОГО ИНСТРУМЕНТА
Мойка и очистка труб и замков
М о й к а. После бурения очередной скважины бурильные трубы воз-
вращают на базу для контрольного осмотра, инструментальной проверки
и ремонта. Прежде чем поступить на осмотр и контроль трубы подвергаются
мойке и очистке. Мойка труб осуществляется па моечпом участке, оборудо-
ванном стеллажом, насосной установкой и средствами подъема и транспор-
тирования труб. Цементный иол под стеллажами имеет уклон для стока воды.
В зависимости от климатических условий района моечный участок соору-
жается в закрытом помещении или на открытой площадке.
Трубы отмываются струей воды, подающейся насосом. Укладываются
трубы на стеллаже в один ряд с деревянными рейками между ними,
216
Во избежание образования нагара на резьбах и загрязнения электро-
нагревательных устройств, новые бурильные замки до навинчивания на трубы
отмываются от защитной антикоррозионной смазки. Замковые детали отмы-
ваются в моечной машине или в специальных ваннах, заполненных раство-
ром и оборудованных устройствами для подогрева этого раствора, а также
механизмами, создающими движение растворов в ванне. Моечную машину
или ванну располагают в отдельном помещении и оборудуют местной вы-
тяжной вентиляцией.
Очистка. Замки бурильных труб, бывших в эксплуатации, как
правило, покрыты засохшей коркой глинистого раствора и выбуренной по-
роды и не поддаются отмывке напорной струей воды. Дальнейшая эксплуата-
ция таких замков может быть допущена только после очистки резьб п тща-
тельного их контроля.
Для очистки резьбовых поверхностей применяют ручные механизиро-
ванные пневматические или электрические приспособления. В качестве рабо-
чего инструмента используют металлические щетки. Рабочую (ворсовую)
часть щеток изготовляют из проволоки. Рекомендуемые проволоки для изго-
товления щеток приведены в табл. 8.1.
Таблица 8.1
Проволока Диаметр, мм ГОСТ Обрабатываемый материал
Стальная нпзкоуглеро- дистая общего назначения Стальная углеродистая пружинная Стальная катаная . . Стальная нержавеющая 0,16—1,2 0,14-1,2 0,2—1,2 0,2—1,2 ГОСТ 3282—74 ГОСТ 938;)—60 ГОСТ 7372—66 Углеродистая и легированная стали Алюминий и нержа- веющие стали
Правка труб
Нормы допускаемой кривизны и методика ее
определения.
Кривизна отремонтированных труб не должна превышать величин
нормируемых ГОСТами и нормалями для новых труб.
Для бурильных труб, изготовляемых по ГОСТ 631—63, и для труб
с приваренными соединительными концами, изготовляемых по нормали
Н504—60, кривизна определяется величиной стрелы прогиба. Стрела прогиба
в средней трети длины трубы допускается не более 1/2000 длины трубы. Про-
гиб па концевых участках трубы, равных 1/3 ее длины, не должен быть более
1,3 мм на 1 м. При измерении кривизны трубы с высаженными наружу кон-
цами длина высаженной части в расчет не принимается.
Кривизна па копцевых участках трубы исчисляется как частное от деле-
ния стрелы прогиба в миллиметрах на расстояние от места замера до бли-
жайшего конца грубы в метрах.
Для труб бур ii n.nrix утяжеленных, изготовляемых по ТУ ВПИТИ
14—3—154—73 и 14—3--КИ -73, а также штанг бурильных ведущих (квад-
ратных), изготовляемых no 1 У ВНИТИ 14—3—126—73, допускаемые откло-
нения по кривизне по должны превышать 2 мм на 1 м длины для всех разме-
ров труб.
Прямолинейность проверяется линейкой длиной 1 м и щупом.
Трубы и штанги, получившие значительные искривления в нескольких
плоскостях, скрученные, а также имеющие резкие местные изгибы, правке
не подвергаются и отбраковываются.
Методы правки труб. В процессе эксплуатации часть буриль-
ных труб получает кривизну, выходящую за пределы допустимой. Для устра-
217
нения образовавшейся кривизны трубы подвергают правке в холодном состо-
янии. Холодная правка труб относится к числу широко и давно применя-
емых технологических операций при ремонте труб. Однако этот метод правки
имеет ряд существенных недостатков. Основным из них следует считать то,
что в холодно правленной трубе имеется наличие остаточных напряжений,
и она может легко изменить прямолинейную форму при воздействии на нее
силовых факторов, противоположных по знаку тем, которые были применены
при холодной правке.
Правка труб может выполняться однократным или многократным изги-
бом. Сущность метода правки однократным изгибом заключается в том, что
искрпвлеивый участок трубы 1 (рис. 8.1) с радиусом кривизны р, изгибают
в противоположном направлении, придав ему обратную кривизну такого
радиуса р2, чтобы после некоторой выдержки и снятия внешней нагрузки Q
выправляемый участок трубы
J | ц принял прямолинейную форму.
ft "| / Сущность метода правки
I t многократным изгибом заклю-
чается в том, что искривлен-
ному участку трубы придается
обратная кривизна такой вели-
чины, чтобы после снятия дав-
ления труба на этом участке
получила некоторое остаточ-
Рис. 8.1. Схема правки труб однократным иое ивкРивлеиие в направле-
изгиботг V пии’ °бРатном первоначальной.
00 Затем трубу вновь правят для
ликвидации получившегося ос-
таточного искривления с таким расчетом, чтобы после снятия давления
труба оказалась прямолинейной.
Правка двухкратным изгибом заметно снижает вредный эффект холод-
ного деформирования металла трубы. Еще значительней может быть снижен
вредный эффект холодной правки путем многократного изгиба с постепенно
убывающими величинами деформаций.
В буровых организациях бурильные трубы правят методом однократного
изгиба на специальных гидравлических прессах. Процесс правки осуществ-
ляется следующим образом: правильщик визуально определяет место наиболь-
шего прогиба и устанавливает трубу выпуклостью вверх на две опоры, рас-
положенные на станине пресса так, чтобы наибольшая выпуклость оказалась
под штоком пресса. Затем нажимом штока трубе придается обратная стрела
прогиба. После выдержки трубы в состоянии обратного искривления нагрузка
снимается п проверяется прямолинейность выправленного участка. Трубу
правят в одной или нескольких плоскостях до полного устранения кривизны.
Искривленные трубы по характеру и размеру подразделяют на три кате-
гории, каждая из которых характеризуется следующими признаками: малая
кривизна — едва заметна на глаз, но не позволяет без правки производить
ремонт на трубонарезном станке; средняя кривизна — явно выделяющаяся
при перекатывании трубы по стеллажу; большая кривизна — труба сильно
искривлена в нескольких местах.
Правильщик должен уметь устанавливать опоры, на которых покоится
труба в процессе правки, на нужном расстоянии, так как каждому типораз-
меру трубы соответствует определенное оптимальное расстояние между ними.
При малом расстоянии между опорами для правки потребуется чрезмерно
большое усилие. При большом расстоянии прогиб может стать полностью
упругим, остаточных деформаций не образуется и, следовательно, правки
происходить не будет.
При правке методом однократного изгиба рекомендуются приближенные
формулы для определения необходимого усилия правки Q и величины обрат-
ной стрелы прогиба /, которую нужно придать трубе, чтобы выправит > ее:
кгс,
4 3L
где а г — предел текучести материала трубы в кгс/см2; Л — наружный радиус
трубы в см; г — внутренний радиус трубы в см; L — расстояние между опо-
рами в см.
где Е — модуль упругости материала трубы в кгс/мм2.
Нарезание и ремонт резьб
На трубах, замках, переводниках и других деталях бурильных колонн
нарезана коническая резьба треугольного или трапецеидального профиля,
перпендикулярного к оси детали. В условиях ремонтного предприятия возни-
кает необходимость как в нарезанип новых резьб, так и в ремонте резьб,
получивших естественный или аварийный износ в процессе эксплуатации.
Операции по изготовлению и ремонту резьб выполняют методами индиви-
дуального производства на трубонарезных станках, стержневыми и дисковыми
резцами, а также гребенками.
Резцы для нарезания резьб. Форма, материал
и конструкции резцов.
Стержневые резцы изготовляют составными: державку (стержень) резца
изготовляют из конструкционной стали, режущую часть — в виде пластинок
из твердых сплавов. Стержневые резцы небольших размеров для нарезания
внутренних резьб иногда изготовляют цельными из быстрорежущих сталей
марок Р12; Р18; Р18Ф2; Р14Ф4 и некоторых других.
Дисковые резцы изготовляют из быстродействующих сталей тех же марок;
гребенки — из твердых сплавов.
Державки составных стержневых резцов изготовляют прямоугольного или
квадратного сечения из сталей марок 40 и 50 по ГОСТ 1050—74 пли сталей
марок 40Х и 50Х по ГОСТ 4543—71. Сечения державок приведены в табл. 8.2.
Таблица 8.2
Сечение державок стержневых резцов
Квадратных
Прямоугольных
12 X 12 25 X 25 10 X 16 20 X 30
16 X 16 30 X 30 12 X 20 25 X 40
20 X 20 40 X 40 16 X 25 40 X 60
Таблица 8.3
Нарезаемая резьба Размеры резца, мм Число проходов в зависимости от обрабатываемого материала 0 , кгс/мм4 Скорость резания в м/мпн в зависимости от обрабатываемого материала кгс/мм1
СО ЭЛ1 в -о du I “ А О СО 1 7 1Л g 0 7 091-
шаг мм Sag, i-. НОС! Л о до 1 1 1Л 2 О Й 7 (ЦП | 130-
2,54 60 1 : 16 90 6 3,5 5 5-7 8-10 10-15 100- 80- 50- 40-
130 100 80 60
3,175 5 5—8 8-12 12-16 90- 70- 40- 35-
120 90 60
219
Для режущей части составных резцов применяют пластинки металло-
керамических твердых сплавов: вольфрамовые ВК, титановольфрамовые ТК
и титанов-тантало-вольфрамовые ТТК по ГОСТ 3882—74.
Специализированные заводы (Московский инструментальный завод
«МИЗ» и завод режущих инструментов им. М. И. Калинина «Фрезер») изго-
товляют резцы с однониточным и многониточным профилями для нарезания
резьб на трубах, муфтах и замках. Использование этих резцов и гребенок
Рис. 8.2, Резец для нарезания наруж- Рис. 8.3. Резец для нарезания
ных резьб внутренних резьб
гарантирует соблюдение геометрических размеров профиля резьбы и обеспе-
чивает получение чистоты поверхности профиля резьбы \76—^7.
Резцы предназначены для нарезания резьб на специальных трубонарез-
ных станках, работающих многопроходным методом.
Ниже приводятся конструкции и основные размеры твердосплавных
резцов, изготовляемых МИЗ для нарезания резьб на трубах и замках.
На рис. 8.2 показаны резцы для нарезания наружных треугольных
резьб с шагом 2,54; 3,175; 5,08; 6,35 мм и углом профиля 60° на трубах и замках.
Размеры рези,ов и рекомендуемые режимы резания приведены в табл. 8.3 и8.4.
Таблица 8.4
220
На рис. 8.3 показаны резцы для нарезания внутренних треугольных
резьб с шагом 2,54; 3,175; 5,08; 6,35 мм и углом профиля 60° на муфтах и зам-
ках. Размеры резцов и рекомендуемые режимы резания приведены в табл. 8.5.
Таблица 8.5
Нарезаемая резьба Размеры резца, мм
шаг S, м м угол проф иля сс, град конус- ность В н £ а ъ С 1 3
2,54 60 1 : 16 10 10 26 14 6 3,5 15
12 12 45 14 6 3,5 10
3,175 1 : 16 12 12 45 14 6 3,5 10
5,08 1 : 4 12 12 32 10 10 3,0 15
16 16 60 14 12 4,0 12
6,35 ("|Г| 1 •, 4 16 16 60 14 12 4,0 12
6,35 1 : 6
Продолжение табл. 8.5
Число проходов в зависимости от обрабатываемого материала оп, кгс/мм2 Скорость резания в м/мин в зависимости от- обрабатываемого материала,о кге/мм2
до 75 75-101) 100—130 130—160 до 75 75-100 100 — 1 30 iso-iso
6 0—8 8-10 10-15 90—120 70—90 45—70 35—45
6 6—8 8-12 12-16 80—105 60—80 40—60 30—40
7 8—14 14-20 20—30 70-90 60—70 40—60 30—40
8 9-14 14—25 25-30 70—90 60—70 40—60 30—40
Па рис. 8.4 показана гребенка твердосплавная для нарезания наружных
резьб на трубах, изготовляемых по ГОСТ 633—63; ГОСТ 631—63 и ГОСТ
632—64.
На рис. 8.5 показана гребенка твердосплавная СЛ39-62 для нарезания
внутренних резьб с шагом 3,175 мм.
На рис. 8.6 показан резец Р-45 для нарезания наружной резьбы на обсад-
ных трубах ОТТМ1.
На рис. 8.7 и рис. 8.8 показаны резцы Р-38 и Р-39 для нарезания на-
ружной и внутренней резьб на трубах ОГНИ.
На рис. 8.9 показан резец Р-47 для нарезания наружной резьбы па тру-
бах ТБВК и ТБНК.
Помимо резцов и гребенок, приведенных па рис. 8.2—8.9, МИЗ изго-
товляет резцы Р-46 для нарезания внутренней резьбы на муфтах ОТТМ1;
1ребенкп резьбовые РГ-42 для нерезания наружной резьбы на трубах ОТТМ1;
гребенки резьбовые РГ-40 для нарезания внутренней резьбы на муфтах ОТТМ1;
гребенки резьбовые РГ-48 для нарезания наружной резьбы на трубах ТБВК
и ТБНК.
221
Ряс. 8.4. Гребенка твердосплавная для нарезания наружных резьб
Размеры профиля по передней поверхности
т, та
1,412 0,432 0,356 0,(568
1,810 0,508 0,432 0,867
1,04 0,90 1,27 1,5
1,36 1,28 1,59 2,0
222
наружной резьбы труб ОГ1М
Рие. 8.9. Резец для нарезания наружной резьбы труб ТБВК, ТБНК
Нарезаемая i j < з i .•'> a
[исло ни-
ток на
длине
25,4 мм
Ноиуг-
НОСч-Ь
4 1:4
1 : 16
Т а блица 8.6
У: л о в 1! О'. “ о б о в j 1 а ч с н и с j>U которой нргдиа.Н'ачги дисковый [)СЗСЦ Типоразмер замка Вид Размеры дискового резца, мм
наружный диаметр внутренний диаметр толщина
3-76 , 3-88, 3-117, 3-92, 3-101, 3-121 ЗН-95, ЗН-108, ЗН-140, ЗШ-108, ЗШ-118, ЗШ-146, ЗУ-108 Наружная 60 16 14
3-140 ЗН-172 » 60 16 16
3-152 , 3-147 . 3-171 3-189, 3-161, 3-133 3-102 ЗН-197, ЗШ-178, ЗШ-2ОЗ, ЗУ-212, ЗУ-185, ЗУ-155, ЗУ-120 » 60 16 16
3-78, 3-88, 3-177, 3-92, 3-101, 3-121 ЗН-95, ЗН-108, ЗН-140, ЗШ-108, ЗШ-118, ЗШ-146, ЗУ-108 Внутренняя 40 16 14
3-140 ЗН-172 • 40 16 16
3-152, 3-147, 3-171 3-189, 3-161, 3-133 3-102 ЗН-197, ЗШ-178, ЗШ-2ОЗ, ЗУ-212, ЗУ-185, ЗУ-155, ЗУ-120 » 40 16 16
Для всех замков и труб Внутрен- няя, наружная 40 16 13
Материал пластинок резцов — твердый сплав Т15К6, державок резцов —
сталь марки 4оХ, гребенок — твердый сплав Т15К6.
Стойкость резцов и гребенок при нарезании резьбы по стали с ав
-100 кгс/мм2 — 60 мин, при нарезании резьбы по стали с ав 100 кгс/мм2 —
40 мин.
Завод «Фрезер» изготовляет дисковые резцы из быстрорежущей стали.
Дисковые резцы предназначаются для нарезания как наружных, так и внут-
ренних резьб на трубах и замках. В прокатно-ремонтных цехах дисковые
резцы используют обычно для чистовых и отделочных проходов. Размеры
дисковых резцов для нарезания резьб на бурильном инструменте приведены
в табл. 8.6.
Все элементы профиля резьбового резца должны отвечать профилю наре-
заемой резьбы. Передний угол у для чистовых проходов выполняется равным
пулю; для черновых проходов —
в пределах 0—15°. Главный зад-
ний, угол а выполняется в пре-
делах 5 —10’; вспомогательные
задние углы — 3 -5°.
У дискового резьбового резца
задний угол а получается путем
установления передней поверхно-
сти ниже центра резца на величину
h, которая определяется из вы-
ражения
I,----sin а, мм,
Рис. 8.10. Шаблон для проверки за-
точки дискового резца:
1 — шаблон; J — вс саана
где h — величина понижения пе-
редней поверхности относительно
центра резца в мм; D — наруж-
ный диаметр резца в мм; а — за-
данный угол в градусах.
Правильность заточки резцов контролируется шаблонами. На рис. 8.10
показан шаблон для проверки заточки дискового резца. Шаблон строится
таким образом, чтобы диаметр его был равен диаметру проверяемого диско-
вого резца, величина h — отвечать расчетной величине понижения передней
поверхности относительно центра резца при выбранном угле а, диаметр
вставки равен внутреннему диаметру резца. Прп проверке вставка вводится
в отверстие резца до соприкосновения плоскости шаблона с плоскостью
резца. У правильно заточенного резца его передняя поверхность должна
совпасть с поверхностью h на шаблоне.
Заточка. В ремонтных предприятиях резцы затачивают па заточных
станках, оснащенных абразивными кругами. В зависимости от материала
резца подбирают материал абразивного круга, ого связку, зернистость, твер-
дость и скорость вращения.
Резцы, изготовленные из быстрорежущей стали, затачивают па абразив-
ных кругах из белого электрокорунда (условное обозначение ЭБ) на кера-
мической спя же, зернистостью 50—32, твердостью СМ1-С1 для предваритель-
ной заточки и твердостью СМ1-С2 для окончательной заточки. Направление
вращения заточного круга — на режущую кромку, которую располагают
по центру абрязпвпого круга, или на 2— б) мм пыле ее.
Процесс выполняется при обильном непрерывном охлаждении головки
резца (20—40 л/мии). Скорость вращения круга 25—30 м/с при предвари-
тельной заточке и 12 —18 м/с при окончательной заточке.
Твердосплавные резцы желательно затачивать на алмазных кругах из
естественного (обозначается буквой А) или искусственного алмаза (обозна-
чается буквами АС). Объясняется это следующим: высокая режущая способ-
ность алмаза позволяет производить заточку, прижимая резец к кругу с мень-
шей силой, чем это требуется при использовании кругов из других материа-
лов. Благодаря этому температура нагрева резца в процессе заточки на
15 Заказ 754
225
алмазном круге в 4—5 раз ниже, чем при других кругах. Это исключает
обравование трещин на пластинке твердого сплава.
Для заточки твердосплавных резцов рекомендуются алмазные круги
марок А12. А10, AS, А6, где 12,10 и т. д. — зернистость круга (например, зер-
нистость 12 указывает, что наименьший размер зерна данного круга 0,12 мм).
Можно использовать круги марки АС, т. о. из искусственного алмаза. При
выборе зернистости следует учитывать припуск на заточку; чем больше при-
пуск, тем крупнее должно быть зерно заточного круга.
В случае отсутствия алмазных кругов резцы с пластинками из твердых
сплавов затачиваются на абразивных кругах из зеленого карбида кремния
(КЗ) или черного карбида кремния (КЧ) на керамической связке, зернистостью
25—50, твердостью СМ1-МЗ для предварительной заточки и твердостью М2-МЗ
для окончательной заточки. Окружная скорость круга 12—18 м/с. Процесс
выполняется при обильном охлаждении (2 0— 40 л /дин )или всухую. В каче-
стве охлаждающей жидкости тфпх’еня’йя 7,—<0%-нг.1Й раствор технической
соды в воде.
Резцы, предназначенные для чистовых и отделочных проходов, подвер-
гаются доводке. Поверхность резания доводится до чистоты, соответствующей
9-му классу. Доводкой достигается нужная чистота поверхности и удаляются
слои поверхностей резания, поврежденные в процессе заточки. Доводка
производится па чугунном доводочном диске, шаржированном (насыщенном)
абразивом, зходящим в состав пасты. Диаметр доводочного диска 250—300 мм,
материал диска чугун твердостью НВ 130—160 на глубине 2—3 мм от по-
верхности, скорость вращения круга 0,6 — 1,25 м/с.
Для доводки резцов из твердых сплавов применяют следующие составы
паст (в % по массе):
_ П
Каропд кремния зеленый . . 58—60 Карбид бора .............. . . 85
Вазелин технический .... 38—39 Парафин ..........................13
Парафин ....................2—3 Олеиновая кислота.............. 2
Для доводки резцов из быстрорежуюгцей стали применяют следующие
пасты:
I II
Электрокорунд белый .... 70 Окись хрома ................. 65
Парафин ......................98 Стеарин технический .... 31
Олеиновая (.пслот.-i.......... 2 Олеиновая кислота ............ 4
Для доводки твердосплавных фасонных и резьбовых резцов, гребенок
и других подобных изделий может быть использован доводочный станок
модели 3882, изготовляющийся Мукачевским станкостроительным заводом
м. С. М. Кирова.
Основные данные станка
Размеры сечения обрабатываемого резца, мм:
наименьшее.............................. 10X10
наибольшее.............................. 16X25
Наибольшее горизонтальное перемещение ка-
ретки суппорта, мм.............................. 30
Угол поворота каретки суппорта относительно
горизонтали, градус ............................. 5
Вертикальное перемещение суппорта, мм . . 50
Усилие прижима.резца к доводочному диску
(регулируется количеством дисков — грузи-
ков), гс ................................... 300
Диаметр доводочного диска, мм............. 250
Скорость вращения доводочных дисков, об/мин 42, 60, 85
Скорости вращения доводочных дисков, м/с . . 0,55', 0 ,8-, 1 ,1
Мощность электродвигателя, кВт............ 0,4
Габаритные размеры, мм................ . .1040x680X1315
Масса станка, кг.......................... 700
226
Технология нарезания. Границы возможного ре-
монта резьб
У поступивших после эксплуатации труб и замков резьбу ремонтируют
в случаях естественного или аварийного износа. Чтобы отремонтировать
коническую резьбу, необходимо деталь подрезать на величину I, как пока-
зано на рис. 8.11. Наибольшую величину надрезки определяют из выражения
l=2h/K, мм
где I — наибольшая потребная величина подрезки в мм; h — наибольшая
глубина износа резьбы в мм; К — конусность резьбы.
Определив величину Z, следует
убедиться в том, что размеры ремонти-
руемого замка пли трубы позволяют
производить ремонт резьбы. У буриль-
ных труб нарезка не должна выходить
за пределы утолщенной части, при
этом от последней нитки нарезанной
резьбы до конца утолщенной части (на-
чала переходной зоны) необходимо ос-
тавить не менее 5 мм. Если это условие
соблюсти нельзя — труба не может быть
использована по прямому назначению.
Прп ремонте замковых деталей
длина цилиндрической части должна
находиться в пределах L - В + 40 мм
(L — длина цилиндрической части зам-
ка после ремонта в мм; В — длина су-
харя машинного ключа в мм). Соблюде-
ние этого условия обеспечивает нор-
мальную работу машинных ключей в
процессе сшшчпвания или развинчи-
вания труб. Рис- 8.11. Схема подрезки при
Установка деталей и ремонте резьбы
резцов на станках. Наре-
зание и ремонт резьб на замках и трубах в условиях трубных цехов осуще-
ствляются на резцовых трубонарезных станках. К установке на станки не до-
пускаются загрязненные и искривленные трубы. Перед иодачей на ремонт
их подвергают мойке и очистке, а также правке для придания им прямоли-
нейной формы.
Бурильные, ведущие и утяжеленные трубы в процессе обработки на тру-
бонарезных станках должны быть надежно закреплены в переднем и заднем
патронах, а часть трубы, выступающая из станка, поддерживаться люнетом.
Ведущие квадратные трубы устанавливают в люнете при помощи промежу-
точного кольца, которое надевается на трубу и закрепляется четырьмя бол-
тами. Люнет регулируется по высоте так, чтобы ось обрабатываемой трубы
совпадала с осью шпинделя станка.
В четырехпозлционную резцедержательную головку станка устанавли-
вают четыре резца: проходной, подрезной, стержневой резьбовой и дисковый
резьбовой. Во избежание вибраций вылет режущей части резцов оставляется
минимальным В случае необходимости поднять резец по высоте допускается
применение не более одной прокладки, чистота обработки которой должна
соответствовать чистоте обработки опорной поверхности державки резца.
Стержневые резьбовые резцы устанавливают так, чтобы вершина резца
находилась па оси нарезаемой детали, а ось профиля была перпендикулярна
к той же оси. Дисковые круглые резцы устанавливают так, чтобы передняя
поверхность располагалась горизонтально, на уровне центра детали, а центр
резца смещался на величину h. По центру нарезаемой детали резцы уста-
навливают прп помощи штангенрейсмуса.
15*
'•27
Перпендикулярность оси профиля резцов к оси нарезаемой детали при
нарезании наружных и внутренних резьб достигается при помощи шаблонов.
У выверенной и надежно закрепленной детали подрезается торец, к подрезан-
ному торцу плотно прижимается шаблон и по нему устанавливается резец,
как показано па рпс. 8.12.
Дисковые резцЕл при нарезании пми наружных и внутренних резьб за-
крепляют в специальных державках с торцовыми зубцами, входящими
во впадины зубцов, имеющихся на дисковых резцах, в результате чего послед-
ние удерживаются от проворачивания.
Профиль полученной резьбы и ее перпендикулярность относительно
оси детали проверяют специальным прибором — профилемером, показанном
на рис. 8.13. Вертикальную линей-
ку 7 прибора прижимают к торцу
нарезанной детали 3, а горизонталь-
ную линейку 2 с укрепленным на
ней шаблоном 4 перемещают до со-
вмещения профиля шаблона с впа-
диной резьбы. Если резьба нарезана
правильно, то риска па шаблоне 4
совпадает с центральной риской
Рис. 8.13. Профилемер
Рис. 8.12. Схема установки резца
на неподвижной плите 5. В противном случае подвижной шаблон 4 повер-
нется вокруг винта относительно неподвижной плиты 5 и риски на шаб-
лоне и плпте пе совпадут. Границы допускаемых отклонений отмечены
на плите 5 двумя рисками. Выход риски на шаблоне за одну из рисок на
плите означает, что резьба должна быть исправлена или деталь подлежит
браковке.
Внутреннюю парезку можно также проворить профилемером с приме-
нением зеркала.
Требования к качеству отремонтированных нарезок на бурильных тру-
бах и замках такие же, как и для новых идентичных изделий. Методы и тех-
ника проверки их приведены в главе 2.
Режимы резания. Операции по ремонту резьб выполняются
в такой последовательности: подрезка торцов подрезным резцом; проточка
конуса проходным резцом по копиру; снятие фасок проходным резцом; чер-
новое нарезание резьбы стержневым резьбовым резцом; чистовое нарезание
дисковым резцом; отделочное нарезание дисковым резцом.
При черновом нарезании снимается до 80% всего металла. Остальные
20% снимаются при чистовых и отделочных проходах. При нарезании поль-
зуются смазывающе-охлаждающей жидкостью: эмульсией или сульфофре-
золом (78—80% минерального масла, 18—20% нигрола, 1,7—2,0% серы).
228
Содержание работы
229
ремонт замковой резьбы
муфты
расточка конуса
Стачивание замковой
резьбы
Стачивание упорного тор-
ца на ремонтную длину
Расточка выточки
Нарезание резьбы
Притупление заходной
нитки
Зачистка резьбы
Подрезка упорного торца
под V6
Снятие наружной фаски
Снятие внутренней фаски
ремонт замковой резьбы
ниппеля
Проточка конуса
Сточка замковой резьбы
Сточка торца замка в раз-
мер
расточка фаски
Нарезание резьбы
Притупление заходной
нитки
Зачистка резьбы
Обточки конуса упорного
торча
Подрезка упорного усту-
па под V 6
Снятие фаски
Табл и ц а 8.7
Размер трубы, мм
Резец 140—168 114 89 73
я 2 к © S, мм я 2 .о к о I S, мм я Я 2 КО S я 2 к'о г э
Стержневой расточной То же )2 127 0,6 2 127 0,6 2 127 0,6 127 0,6
Стержневой проходной 2 127 0,4 2 127 0,3 1 127 0,3 1 127 0,3
Стержневой расточной Стержневой резьбовой Стержневой специальный 1 9 2 127 64 64 С,6 6,35 1 8 2 127 90 90 0,6 5,08 1 7 2 127 90 90 0,6 5,08 1 7 2 127 90 90 0,6 5,08
Дисковый резьбовой Стержневой приходной 5 2 5,3 127 6,35 0,2 5 2 5,3 127 5,08 0.2 5 2 5.3 127 5,08 0,2 5 2 5,3 127 5,08 0,2
Стержневой проходной То же 1! 127 0,3 1 1 1 1 127 0,3 1! 127 0.3 1) 127 0,3
Стержневой проходной Стержневой подрезной 2 127 127 0,6 0,4 о 127 127 0,6 0,3 2 127 127 0,6 0,3 2 2 127 127 0,6 0,3
Стержневой подрезной Стержневой резьбовой Стержневой специальный 1 7 1 127 64 64 0,3 6.35 1 7 1 127 90 90 0,3 5,08 1 7 1 127 90 90 0,3 5,08 1 7 1 127 90 90 0,3 5,08
Дисковый резьбовой Стержневой подрезной 1 5,3 127 6,35 0,52 5 1 5,3 127 5,08 0,52 5 1 5,3 127 5,08 0,52 1 5,3 127 5,08 0,52
Стержневой подрезной 2 1 127 0,2 0,3 2 1 127 127 0,2 0,3 1 127 127 0,2 0.3 2 1 127 127 0,2 0,3
Нарезаемая резьба
шаг S, мм угол профиля а, градус конусность Обрабатываемые трубы
2,54 Насосно-компрессорные гладкие высаженные
3,175 3,175 3,175 60 1 : 16 Насосно-компрессорные Бурильные Обсадные Бурильные геологоразведочные
Режимы резания для ремонта замковых резьб на муфтах и ниппелях
при работе на станке модели 1983М, рекомендованные ВНИИОЭНГ, приве-
дены в табл. 8.7.
Рекомевдуемые МИЗ режимы резания при нарезании треугольных наруж-
ных резьб на трубах нефтяного сортамента твердосплавными однониточными
резцами заводского изготовления приведены в табл. 8.3.
Рекомевдуемые режимы резания при нарезании наружных резьб на зам-
ках твердосплавными резцами, изготовленными МИЗ, приведены в табл.
8.4.
Рекомендуемые режимы резания при нарезании внутренних резьб на муф-
тах и замках твердосплавными резцами, изготовленными МИЗ, приведены
ь табл. 8.5.
Рекомендуемые МИЗ режимы резания при нарезании наружных резьб
на трубах нефтяного сортамента твердосплавными гребенками заводского
изготовления приведены в табл. 8.8.
Удаление изношенных и навинчивание новых замков
Среди технологических процессов, выполняемых предприятием по ре-
монту и эксплуатации труб, заметный объем занимают операции по удалению
изношенных замковых деталей с годных бурильных труб, бывших в эксплу-
атации. Статистика показывает, что количество таких замков составляет
около 10—12%. Навинчивают замки на трубы, с которых удалены изношен-
ные замки, и на все новые бурильные трубы.
Удаление изношенных замков
Освободить доброкачественную трубу от пришедших в негодность нип-
пеля или муфты можно несколькими методами: стачиванием деталей или
разрезанием их на металлорежущих станках, разрезанием газовым пламенем
и отвинчиванием деталей.
Стачивание деталей. Метод стачивания замковых деталей получил наибо-
лее широкое распространение в ремонтных предприятиях. Сущность его
заключается в следующем: труба пропускается сквозь полый шпиндель трубо-
нарезного станка и закрепляется в патронах. От соединительной детали,
подлежащей удалению, отрезается часть, выступающая за торцом трубы.
230
Таблица 8.8
гост Номиналь- ный диаметр труб, мм Число проходов в зависимости от обрабатываемого материала ов, КГС/ММ* Скорость резания в м/мин в зависимости от обрабатываемого материала оп, кгс/мм*
ДО 75 75 — 100 ДО 75 75 — 100
ГОСТ 633-63 48-89 33-48 2 2—3 100-130 80-100
ГОСТ 633—63 ГОСТ 631—63 ГОСТ 632—64 ГОСТ 7909—56 60-114 60-168 114—508 63,5 2 3 90-120 70-90
д а
/ /
Рис 8.14. Схема разрезания детали
фрезерованием
Станок настраивается на работу по копирной линейке в соответствии с конус-
ностью нарезки трубы Затем последовательными проходами оставшуюся
на трубе часть замковой детали стачивают в стружку. Чтобы не повредить
резьбу трубы, при стачивании детали не доходят до вершин нарезки трубы,
оставляя тонкое конусное кольцо толщиной до 1 мм. После обстукивания
молотком оставшееся кольцо легко отвинчивается.
Описанный метод прост и при некоторых навыках станочника гаранти-
рует сохранность резьбы трубы. К недостаткам метода следует отнести: пере-
вод в стружку ценной легирован-
ной стали марки 40ХН, значи-
тельные трудовые затраты (норма
времени на стачивание одной зам-
ковой детали составляет прибли-
зительно 0,5 ч), задалживание
трубонарезного станка на неква-
лифицированную работу.
Разрезание деталей на станке.
Сущность метода схематически
показана на рис. 8.14. От уда-
ляемой детали на станке или га-
зовым пламенем отрезается часть
а, выступающая за нарезкой тру-
бы. На оставшейся части зам-
ковой детали б делают два надреза по образующим в диаметрально противо-
положных направлениях. Разрезы выполняют на фрезерных станках диско-
выми или пальцевыми фрезами. По глубине надрезы не доводят до вершин
нарезки трубы на 0,5 мм. В один из надрезов вставляют клин и несколькими
ударами по нему разрывают оставшуюся тонкую пленку металла. Описанный
метод менее распространен по сравнению со стачиванием в стружку на трубо-
нарезных станках, так как требует специального оборудования и исполни-
теля высокой квалификации.
Разрезание газовым пламенем. Сущность метода разрезания газовым пла-
менем не отличается от разрезания на станке методом фрезерования. Так же,
как и при описанном выше методе, от удаляемой детали отрезается газовым
пламенем часть, выступающая за торец трубы. На оставшейся части детали
делают два надреза при помощи газового пламени, после чего ее удаляют
231
тем же приемом. Этот метод имеет и другие разновидности. Однако ого приме-
нение в большинстве случаев приводит к повреждению нарезки трубы и к не-
обходимости ее последующего ремонта.
Отвинчивание деталей. Удаление изношенных замковых деталей мето-
дом отвинчивания является наиболее рациональным, поскольку в этом случае
трудовые затраты наименьшие по сравнению с ранее описанными методами
и легированный металл детали полностью сохраняется. Однако для практи-
ческого использования метода отвинчивания предприятие должно располагать
механизмом, который может развить крутящий момент нужной величины.
Сущность метода сводится к тому, что труба неподвижно закрепляется,
а к удаляемой детали прикладывается крутящий момент, достаточный для
ее отвинчивания. Если замковые детали был 11 павиичены на трубы методом «го-
рячего» крепления с соблюдением режима нагрева и технологии навинчивания,
отвинчивание их обычно не вызывает затруднений. Не поддаются отвинчи-
ванию детали в тех случаях, когда получилось повреждение резьбового
соединения (заедание). Если такие детали и удается отвинтить, то происхо-
дит срыв сопряженных витков резьбы, что затрудняет последующее исполь-
зование н ремонт трубы.
Величину усилия отвинчивания можно значительно снизить, если удаля-
емую деталь подогреть до температуры несколько выше той, которой она
подвергалась при навинчивании, т. е. до температуры порядка 500° С. На-
грев осуществляется газовым пламенем или электротоком промышленной
(или высокой) частоты. При нагреве удаляемой детали необходимо принять
меры, чтобы сама труба не нагревалась.
Навийчивапие замков
Наибольшее количество аварий с нарезными трубами бурильных колонн
происходит за счет износа или слома резьбовых соединений, являющихся
наиболее слабым их местом. Для создания прочного и плотного соединений
замковых деталей с трубами в нефтяной промышленности уже в течение дли-
тельного времени широко используется метод «горячего» иавшгчивания.
Сущность его заключается в том, что ниппель или муфту замка нагревают
до t -• 400J С и в таком состоянии навинчивают на трубу с приложением
небольшого крутящего момента, развиваемого усилием одного человека
на плече порядка 0,5 и. Навинченная замковая деталь, остывая, создает
прочное плотное соединение.
Процесс навинчивания замков требует тщательной подготовки. Объяс-
няется это следующим. Допуски на коническую резьбу, нарезаемую на тру-
бах и замках, колеблются в широких пределах. Свинчивание замков с трубами
без селективного подбора нарезок привело бы к значительному снижению
качества резьбовых соединений бурильных колони (см. главу .5).
Для получения наиболее надежного резьбового соединения между трубами
и замками сопрягаемые детали подбирают с учетом фактических натягов
по резьбовым калибрам и отклонениям ио конусности. С этой целью резьбы
труб я замков перед свинчиванием подвергают проверке резьбовыми и глад-
кими калибрами. По результатам проверки к каыщой резьбе трубы подби-
рается замковая детин,, обеспечивающая наиболее благоприятные условия
сопряжения. Методика селективного подбора парезок изложена п главе .5.
Надежность свинченного соединения контролируется в основном пра-
вильностью разработанного технологического процесса пагрева и навинчива-
ния замков. Решающее значение в процессе имеют температура и режим на-
грева замков. Если подогрев замковой детали может выявиться в процессе
навинчивания (замок недовинчивается до заданной отметки), перегрев детали
или неравномерный ее нагрев выявить после навинчивания невозможно.
В то же время перегрев или неравномерный нагрев детали резко ухудшает
качество резьбового соединения замка с трубой и может привести к его раз-
рушению.
Нагрев замков в муфельных печах. До шестидесятых годов (а в некоторых
232
Рис* 8.15. Контроль (нагрева зам-
ков термопарой
качество резьбовых соединений зам-
районах и до настоящего времени) нагрев замков повсеместно осуществлялся
в стационарных муфельных печах.
При нагреве в муфельных печах соблюдение заданного режима нагрева
и конечной температуры нагрева зависит исключительно от исполнителей.
По сечению нагрев деталей происходит неравномерно, из-за чего нарушается
защитное покрытие замковой резьбы (фосфатирование, цинкование), что,
в свою очередь, приводит к заеданию резьбы при свинчивании труб между
собой.
Эти недостатки процесса нагрева замков в муфельных печах резко сни-
жают положительный эффект горячего крепления бурильных замков.
Электронагрев замков. Метод
электронагрева замков является наи-
более совершенным. Замковые детали
нагреваются индукционным методом
в специальных нагревателях. Источ-
ником питания служит промышлен
пый ток напряжением 380 В с ча-
стотой 50 Гц, что позволяет исполь-
зовать этот процесс на всех буровых
предприятиях при минимальных за-
тратах на оборудование.
Разработанный процесс и ком
плекс оснастки для его выполнения
(см. главу 7) обеспечивают наравне
с ростом производительности высо-
кое качество соединения труба — за-
мок. По этому методу нагревается
только та часть замковой детали, па
которой расположена трубпая резь-
ба, причем реяшм нагрева выпол-
няется по заранее разработанной про-
грамме. Это. в свою очередь, обеспе
чивает равномерный нагрев детали
как по высоте, так и по сечению.
При достижении заданной темпера -
туры нагрев прекращается автомати-
чески. Недогрев или перегрев де-
тали исключается. Нагрев осуще-
ствляется индукционным методом в
течение 3—7 мин, что полностью
исключает образование окислов на
поверхностях нагреваемой резьбы.
В результате гарантируется надежное
ков с бурильными трубами и заметно улучшаются санитарно-гигиениче-
ские условия выполнения процесса горячего крепления замков.
Контроль температуры. При отработке режима электронагрева замков,
а такя:е с целью контроля технологического процесса горячего крепле-
ния периодически возникает необходимость проверять температуру нагрева
замков.
Наиболее падежным способом является контроль температуры нагрева
при помощи термопар. Для этого отбирают по одной детали от каждого типо-
размера замка и изготовляют из них контрольные приспособления для про
верки режима и времени пагрева замков. С этой целью в каждой из отоГраи-
ных деталей 3 в двух точках, расположенных в крайних сечеппях нагрева-
емой зоны, засверливают отверстия и впаивают в них термопары 2, как схема-
тически показало па рис. 8.15. Отверстия сверлят на глубину, равную поло-
вине толщины детали в данном сечении, что позволяет получать более точную
информацию об истинной температуре нагретой детали. Затем контрольное
приспособление устанавливают в индукционный нагреватель, а термопары 2
соединяют с милливольтметрами 1. При нагреве детали в термопарах
233
во.шикают э. д. с., величины которых, измеренные пирометрическими мил-
ливольтметрами (гальванометрами) 1, показывают температуру детали в дан-
ных сечениях. Милливольтметры имеют обычно дне шкалы: одну в милли-
вольтах, другую в градусах.
Для проверки температуры нагрева замков применяют малоинерционные
термопары. Из числа серийно выпускаемых промышленностью. наиболее
подходящими являются следующие: хромель-алюмелевые марок TX-VU,
TX-VIII, ТХ-Х-12 с верхним пределом измерения температуры —800° С
или хромель-копелевые марок TXK-VIII. ТХК-146. TXK-XV с верхним пре-
делом измерения температур 600: С. Термопары изготовляют ио ГОСТ 6616—
74. Инерционность термопар до 40 с.
Температуру нагреваемых замковых деталей можно контролировать
также при помощи термокраеок и термокарандашеи."
Тгрчоиндпкаторные краски представляют собой суспензию тер’шчувстви -
тельных соединении, пигментов и наполнителей' в лаке па основе синтети-
ческих смол.
Краски термоиндикаторные предназначаются для определения темпера-
туры поверхности подвергающихся нагреванию твердых тел и в тех случаях,
когда применение ооычных средств термометрии затруднено или исключено.
Определенно температуры основано на изменении цвета краски, нанесенной
на поверхность твердого тела, при достижении «температуры перехода»,
строго определенной для каждой краски.
Краски выпускаются Рижским лакокрасочным заводом в большом ассор-
тименте. В табл. 8.9 приведены некоторые марки красок, выпускаемых за-
водом.
Таблиц а 8.9
Марка краски Температура пере- хода, °C (ориенти- ровочная) Цвет краски
ИСХОДНЫЙ после воздействии температуры
26 320 Бледно- сиреневый Черный с синеватым оттенком
12 360 Синии Бежевый
230 400 Зеленый Белый через бежевый
66 410 Белый Коричневый через бежевый, при охлаждении — желтый
470 445 Сине-зеле- ный Светло-серый через темно-зе- леный
47 ,! 475 Горчичный Желтый блеклый через черный
Применение красок осуществляется следующим образом: краску наносят
кистью или краскораспылителем на чистую холодную поверхность в один
или два слоя до укрытия поверхности минимальным количеством краски.
Перед употреблением краску тщательно размешивают и при необходимо-
сти разбавляют до рабочей вязкости этиловым спиртом. Запрещается при-
менять разбавитель и растворители других марок или неизвестных составов.
Термоиндикаторн я краска, нанесенная па поверхность слоем толщипой
10—20 мкм, высыхает при температуре 20° С в течение не более 3 ч. При
необходимости можно наносить краску за несколько суток до испытания.
В этом случае детали с нанесенной на них краской должны хранить в закры-
том помещении, в защищенном от прямых солнечных лучей месте, при тем-
пературе не выше 25° С.
Цвет нанесенной и высохшей термоиндикаторной краски изменяется
при достижении температуры перехода данной краски, указанной на этикетке.
Температура перехода, обозначенная на этикетке, действительна в условиях
234
подъема температуры в течение 2 мин и выдержки при достижении этой тем-
пературы в течение 15 ч- 30 с. В случае отклонения от данного режима
температуру краски необходимо переградуировать с учетом условий ее при-
менения.
Термоиндикаторные краски содержат легковоспламеняющиеся и ток-
сичные органические растворители (спирт бутиловый, ацетон, толуол и др.)
и некоторые токсичные пигменты (соли, меди, органические красители и т. п.),
в связи с чем при обращении с ними следует соблюдать меры предосторожно-
сти: хранить краску в герметически закрытой таре; краску разводить в изо-
лированном помещении; освободившуюся тару немедленно удалять из поме-
щения и др.
Гарантийный срок хранения краски — 1 год, после чего она должна
быть повторно проверена на соответствие требованиям технических условий.
Термочувствительные карандаши представляют собой цилиндрические
восковые палочки длиной 80 мм, диаметром 8 мм, пигментированные термо-
чувствительными соединениями. Термочувствительные карандаши приме-
няются для мгновенного замера температур уже нагретой поверхности и
преимущественно для определения температур при термообработке легких
металлов. Для контроля температур нагретых замков целесообразно пользо-
ваться первым типом термокарандашей, шкала которых приведена в табл. 8.10.
Таблица 8.10
Ks образцов Температура изменения цвета, •с Цвет штриха, нанесенного карандашом
до достижения критической температуры после достижения критической температуры
140 140 Розовый Черный
200 200 Сиреневый Синий
250 250 Зеленый Коричневый
300 300 Охристый Красно-коричневый
320 320 Лиловый Бежевый
340 340 Оранжевый Коричневый
390 390 Голубой Бежевый
440 440 Белый Коричневый
490 490 Голубой Светло-бежевый
530 530 Розовый Белый (через бежевый)
600 600 Зеленый Белый (через коричне- вый)
Наплавка и сварка бурильного инструмента
В процессе осмотра и контрольных обмеров бурильного инструмента
часто возникает необходимость в применении наплавочных и сварочных работ
для восстановления изношенных поверхностей ведущих (квадратных) труб
и замков, упрочнения резьбовых соединений «труба — замок», сварки труб
в двухтрубки, приварки лопастей к расширителям и др.
Технологические процессы наплавки и сварки широко используют при
ремонте и восстановлении бурильного инструмента, однако приходится учи-
тывать, что качество выполненных работ с трудом поддается контролю. Исходя,
из этого для таких ответственных изделий, как детали бурильных колопп.
следует полностью отказываться от методов ручной сварки, где качество
работ в значительной степени зависит от опыта сварщика. Все работы по ре-
монту п восстановлению бурильных колонн должны выполнять только метода
мп автоматической или полуавтоматической сварки при уверенности в полном
2.3с
соблюдении режима (наплавки или сварки), разработанного для данной де-
тали.
Подготовка деталей к сварке. Сварке или наплавке
подлежат только те трубы, замки и другие детали, которые имеют маркировку
или известен их полный химический состав. Перед тем как подать детали
к рабочему месту, они должны быть очищены от масла, грязи, глинистого
раствора и других наслоений. В зонах сварки-наплавки детали защищают
до металлического блеска. Методы очистки изложены выше. Трубы и квад-
ратные штанги допускают к наплавке только прямолинейные. Искривленные
трубы перед обработкой подвергают правке до придания им прямолинейной
<фирМЫ.
В холодный период года детали заблаговременно подают в цех, чтобы
температура их к началу выполнения работ была не ниже температуры в по-
мещении
Упрочнение резьбовых соединений замков
с трубами. В некоторых нефтяных районах, чтобы упрочнить резьбо-
вые соединения бурильных труб, ниппеля и муфты приваривают к трубам.
В тех случаях, когда, помимо упрочнения резьбового соединения, пресле-
дуется цель создать новую опорную поверхность у муфты под элеватор, зам-
ковые детали приваривают с установкой опорных колец.
Подготовка труб к приварке заключается в том, что замковые детали,
подлежащие приварке, полностью закрепляют на трубах методом горячего
навинчивания, после чего трубы подвергают гидроиспытаниям. Трубы, у ко-
торых резьбоиыо соединения оказались герметичными, передают на приварку.
Рис. 8.16. Трубы, подготовленные к сварке:
Торцы замковых деталей и
участки труб, прилегающие к
ним, тщательно зачищают.
Если приварку предполагается
вести с опорными кольцами,
то последние надевают на тру-
бы до навинчивания замков.
Когда кольца приваривают к
трубам, бывшим в эксплуата-
ции, с уже навинченными зам-
ками, то вместо колец уста-
навливают полукольца, обра-
зующиеся пз колец путем их
разрезки. Ширина разреза со-
ставляет 3—5 мм. Ширина ко
лец принимается в зависимости
от размеров труб равной 10,
15 пли 20 мм. Наружный диа-
/ — трубя; 2 — подкладное кольцо; з — схема метр колец равен наружному
раскладки валиков в скарном шве, диаметру замка, внутренний
диаметр колец на 2 мм больше
наружного диаметра трубы.
Замки приваривают к трубам методами автоматической или полуавто-
матической электродуговой сварки на специальных сварочных уста-
новках.
При приварке с опорными кольцами процесс выполняется в пять — шесть
слоев, а при проварке без опорных колец—в три слоя. Первый слой наклады-
вается около замковой детали для подогрева трубы. Второй и третий слоя
накладываются как угловые швы, приваривая деталь к трубе. Затем уста-
навливаются опорные кольца или полукольца на расстоянии 15 мм от торца
замковой детали и прихватываются к трубе. Четвертым слоем приваривается
кольцо или полукольцо. Пятый и шестой слои связывают кольцо с замком
и заполняют зазор между ними.
Первый и второй слои рекомендуется выполнять электродами диаметрами
4—5 мм, последующие слои — электродами диаметрами 5—6 мм. После
наложения каждого слоя его очищают от шлака и осматривают для выявле-
236
ния возможных дефектов: трещин, пористости, непроваров, пропусков и др.
Замеченные дефекты вырубаются и вновь завариваются.
Институтом Азинмаш рекомендован следующий режим приварки:
Сила сварочного тока, А...........................210—290
Напряжение дуги, В................................28—30
Скорость подачи проволоки, м/ч....................120—125
Скорость вращения, м/мин ......................... '-—1,0
Вылет электрода, мм ................................ 15
Смещение конца электрода от зенита, мм............ 15
Восстановление замков. Как известно, замки, получившие
износ по наружной поверхности, могут быть восстановлены путем наплавки
слоя металла на изношенную поверхность. До наплавки замки подвергаются
внешнему осмотру и инструментальному обмеру. При внешнем осмотре
устанавливается отсутствие па наружных и внутренних поверхностях дефек-
тов, которые могут служить причиной забракования детали: срыв, выкраши-
вание или сильный естественный износ резьб, промытостп, трещины и другие
дефекты. При инструментальном обмере проверяются длипацилиндрической
части и наружный диаметр. Наружный диаметр замковых деталей, равно-
мерно изношенных по окружности, не должен выходить за пределы размеров,
приведенных в табл. 8.11.
Т а б и ц а 8.11
Типоразмер замка Размер наружного диаметра, при кото- ром замок подлежит восстановлению, мм
ЗН-95 90
ЗН-108 103
ЗН-140 134
ЗН-172 166
ЗН-197 190
3111-108 103
3111-118 110
3111-146 138
ЗШ-178 168
3 Ш-203 192
ЗУ-155 148
ЗУ-185 177
При односторонней сработке допускается половинная величина износа.
Детали замков, у которых наружный диаметр равен или больше размеров,
приведенных в табл. 8.11, могут быть восстановлены наплавкой. Дсзалп,
у которых диаметр меньше размеров, приведенных в табл. 8.11, не должны
использовать по прямому назначению. Диаметр детали замеряют в месте
наибольшего износа.
С о е ди пепле к о р о т к их бу р и л ь и ы х груб в двух-
трубки. Значительную часть бурильных труб диаметрами 7..—Г14 мм
поставляют трубопрокатные заводы длиной 6 м.
Для достижения обычной длины такие трубы собирают в двухтрубки
при помощи соединительных муфт. Однако согласно ГОСТ 631 —63 разре-
шается применение бурильных труб, сваренных встык по утолщенному месту.
Многие нефтяные предприятия производят сварку коротких труб в двух-
трубки с применением подкладных колец для предотвращения образования
внутреннего грата.
На рис. 8.1G показаны подготовленные к сварке трубы и раскладка вали-
ков в сварном шве, рекомендованные Грозненским нефтяным институтом
237
В табл. 8.12 приведены размеры подкладных колец и разделки концов
труб под сварку (в мм).
Таблица 8.12
Наружный диаметр трубы D Толщина стенки Внутренний диа- метр трубы d 1 Внутренний диа- метр трубы по вы- садке й,' Диаметр расточки трубы под под- кладное кольцо dt Внутренний диа- метр подкладного кольца Наружный диаметр подкладного кольца d. <-0,2 Угол скоса а, градус
73 7 9 11 59 55 51 45 34 28 53 42 36 45 34 28 53 42 36 35
89 7 9 11 75 71 67 60 49 45 68 57 53 60 49 45 68 57 53 30 содержа- тод слоем юфтяного ц а 8.13
114 Подк наем s=; С Труб флюса. Pt института 7 8 9 10 11 ладное ко ),25%. а соединя ЖИМЫ СВ£ , привед( 100 98 96 94 92 льцо изгс ются на с (рки бури >иы в та( 82 78 74 70 68 товляют тенде мет< льных тру 5л. 8.13. 90 86 82 78 76 13 малоуг эдом автог б, по даш 82 78 74 70 68 лер од исто иатическо тым Грозт 90 86 82 78 76 й стали с й сварки ганского I Т а б л в
;Наруж- . ный f диаметр гйтрубы, ММ Диаметр прово- локи, мм Сила тока, А Напря- жение flvrn, С Скорость вращения трубы, об/мин Ток Полярность
73 1,6 2,0 140 160 28 30 0,75 Постоянный Обратная
89 1,6 2,0 180 200 28 32 0,67
114 1,6 2,0 220 240 30 35 0,55
Схема раскладки валиков в сварном шве показана на рис. 8.16. Первый
валик накладывается по оси шва с обязательным приваром подкладного
кольца и кромок трубы. Второй валик накладывается на первый. Остальные
валики накладываются в порядке, показанном на схеме.
После сварки соединение подвергается внешнему осмотру с целью выявле-
ния трещин, непроваров, наплывов и других дефектов. Кроме того, сварен-
ные трубы проверяются гидроиспытанием внутренним гидростатическим
давлением.
238
Глава 9
БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ, ЗАМКИ К ПИМ
И УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ,
ПРИМЕНЯЕМЫЕ ЗА РУБЕЖОМ
Бурильные трубы
За рубежом широкое распространение получили бурильные трубы, изго-
товляемые по стандартам Американского нефтяного института (АНИ), с вы-
садкой концов внутрь, нарушу или с комбинированной (внутрь и наружу}
высадкой для ирчваркн замков.
Многие фирмы наряду со стандартными трубами с приваренными зам-
ками изготовляют трубы со стабилизирующими поверхностями в траиеце-
идалънымн резьбами дия соединения с замками .конструкции Рид, Юз и.др.
Стандарт 5А АНИ предусматривает изготовление бурильных труб из
стали групп прочности D и Е. а стандарт 5АХ — из высокопрочных сталей
групп прочности Х-95, G-105, S-135. Механические свойства стали приведены
в табл. 9.1.
Таблица 9.1
Грунин прочности стали Предел текучести ат, кгс/мм2 Наименьший предел прочности при растяжении ов, кгс/мм2 Наименьшее отно- сительное удлине- ние 6 на длине. 50,8 мм при So>4,85 см*, %
наименьший наибольший
D 38,7 66,8 19,5
Е 52,7 73,8 70,3 18,5
Х-95 66,8 87,9 73,8 18,0
G-105 73,8 94,9 80,8 16,5
5-135 94,9 116,0 101,9 13,5
Примечание. При S0<4,85 см’ наименьшее относительное удлинение на длине
50,8 мм рассчитывают по формуле 6 = 39 490 sJJ’2/CTBгде So—площадь поперечного
сечения образца в см’; ов—наименьший предел прочности при растяжении в кгс/см*.
Предел текучести определяется как нагрузка, требующаяся для созда-
ния относительного удлинения, равного 0,5% для сталей D, Е и Х-95, 0,6% —
для стали G-105 и 0,7% для стали S-135.
Испытанию па растяжение подвергаются образцы с полным поперечным
сечением трубы или образцы шириной около 38 мм, вырезанные ио длине
трубы. Допускается проводить испытание на образцах шириной около 19 мм
для труб размером 88,9 мм и менее и шириной около 25,4 мм для труб раз-
мером 101,6 мм и более.
Испытанию на сплющивание подвергаются трубы из стали групп прочно-
сти D и Е. На образцах, вырезанных из трубы с шириной кольца нс менее
63,5 мм, не допускается появление трещин при сплющивании по диаметру
до величины, равной: 0,7D при 16; D (0,965—0,0206Z)/S) nj»ir 7J/« от
3,16 до 16; 71(1,17—O.(;86ZJ/s) при Р/ле:3,16.
Отдельные фирмы, например «Янгстаун» (США), могут изготовлять
трубы из еще более прочной стали V-150 с наименьшим пределом текучести
105,5 кгс/мм2, а также трубы с толщинами стенок, не предусмотренных стан-
дартами АНИ. В табл. 9.2 приведены основные размеры бурильных труб,
масса и прочностные характеристики для тела трубы в гладкой части.
Наименьшие сминающие давления рассчитывают в зависимости от вели-
чины отношения наружного диаметра трубы к толщине стенки (D/s) по фор-
мулам, приведенным в табл. 9.3 — 9.6.
239
Прочностные характеристики
Наружный диаметр трубы, мм Толщина стенки, мм Внутренний диаметр трубы, мм Масса 1 м гладкой трубы, кг Масса 1 м трубы с учетом высадки и замка, кг Крутящий момент, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, кге м
Группы прочности стали
Q И 05 И G-105 S-135 « « о >
60,3 (23//) 4,83 * 7,11 50,7 46,1 6,60 9,32 7,69 10,41 630 660 860 830 1100 920 1210 1190 1560 1320 1730
73,0 (27/а") 5.51 * 9,19 62,0 54,5 9,18 14.48 10,95 16,16 1170 1120 1600 1420 2020 1570 2240 2010 2880 2240 32 00
88,9 6.45 9.35 П,4и 76,0 70,2 66,1 13,12 18,34 21,79 15,27 20,41 23,86 1880 2140 1960 2570 2920 2480 3250 3690 2740 3590 4080 3520 4620 5250 3910 5130 5830
1(0,6 (4") 6,(35 8.38 9.65 * 88,3 84,8 82,3 15,58 19,26 21,88 19,59 22,86 25,47 2360 2620 2690 3220 3570 3410 4080 4520 3770 4510 5000 4850 5800 6430 5390 6440 7140
114.3 (')'//) 6.88 8.56 16.92 12,70 * 13.97 * 100,5 97,2 92.5 88,9 86,4 18,23 22,31 27,84 31,82 34,56 22,16 26,14 31,88 38,01 40,77 3130 3740 4150 4410 3580 4260 5100 5660 6020 4540 5400 6470 7170 7620 5020 5970 7150 7920 8430 6 450 7 670 9190 10190 10 830 7 170 8 520 10210 11 320 12 040
127.0 (5’) 7.52 9,19 12,70 112,0 108,6 101,6 22.15 26.71 35,79 26.38 30,94 40,02 4180 5300 4850 5700 7230 6140 7210 916(1 6 790 7 980 10 120 8 730 10 250 13 010 9 700 11 390 14 460
139.7 (51//) 7.72 * 9,17 10.54 124,3 121,4 118,6 25.13 29.51 33,57 30,55 34,93 39,00 5140 5740 6100 7020 7830 7720 8890 9910 8 540 9 820 10 960 10 980 12 630 14 090 12 200 14 030 15 660
1(48.3 (б'//) 8.(8 151,8 33.05 40,51 7160 9770 12 370 13 670 17 580 19 530
* Толщины стенок не по стандартам АНИ.
“ Сталь V-150 стандартами АНИ не предусмотрена.
24U
Таблица 9.2
новых бурильных труб
Растягивающая на- грузка, при кото- рой напряжение в теле трубы достигает предела Сминающее давление, кгс/см1 Внутреннее давление, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, кгс/см2
текучести, ’1С
Группы прочности стали
« 1 « «
if) о irt о 1О Irt о
<55 со <05 ЧН OS •’-<
а са Й 0 а > д а й 0 СП д И й и CH >
44 56 62 80 89 774 983 1087 1336 1452 . 738 935 1033 1329 1476
46 63 79 88 113 126 804 1097 1389 1 1535 1974 2193 798 1 1088 1378 1523 1958 1 2176
С.2 78 86 111 123 736 909 985 1195 1294 697 882 975 1253 1393
71 97 123 136 175 195 851 1161 1470 1625 2089 2321 852 1162 1471 1627 2091 2323
88 112 123 159 176 706 848 917 1105 1192 669 848 938 1205 1339
90 123 156 173 222 247 728 992 1257 1389 1786 1985 711 970 1229 1358 17Z-C. 9 40
107 147 186 205 '2(4 29 2 8К> 1179 1494 1651 2122 2359 868 1184 1500 11, 7 TJ: T.-.1S
105 133 147 189 210 591 700 752 885 943 605 766 846 1088 1208
95 130 164 181 233 259 586 798 1011 1118 1414 1541 558 761 965 1066 1370 1523
108 147 186 206 265 294 665 907 1149 1269 1632 1813 643 877 1110 1227 1578 1753
123 155 172 221 245 506 591 629 1 778 757 1 555 704 1 778 1000 '1111
но 150 190 210 270 300 536 730 896 972 1177 1273 ‘>07 691 875 967 1244 1382
137 187 237 262 337 37 669 911 1154 1276 1640 И 823 647 882 1117 1234 1587 1763
157 214 271 300 385 428 763 1041 1320 1458 1875 2083 752 1025 1298 1436 1847) 2051
170 232 294 325 418 465 830 1131 1433 1584 2037 2261 827 1121 1428 1571 2030 2255
— 149 189 209 268 298 490 569 605 689 721 546 692 765 983 1092
132 180 227 251 323 359 520 703 844 913 1099 1185 490 668 846 935 1202 1336
177 241 305 337 433 481 696 949 1202 1329 1708 1898 676 922 1168 1292 1660 1845
169 214 237 304 338 427 487 513 567 583 510 646 714 918 1020
146 198 251 278 357 397 465 593 703 755 889 948 444 605 767 848 1090 1211
166 226 286 316 406 451 539 735 908 984 1194 1293 510 696 882 974 1253 1393
163 222 281 311 400 444 282 338 373 386 423 441 337 460 528 643 827 921)
16 Заказ 754
241
Табл и ц а 9.3
Группа прочности стали Отношение DI& Расчетная формула
D <14,80
Е <13,67 — — 1
Х-95 <12,83
G-10.5 <12,56 г см -от min / £) \ м
S-135 V-150 <11,90 <11,67
Таблица 9.4
Группа прочности стали Отношение D/s А' В' С' Расчетная формула
D Е Х-95 G-105 S-135 V-150 14,81—24,99 13,68—23,09 12,84—21,21 12,57—20,66 11,91—19,44 11,68-18,57 2,990 3,060 3,125 3,162 3,282 3,335 0,0541 0,0642 0,0745 0,0795 0,0945 0,1020 84,71 126,89 169,07 189,81 253,08 285,07 Рсм — Пт min• Г А' 1 X с £
Таблица 9.5
Группа прочности стали Отношение Dis А В Расчетная формула
D Е 25,00—37,20 23,10—32,05 1,990 1,985 0,0360 0,0417 Рем — Пт min А
Х-95 21,22—28,25 2,047 0,0490 ’ А
G-105 20,67—26,88 2,052 0,0515 X D в
S-135 19,15-23,42 2,129 0,0613
V-150 18,58—22,12 2,170 0,0663
Таблица 9.6
Группа прочности стали Отношение Расчетная формула
D >37,21
Е ^32,06 3,28-10е
>28,26 Гсм- D D -,2
G-105 >26,89
S-135 >23,43
V-150 >22,13
242
Здесь Рсм — наименьшее сминающее давление в кгс/см2; D — номиналь-
ный наружный диаметр в см; s — номинальная толщина стенки в см.
Наименьшее внутреннее давление, при котором напряжения в теле трубы
достигают предела текучести, определяют по формуле
Pt — 0,875<гт mjn ,
где от п,|п—наименьший предел текучести материала трубы в кгс/см2.
Растягивающую нагрузку Рр [кгс], при которой напряжения в теле
трубы достигают предела текучести, рассчитывают по формуле
Рр = т|п>
где F — площадь поперечного сечения трубы в см2.
Крутящий момент Л7КР (кгс-м), при котором напряжения в теле трубы
достигают предела текучести, находят по формуле
Л/кр - И/1(т,
где И7,, — момент сопротивления поперечного сечения трубы при кручении
в см3; т — касательное напряжение, равное 0,577от1П|П-
Стандарты АНИ предусматривают следующие технические требования
к бурильным трубам: отклонение по наружному диаметру трубы размером
до 101,6 мм ± 0,79 мм для остальных размеров ±0,75% ; допуск на толщину
стенки — 12.5%; допускаемые отклонения массы партии труб1 — 1,75%
1 6 5
и для отдельной трубы g% •
Трубы изготовляют трех размеров по длине:
1) 5,49—б,71 м, причем в партии должно быть не менее 95% труб длиной
6,10—6,71 м;
2) 8.23—9,14 м, причем не менее 90% труб из партии должны отли-
чаться по длине не более чем на 0,61 м;
3) 11,58—13,72 м, причем не менее 90% труб из партии должны отли-
чаться по длине не более чем на 0,91 м.
На рис. 9.1 и в табл. 9.7 показаны основные размеры концов бурильных
труб по стандартам АНИ с наружной, внутренней и комбинированной вы-
садкой для приваренных замков. Для труб диаметром 168,3 мм с толщиной
стенки 8,38 мм размеры высадки стандартом не предусмотрены.
Допускаемые отклонения по наружному диаметру высаженной части
—0'79 мм (Для внУ1Ренней высадки минусовое отклонение соответствует
требованию к трубе), по внутреннему диаметру ±1,59 мм. По внутреннему
диаметру комбинированной и внутренней высадок допускается конусность
не более 1 : 48. Овальность наружного диаметра высаженной части допу-
скается не более 2,36 мм. Эксцентриситет наружного диаметра трубы с вы-
саженной части проверяется специальным прибором на расстоянии от 127
до 152 мм от торца трубы (рис. 9.2). Наибольшая разница отсчетов по инди-
катору не должна превышать 2,36 мм.
Внутренний диаметр у высаженных наружу труб проверяется шаблоном
длиной 101,6 мм и диаметром на 4,76 мм меньше номинального внутреннего
диаметра.
Конструкции с дополнительными стабилизирующими и уплотнительными
поверхностями обеспечивают высокую прочность и герметичность резьбовых
соединений и их надежность в эксплуатации. Стабилизирующие поверхности,
сопрягающиеся с гарантированным натягом, исключают усталостные поломки
в опасном сечении по последнему витку резьбы от переменных напряжений,
возникающих при действии изгибающих нагрузок.
1 Партии труб определяется как количество труб, составляющих груз железнодорож-
ного вагона.
16*
243
Рве. 9.1. Высаженные концы бурильных труб по стандартам АНИ:
а— трубы группы прочности D п Е; б — трубы группы прочности Х-95. й-105 и S-135
j —, внутренняя высадка; 2 — наружная высадка; з — комбинированная высадка.
* Для труб диаметром 73 и 89 мм — не более 38,1 мм
* * Конусность переходной части — не _болсе 1 : 48
Рис. 9.2. Прибор для контроля экс-
центриситета наружного диаметра
трубы в высаженной части
Рис. 9.3. Специальные соединения бурильных труб с замками:
а — соединение Рид: 1 — стабилизирующий цилиндрический поясок; 2 — коническая
резыЦ; з — внутренние упорные торцы; б —соединение ЮЗ; 1 —стабилизирующий
конический поясок; 2 — коническая. резьба; з— внутренний конический поясок
244
Таблица 9.7
Размеры бурильных труб с высаженными концами для приваренных замков по стандартам АНИ 5А и 5АХ (в мм)
Диаметры труб в высаженной части
метр и 2 Я Внутренняя высадка Наружная высадгы Комбинированная высадка
а дин с Я S >х Внутренний dt Наружный Hi Внутренний с1> Наружный D, Внутренний di
л ЙО| X « X & -я £ Группа прочности стали
ЛЧ? г? Р. i-Ц ь g В Ь и? Ё К 5 D, Е X, G, S D, Е X, G, S D, Е X, G, S D, Е X, G, S D, Е X, 3, s
60,3 (2%'') 7,11 46,1 — __ — 67,5 67,5 46,1 39,7 — — — —
73,0 (2’/8") 9,19 54,6 73,0 33,3 41,4 81,8 82,6 54,6 49,2 — — — —
88,9 (3>/2") 6,45 * 9,35 11,40 76,0 70,2 66,1 88,9 88,9 88,9 57,2 49,2 49,2 49,2 97,1 97,1 97,1 101,6 101,6 76,0 66,1 66,1 63,5 63,5 — 96,0 — 49,2
101,6 (4") 6,65 * 8,38 88,3 84,8 101,6 101,6 74,6 69,8 66,8 114,3 114,3 117,5 88,3 84,8 77,8 —. — —
114,3 (41/2") 6,88* 8,56 10,92 100,5 97,2 92,5 114,3 114,3 85,7 80,2 71,5 127,0 127,0 127,0 131,8 131,8 100,5 97,2 92,5 90,5 87,3 121,4 121,4 76,2 71,5
127,0 (5") 7,52 ** 9,19 12,70 112,0 108,6 101,6 127,0 95,2 90,5 — 146,1 149,2 — 100,0 96,2 131,8 131,8 131,8 131,8 93,7 87,3 90,5 84,2
139,7 9,17 10,54 121,4 118,6 — — — — — — — 141,3 141,3 141,3 141,3 101,6 101,6 96,9 96,9
* Трубы этих размеров изготовляют только излетали группы прочности Е.
** Трубы этих размеров из стали группы прочности D не изготовляют.
На рис. 9.3 показаны конструкции резьбовых соединений труб с замками
фирм «Рид» и «Юз».
Соединение Рид. Сопряжение осуществляется по цилиндриче-
скому стабилизирующему пояску, конической резьбе и внутренним упорным
торцам (рис. 9.3, а). Длина стабилизирующего пояска — от 40 до 50 мм в
зависимости от размера трубы. Резьба трапецеидальная с углом профиля 29°,
шагом 4,233 мм, конусностью 1 : 32 и глубиной 1,984 мм.
Посадка замков производится горячим способом при t = 340 400° С.
Замки могут быть заменены на буровой при помощи портативной нагрева-
тельной печи, надеваемой непосредственно на замковую деталь. При отвин-
чивании замка внутренняя поверхность трубы охлаждается водой.
Соединение Рид широко применяется для легкосплавных (алюминиевых)
бурильных труб.
Соединение Юз. Плотное сопряжение в соединении конструк-
ции Юз (рис. 9.3, 6) обеспечивается по конической резьбе и двум
коническим пояскам, расположенным
с обеих сторон резь 4i. В зоне дей-
ствия наибольших знакопеременных
нагрузок применяется механическое
упрочнение методом обкатки роликом.
Ширина поясков у торца трубы около
30 мм, а за сбегом резьбы около 35 мм.
Оба пояска и резьба выполнены с ко-
нусностью 1 : 8. Резьба трапецеи-
дальная с углом профиля 30°, шагом
5.08 мм и глубиной 1,27 мм.
Для предотвращения поломок
труб от коррозионной усталости от-
дельные фирмы поставляют буриль-
ные трубы с внутренним пластмас-
совым покрытием. Средняя толщина
покрытия 0,125 мм. Покрытие на-
носится путем распыления на очшценную от окалины и подвергнутую дро-
беструйной обработке поверхность. На бурильные трубы пластическое по-
крытие наносится после приварки замков.
Для снижения массы бурильной колонны при одновременном сохране-
нии прочности участка трубы, захватываемого клиньями, некоторые фирмы
изготовляют бурильные трубы с переменной толщиной стенки: со стороны
муфтовой части на длине 1,2—1,5 м труба имеет утолщенную стенку. Концы
труб имеют стандартную высадку под приварку замков. Уменьшением тол-
щины стенки достигается снижение массы на 11—20%.
Для уменьшения опасности прихвата при глубоком бурении иногда
применяют бурильные трубы со спиральными лысками по наружному диа-
метру. На рис. 9.4 показана бурильная труба диаметром 88,9 мм с толщиной
стенки 11,4 мм, имеющая три спиральные лыски. По прочностным харак-
теристикам такая труба полностью отвечает требованиям, предъявляемым
к обычной трубе того же диаметра с толщиной стенки 9,35 мм.
О применении насосно-компрессорных труб в качестве бурильных смотри
главу 26 «Насосно-компрессорные трубы за рубежом».
Рис. 9.4. Бурильная труба со спи-
ральными лысками
Замки для бурильных труб
Основные требования к замкам для бурильных труб оговорены стан-
дартом 7АНИ. Механические свойства, приведенные в табл. 9.8, определяют
на цилиндрических образцах,вырезанных из резьбовой части ниппеля и муфты.
Ведущие фирмы, например «Рид», «Юз», Хайдрил» и другие изготовляют
замки с пределом текучести не менее 87,9 кгс/мм2.
Основные размеры приваренных бурильных замков по стандарту 7АНИ
приведены в табл. 9.9 и на рис. 9.5.
246
Таблица 9.8
Механические свойства материала замков
Наименьший предел текучести <гт, кгс/мм1 Наименьший предел прочности <тв, кгс/мм* Наименьшее относитель- ное удлинение 6« %
84,4 98,4 13
Муфты замков изготовляют с прямоугольными заплечиками под элева-
тор или с коническими под углом 18°,
Рис. 9.5. Приваренные замки по стандарту 7АНИ
Помимо указанных стандартных замков, широко применяют замки с дру-
гими размерами наружного диаметра и проходного отверстия с целью дости-
жения равпопрочности замка с телом трубы при кручении, а также обеспе-
чения необходимых габаритных размеров при различных условиях бурения.
Основные размеры, прочностные характеристики, а также моменты свинчи-
вания для новых замков, по данным Рекомендаций 7G АНИ, приведены
с некоторыми сокращениями в табл. 9.10.
Крутящий момент, приложенный к резьбовому соединению замка, вызы-
вает осевые напряжения в теле замка на участке от упорных торцов до пер-
вого витка, находящегося в зацеплении, растягивающие для ниппеля и сжи-
мающие для муфты. Величину крутящего момента рассчитывают по формуле,
приведенной в Рекомендации 7G АНИ.
Дер f
2
cos сс/2
где F — площадь опасного сечения ниппеля, определяемая на расстоянии
19 мм от упорного уступа, или муфты на расстоянии 9,5 мм от упорного
торца в см2 (берется наименьшее из рассчитанных значений); S — шаг резьбы
в см; Дср — средний диаметр резьбы в середине длины резьбы, находящейся
в зацеплении, в см; DT — средний диаметр упорных торцов замка в см; а/2 —
половина угла профиля; / — коэффициент трения, принимаемый равным
0,08 для смазки, содержащей по массе 40—60% цинкового порошка; а —
осевое напряжение в опасном сечении в кгс/см2, равное наименьшему пределу
л/КР=^А
100 \ 2л
247
Размеры приваренных бурильных
Типоразмер замка Бурильная труба Замковая резьба
i наружный диаметр толщина стенки тип высадки О S 03 «§3 п X Л ° S п t© В oj ойл конусность средний диаметр в основной плоскости СВ Н
NC —Номерной тип соединений и выходящий
NC-26 (23/8IF) 60,3 7,11 Наружу V 0,0387? (V-0,065) 1:6 67,767 6,35
NC-31 (27/8IF) 73,0 9,19 » V-0,0387? (V-0,065) 1 : 6 80,848 6,35
NC-38 88,9 6,45 » V-0,0387? 1 : 6 96,723 6,35
NC-38 (31/2IF) 88,9 9,35 » V-0,038/? (V-0,065) 1 : 6 96,723 6,35
NC-38 (31/2IF) 88,9 11,40 » V-0,038/? (V-0,065) 1 : 6 96,723 6,35
NC-40 (4FH) 101,6 8,38 Внутрь V-0,0387? (V-0,065) 1 : 6 103,429 6,35
NC-40 101,6 8,38 » V-0,0387? 1 : 6 103,429 6,35
NC-46 (4IF) 101,6 8,38 Наружу V-0,0387? (V-0,065) 1 : 6 117,500 6,35
NC-46 114,3 8,56 Внутрь V-0,0387? 1 : 6 117,500 6,35
NC-46 114,3 8,56 » V-0,0387? 1 : 6 117,500 6,35
NC-46 NC-46 114,3 114,3 10,92 10,92 Комбини- рованная V-0,03 87? V-0,0387? 1 : 6 1 : 6 117,500 117,500 6,35 6,35
NC-50 (4i/2IF) 114,3 8,56 Наружу V-0,038/? (V-0,065) 1 : 6 128,059 6,35
NC-50 (41/.JF) 114,3 8,56 » V-0,0387? (V-0,065) 1 : 6 128,059 6,35
NC-50 (4i/2IF) 127,0 9,19 Комбини- рованная V-0,0387? (V-0,065) 1 : 6 128,059 6,35
248
Таблица 9.9
замков по стандарту 7АНИ (в мм)
Наружный диаметр замка ±0,8 Проходное отвер- стие +J • * Диаметр под эле- ватор । Диаметр упорного торца ±1,6 Диаметр большого основания конуса ниппеля Диаметр кониче- ской выточки муфты ± 0,4 Длина конуса ниппеля —3,2 Длина ниппеля подключ ±6,4 Длина муфты подключ ±6,4
из упо 85,7 требле 44,4 НИЯ ТИЕ 65,1 IF —с 82,5 гладким 73,05 проходим 74,6 м отверст 76,2 ием 152,4 177,8
104,8 54,0 81,0 100,4 86,13 87,7 88,9 152,4 203,2
120,6 76,2 98,4 116,3 102,01 103,6 88,9 177,8 241,3
120,6 68,3 98,4 116,3 102,01 103,6 101,6 177,8 241,3
127,0 65,1 98,4 116,3 102,01 103,6 101,6 177,8 241,3
133,4 71,4 106,4 127,4 108,71 110,3 114,3 177,8 254,0
139,7 71,4 106,4 127,4 108,71 110,3 114,3 177,8 254,0
146,0 82,6 114,3 140,5 122,78 124,6 114,3 177,8 254,0
152,4 82,6 119,1 145,3 122,78 124,6 114,3 177,8 254,0
158,8 82,6 119,1 145,3 122,78 124,6 114,3 177,8 254,0
152,4 158,8 76,2 76,2 119,1 119,1 145,3 145,3 122,78 122,78 124,6 124,6 114,3 114,3 177,8 177,8 254,0 254,0
155,6 95,2 127,0 150,4 133,35 134,9 114,3 177,8 254,0
158,8 95,2 127,0 150,4 133,35 134,9 114,3 177,8 254,0
161,9 95,2 130,2 150,4 133,35 134,9 114,3 177,8 254,0
249
5i/o Reg 250 w <*p TO 3i/2 Reg 27/e Reg
139.7 114,3 | 114.3 6'88 73,0
9,17 10,92 8,56 9,35 9,19
Комбини- рованная Внутрь
V-0,050 V-0,040 V-0,040 о V-0,040
1 -.4 JS 1 : 4 Reguk 1 :4
132,944 110,808 110,868 82,29,3 509'69 Bwdon — л
CO СП 5,08 5,08 ,5,08 СЛ M о 5 co £s
Сл 5i/2FH 4i/2FH 41/oFH 1 3i/2FH CO
139,7 139,7 1 н 114,3 i 88,9 88,9
10,54 9,17 I 10,92 1 8,56 11,40 9,35
Комбини- рованная Комбини- | рованная Внутрь
V-0,050 V-0,050 < 4g-» V-0,040 V-0,040 < о о
05 Oi H-ь. h-k. -O'
142,011 142,011 115,113 115,113 94.844 94,844
6,35 6,35 80‘S 80'5 5,08 5,08
NC-56 NC-50 NC-50 (4i/.,IF) Типоразмер замка
со ю ьз наружный
со J--1 <] диаметр
--1 с
tn
ГО со толщина •с § ст
S стенки
и
№
хз я X
о я о •О
№ 3 тип
к я 03 S X высадки W
И X -я
£
X
О
Ja X < < <1
X о о о обозначение
fc о (—; о профиля
00 СО со СР со 00 резьбы
йз _сл йа сз
№
3
о Н-Ь- >-* X о
-о 4^. СР конусность 0 №
СР X
S Гс ьо средний Л 09 tr
М со со диаметр 05
X о г-“> в основной X
сл со СЛ со плоскости
а
а СР о о
ео г - со шаг
нС Сл СЛ сл
171,5 139,7 139,7 108,0 177,8 тип со 95,2 177,8 146,0 146,0 117,5 1 177,8 с шир< 117,5 168,3 165,1 1 Наружный диаметр замка ±0,8
69,8 57,1 57,1 38,1 101,6 >единев 31,8 101,6 О го 76,2 61,9 95,2 сжим п 61,9 82,6 00 00 Проходное отвер- стие +о,«
144,5 119,1 5 93,7 146,5 [ИЙ 76,2 146,5 119,1 1 119,1 93,7 144,5 РОХОДН1 93,7 130,2 130,2 Диаметр под эле- ватор
164,3 134,5 134,5 О СС с» 170,7 90,9 170,7 140,5 140,5 113,9 171,1 •IM отве] 113,9 150,4 150,4 Диаметр упорного торца ±1,6
[ 140,21 117,48 117,48 88,90 147,96 76,20 147,96 121,72 121.72 101,45 149,25 эстием 101,45 133,35 133,35 Диаметр большого основания конуса ниппеля
141,7 119,1 119,1 90,5 "Ч сл - о 00 о 150,0 123,8 123,8 102,8 О СЛ ГО о со со 134,9 134,9 Диаметр кониче- ской выточки муфты ±0,4
120,6 108,0 1 108,0 1 95,2 £2 й 00 о й о 101,6 1 101,6 95,2 127.0 95,2 114,3 114,3 Длина конуса ниппеля —3,2
203,2 177,8 177,8 177,8 203,2 152,4 203,2 177,8 177,8 177,8 го о со 00 ГО 177,8 177,8 Длина ниппеля под ключ ±6,4
254,0 254,0 254,0 241,3 го го о Сл СО hix со о 254,0 254,0 254,0 241,3 254,0 241,3 254,0 254,0 Длина муфты под ключ ±6,4
Продолжение табл. 9.9
Типоразмер замкового соединения наруж- ный диаметр, ; ММ 1
NC26 (23/8lF) 85,7
NC31 (27/8| Е) 104,8 104,8
NC38 (37JF) 120,7 120,7 127,0 127,0
Замки для бурильных труб
Таблица 9.10
Замок Бурильная труба Высадка
проход- ное отвер- стие, мм крутящий момент, при котором напряжение в замке достигает предела текучести, |КГС-м растягива- ющая нагрузка, при которой напряжение в замке достигает предела текучести, тс рекомен- дуемый крутя- щий момент свинчи- вания замково го соеди- нения, кгс-м Наруж- ный диаметр, ммД толщина стенки, мм группа проч- ности стали
44,5 940 147 490 60,0 7,11 D, Е Наружу
73,0 9,19 D, Е Внутрь
54,0 1 660 208 870 73,0 9,19 D, Е Наружу
50,8 2 020 230 1000 88,9 73,0 9,35 9,19 t Е X,- G, S Внутрь Наружу
76.2 1 850 197 950 88,9 6,45 Е
68,3 2 580 273 1350 88^9 6/45 Е »
61,9 3 050 88,9 9,35 Е
330 1600 88,9 9,35 X, G, S
65,1 2 840 88,9 11,40 X
301 1500 88,9 11,40 Е
1 1 1
ХС40 (4 FIT) 136,5 133,4 133,4 133,1
NC46 (41F) 146,1 152,4 152,4 152,4 155,6 158,8
(4i/2FH) 146,1 152,4 152,4 152,4
8 155,6
1 1
61,9 4 170 414 2200 88,9 9,35 S Наружу
101,6 8,38 G Внутрь
101,6 9,65 X »
71,4 3 310 330 1750 101,6 8,38 E »
65,1 3 900 388 2050 101,6 8,38 X »
88,9 11 40 n. Наружу
68,3 3 570 359 1850 101,6 9,65 D, E Внутрь
82,6 4 700 417 2450 101,6 6,65 E Наружу
101,6 8,38 E, X, G »
101,6 9,65 D, E, X
82,6 4 700 417 2450 114,3 8,56 D, E Внутрь
76,2 5 440 484 2850 114,3 8,56 X
114,3 10,92 D, E Комбинированная
73,0 5 820 515 3000 101,6 8,38 S Наружу
114,3 8,56 G Внутрь
69,9 6 100 545 3200 101,6 9,65 S Наружу
114,3 10,92 X Комбинированная
63,5 6 820 602 3550 114,3 8,56 s Внутрь
114,3 10,92 G Комбинированная
76,2 4 780 443 2500 114,3 8,56 D, E Внутрь
76,2 4 780 443 2500 114,3 10,92 D, E Комбинированная
73,0 5 040 475 2600 114,3 8,56 X Внутрь
69,9 5 370 505 2800 114,3 8,56 G
95,3 5 230 435 2700 114,3 6,88 E Наружу
114,3 8,56 D, E
254
Типоразмер замкового соединения наруж- ный диаметр, мм 158,8 161,9
NC50 (4V2IF) 161,9 165,1 165,1 168,3 177,8 177,8
(5’/2FH) 177,8 181,2 190,5
Продолжение табл. 9.10
Замок Бурильная труба Высадка
проход- ное отвер- стие, мм крутящий момент, при котором напряжение в замке достигает предела текучести, кгс - м рястягипя- ющая нагруз- ка, при ко- торой напря- жение в замке достигает предела теку- чести, тс рек омен- дуемый крутящий момент свинчива- ния зам- кового соедине- ния, кгс • м наруж- ный диаметр, м м толщина стенки, мм группа проч- ности стали
92,1 5 700 474 3000 114,3 8,56 X, G Наружу
114,3 10,92 D, Е »
82,6 6 890 585 3600 114,3 10,92 G »
88,9 6 160 512 127,0 9,19 X Комбинированная
3200 114,3 10,92 X Наружу
88,9 6 160 512 3200 127,0 12,70 Е Комбинированная
76,2 7 690 652 4000 114,3 10,92 G Наружу
73,0 8 420 683 127,0 9,19 X Комбинированная
4300 114,3 10,92 S Наружу
95,3 8 610 658 4450 127,0 12,70 Е Комбинированная
139,7 9,17 X »
101,6 7 690 575 4000 139,7 9,17 Е Внутрь
139,7 10,54 Е
88,9 8 610 735 4450 127,0 12,70 х Комбинированная
88,9 9 800 735 5100 127,0 9,19 S »
127,0 12.70 G »
139,7 9,17 G »
139,7 10,54 X, G »
76,2 И 730 JS/4 6100 139,7 9,17 S
текучести 8440 кгс/см2 при определении наибольшего крутящего момента
и принятое ранным 4390 кгс/см2 при определении рекомендуемого момента
свинчивания.
Стандартом 7АШ4 предусмотрена замковая резьба с закруглением по впа-
динам с формой профиля V-0.038R для номерных замковых соединений1,
а также формой профиля V-0,040 н V-0,050 для замковых соединений тина
Peg _ с нормальным проходным отверстием и для выходящих из употреб-
ления замковых соединений FH — с широким проходным отверстием.
Кроме того, ранее бы ia предусмотрена резьба с площадками по впа-
динам (V-0,065), выходящая в настоящее время из употребления для замко-
вых соединений IF — с гладким проходным отверстием. Обозначения
V-0,040, V-0,050 и V-0,065 характеризуют резьбу по размеру площадки
в дюймах по вершинам резьбы.
Профиль резьбы по стандарту 7АНИ и размеры приведены на рис. 9.6 и
в табл. 9.11.
Таблица 9.11
Размеры профиля замковой резьбы (в мм)
Обозначение резьбы
Элементы профиля резьбы V-0.038 Л V-0,040 V-0,050 V-0,065
Конусность 2 tg <р . . 1 : 6 1 : 4 1 : 4 1 : 6 1 :4 1:6
Шаг S 6,35 6,35 5,08 6,35 . 6,35 6,35
Высота профиля (теоре- тическая) Я 5,4865 5,4706 4,3765 5,4865 5,4706 5,4865
Глубина резьбы h . . 3,095 3,083 2,993 3,754 3,741 2,831
Высота среза вершины е 1,426 1,422 0,875 1,097 1,094 1,426
Размер «1 0,965 0,965 0,508 0,635 0,635 1,229
Ширина площадки вер- шины b . 1,65 1,65 1,02 1,27 1,27 1,65
Радиус закругления впадины г 0,965 0,965 0,508 0,635 0,635
Ширина площадки впа- дины bi __ 1,42
Радиус закругления площадок 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38
Стандартом установлен асимметричный допуск на конусность: на на-
ружную резьбу 0,25 мм, а на внутреннюю —0,25 мм на длине 100 мм.
Допускаемые отклонения но шагу >0,038 мм на длине 25,4 мм и ±0,114 мм
на всей длине резьбы.
Отклонение <>т номинальной величины натяга по резьбовому калибру-
пробке —0,254 мм, по калибру-кольцу j-j* мм.
Фирма «Юз» прпмепя.т также замковую резьбу Н-90 с углом профиля
90;, менее подверженную повреждениям от удара при посадке резьбы (рис
9.7). Замки с реи,бой Н-90 изготовляют для труб размером от 73,0 до 114.3 мм.
Фирмой «Хайдрпл» разработано замковое соединение с дополнительными
внутренними упорными поверхностями, со специальной резьбой и скошенными
упорными торцами (рис. 9.8). Резьба трапецеидальной формы, двухступен-
чатая, конусность 1 : 24.
Замковое соединение с двухступенчатой трапецеидальной резьбой от-
личается высокой прочностью и износостойкостью, обеспечивает быстрое
1 Номер соединения характеризует значение среднего диаметра резьбы в основной
плоскости, выраженного в целых и десятых долях дюйма.
255
Линия среднего
диаметра резадь/
Линия среднего
диаметра резьбы
исо резьоо/
Рис. 9.8. Замковое соединение
для бурильных труб фирмы
«Хандрил»
5
Рис. 9.6. Профиль замковой резьбы по
стандарту 7АНИ:
а — рмьба V-0,038fl, V-0,040 и V-0,050;
б — резьба V-0,065
Ли гш» сордпееп
ись резь оы
Рис. 9.7. Профиль замковой резьбы Н-90 с углом профиля 90'
свинчивание. Резьба более стойка но отношению к ударам при посадке нип-
пеля в муфту, так как удар воспринимается сразу двумя полными витками,
наличие внутренних и наружных упорных поверхностей, помимо предохра-
нения резьбы от попадания глинистого раствора, значительно повышает до-
пустимый крутящий момент, что позволяет уменьшить наружный диаметр
или увеличить проходное отверстие замка при сохранении требуемых проч-
ностных характеристик на скручивание.
Замковые соединения фирмы «Хайдрил» с двухступенчатой резьбой IF
применяют для гладких внутри труб с наружной высадкой, с резьбой ЕШ —
для труб с ком (йнированной высадкой, с резь (ой’ SH— для тру бс внут-
ренней и незначительной наружной высадкой и с резьобйЕ — длятрзб с внут-
ренней высадкой. Типы и основные размеры замковых соединений фирмы
«Хайдрил» приведены в табл. 9.12.
Таблица 9.12
Замковые соединения для бурильных труб
фирмы «Хайдрил» (размеры в мм)
1 Диаметр трубы Тил замкового сое- динения Наружный диаметр замка Проходное отвер- стие Шаг резьбы Глубина резьбы Растягивающая на- грузка, при которой напряжения в зам- ке достигают пре- дела текучести, тс Рекомендуемый крутящий момент свинчивания, кгсм
60,3 IF 85,7 44,4 8,467 1,98 174 520
F1 61,9 25,4 6,350 1,98 94 220
IF 98,4 53,2 8,467 1,98 209 750
73,0 SH 85,7 44,4 8,467 1,98 174 590
F 74,6 27,0 6,350 1,98 166 370
IF 114,3 68,3 8,467 1,98 278 900
88,9 EIU 117,5 61,9 8,467 1,98 304 900
SH 98,4 53,2 8,467 1,98 209 750
F 90,5 38,1 8,467 1,98 210 590
EIU 141,3 79,4 8,467 3,05 431 1580
101,6 SH 114,3 65,1 8,467 1,98 308 900
F 103,2 50,8 8,467 1,98 269 750
IF 152,4 95,2 8,467 3,05 465 1580
114,3 EIU 146,0 80,2 8,467 3,05 452 1580
SH 127,0 68,3 8,467 3,05 369 1200
F 115,9 60,3 8,467 1,98 387 900
EIU 177,8 101,6 12,700 3,57 653 2100
139,7 SH 152,4 95,2 8,647 3,05 465 1580
F 141,3 69,8 8,467 3,05 529 1580
J Резьба одноступенчатая.
17 Закав 754
257
Для защиты замков от износа наружный диаметр муфты армируют кар-
бидом вольфрама (рис. 9.9).
Для увеличения износостойкости замковой резьбы и предохранения
ее от задиров и заеданий применяют специальное фосфатирование резьбы.
Утяжеленные бурильные трубы
Зарубежная промышленность изготовляет УБТ с наружным диаметром
от 76,2 до 304,8 мм. Применяются УБТ со спиральными лысками по наруж-
ному диаметру, а также УБТ квадратного сечения.
Для изготовления УБТ используют легированные, обычно хромомолиб-
деновые стали (SAE 4145Н, 4142 и др.). Термическая обработка произво-
дится по всей длине, твердость после термообработки НВ - - 285—340, ударная
вязкость не менее 6 кгс-м/см2. Механические свойства по стандарту 7ЛНИ
приведены в табл. 9.13.
Таблица 9.13
Механические свойства УБТ по стандарту 7АНИ
Наружный диаметр УБТ, мм Наименьший предел текучести ит, КГС/ММ2 Наименьший предел проч- ности при рас- тяжении ав, кгс/мм2 Наименьшее удлинение 6, %
79,4ч-174,6 77,3 98,4 13
177,8ч- 254,0 70,3 94,9 13
Стандартом 7АНИ предусмотрено и готовление УБТ диаметром от 79,4
до 279,4 мм как с резьбой, предусмотренной для замков к бурильным трубам,
так и со специальными замковыми соединениями, основные размеры которых
указаны в табл. 9.14.
Таблица 9.14
Специальные замковые резьбы, применяемые на УБТ
по стандарту 7АНИ (размеры в мм)
Типоразмер соединения Обозначение профиля резьбы Конусность 2 tg q> Шаг резьбы Средний диаметр В ОСНОВНОЙ плос- кости Диаметр большого основания конуса 1 ниппеля Диаметр конической ВЫТОЧКП Муфты Длина конуса нип- пеля
NC-23 V-0,038/? 1 : G 6,35 59,817 65,10 66,7 76,2
NC-35 V-0.038R 1 : 6 6,35 89,687 94,97 96,8 95,2
NC-44 V-0,0387? 1 : 6 6,35 112,192 117,48 119,1 114,3
NC-61 V-0,0387? 1 : 4 6,35 156,921 163,53 165,1 139,1
NC-70 V-0,0387? 1 : 4 6,35 179,146 185,75 187,3 152,4
NC-77 V-0,038/? 1 : 4 6,35 196,621 203,20 204,8 165,1
67aReg V-0,050 1 : 6 6,35 146,248 152,20 154,0 127,0
75/8Reg V-0,050 1 : 4 6,35 170,549 177,80 180,2 133,4
87, В eg V-0,050 1 : 4 6,35 194,731 201,98 204,4 136,5
258
Для повышения усталостной прочности резьбового соединения реко-
мендуется применение зарезьбовых разгрузочных канавок, снижающих
концентрацию напряжения в опасных сечениях резьбы (рис. 9.10 и табл.
9.15). С этой же целью проводится механическое упрочнение резьбы и зарезь-
бовых разгрузочных канавок путем обкатки впадин резьбы роликом.
Таблица 9,15
Размеры зарезьбовых канавок для замковых соединений УБТ
Типоразмер соединения Длина от торца муфты до зарезьбовой канавки , мм к-3,2 Диаметр зарезьбовой канавки ниппеля I,. , мм к-0,8
NC-35 85,7 82,2
NC-38 (З’/ДБ) 92,1 89,3
NC-40 (4FH) 104,8 96,0
NC-44 104,8 106,4
NC-46 (41F) 104,8 109,9
NC-50 (41/JF) 104,8 120,6
NC-56 117,5 134,5
NC-61 130,2 148,8
NC-70 142,9 171,1
NC-77 155,6 188,5
5*/3Reg 111,1 123,4
65/8Reg 117 Д 137,7
7% Reg 123,8 162,7
Трубы диаметром до 146 мм изготовляют длиной 9,14 м, диаметром
от 152 мм и больше — длиной 9,14, 9,45 и 12,8 м. Допускаемое отклонение
по длине ±152 мм. Допуск на внутренний диаметр трубы 4-1,6 мм. Проход-
ное отверстие проверяется оправкой длиной 3,05 м и диаметром на 3,2 мм
меньше номинального внутреннего диаметра трубы. Допуск на наружный
диаметр горячекатаных УБТ — от +1,2 до +6,35 мм в зависимости от диа-
метра трубы. Для повышения усталостной прочности и износостойкости
замкового соедптения применяют резьбу с углом профиля 90° (Н-90).
Фирма «Шеллер-Блекман» для уменьшения опасности поломок в замко-
вом соединении изготовляет УБТ конструкции SBS-3W с проточенными
на расстоянии примерно 1 м от торцов шейками, уменьшающими жесткость
тела трубы, что способствует снижению знакопеременных напряжений
в резьбе.
Основные размеры применяемых в зарубежной практике УБТ круглого
сечения и рекомендуемые наименьшие моменты свинчивания, по данным
Рекомендаций 7G АНИ, приведены в табл. 9.16.
Крутящие моменты определены так же, как и для замков, при осевом на-
пряжении в опасном сечении, равном 4390 кгс/см2.
Для борьбы с прихватом применяют УБТ со спиральными лысками.
При снижении массы до 4% контактная поверхность наружного диаметра
трубы уменьшается приблизительно на 40%. Длина свободного от лысок
конца УБТ со стороны муфтовой части составляет 460—610 мм, а со стороны
ниппельной части — 300—460 мм. Основные размеры и форма спиральных
лысок на УБТ приведены на рис. 9.11 и табл. 9.17.
При бурении в районах, предрасположенных к искривлению ствола
скважины, применяют наддолотные компоновки с квадратными УБТ с разме-
ром по диагонали на 1,6 мм меньше диаметра долота. Использование квад-
ратных УБТ обеспечивает гладкий калиброванный ствол скважины без
17*
259
ьо
о
о
Типоразмер соединения Наружный диаметр УБТ, мм (дюймы)
NC-23 76,2 (3’) 79,4 (3»/в") 82,6 (31/Г)
NC-26 (23/aIF) 88,9 (3V/) 95,2 (З3//)
NC-31 (2?/tlFi 48,4 (3?//) 104,8 (4ж/в") 108,0(41//) 114,3 (4‘//)
NC-35 114,3(4»//) 120,6 (4»//) 127,0 (5")
NC-38 (3VJF) 120,6 (43//) 127,0(5’) 133,4 (51//) 139,7(57/)
Таблица 9,16
Типоразмеры утяжеленных бурильных труб
Рекомендуемый наименьший крутящий момент свинчивания в кгс-м при проходном отверстии трубы, мм (дюймы)
31,8 (!*/."> 38,1 44,4 5 0,8 (2") 57,2 (27.") 71,4 (2»/,.") 7 6,2 (3") СМ СО'—' 88.9 (37/') 95,2
350 450 * 470 350 360 360
630 760 630 * 650 510 510
630 1000 1210 1380 630 1000 1210 1280 630 1000 1120 1120 630 940* 940 940
1230 1670 1670 1230 1490 * 1490 1230 1270 1270 1020 1020 1020
1370 1900 2210 2210 1370 1900 2010 2010 1370 1770 * 1770 1770 1370 1500 1500 1500 1150 1150 1150 1150
NC-40 (4FH) 127,0 (5") 133,4 (51//) 139,7 (51//) 146,0 (5s//) 152,4 (6") 1490 2080 2720 2820 2820 1490 2080 2570 2570 2570 1490 2080 2330 2330 2330 1490 2040 2040 2040 2040 1490 1670 1 670 1 670 1 670
NC-44 146,0 (5s//) 152,4 (6") 158,8 (6i//) 165,1 (6i//) 2840 3450 3450 3450 2840 3220 * 3220 * 3220 2840 2930 2930 2930 2 480 2 480 * 2 480 2 480
(4V2FH) 139,7 (51//) 146,0 (5s//) 152,4 (6") 158,8 (61//) 165,1 (6i//) 1780 2470 3220 3730 3730 1780 2470 3220 3450 3450 1780 2470 3150 3150 3150 1 780 2 470 2 730 2 730 2 730 1 780 2 440 2 440 2 440 2 440
NC-46 (41F) 146,0 (5s//) 152,4 (6") 158,8 (6i//) 165,1 (6i//> 171,5 (6a//'j 2430 3200 3860 3860 * 3860 * 2430 3200 3520 3520 3520 2 430 3 060 3 060 * 3 060 * 3 060 2 430 2 790 2 790 2 790 2 790
NC-50 (47JF) bO . £ * Типоразмер! 158,8 (6V/) 165,1 (61//) 171,5 (63//) 177,8 (7") 184,2 (7i//) J УБТ предус» ютрены стандарте м 7АН И. 3150 4070 4970 5250 * 5250 3150 4070 4900 4900 4900 3 150 4 070 4 420 4 420 * 4 420* 3 150 4 070 4 140 4 140 4 140 3 150 3 660 3 660 3 660 3 660
262
Продолжение табл. 9.16
Типоразмер соединения наружный диаметр УБТ, мм (дюймы) Рекомендуемый наименьший крутящий момент свинчивания в кгс-м при проходном отверстии трубы, мм (дюймы)
G’/.l) 8‘ I £ 38,1 (!»/.”) 44,4 50,8 (2") 1 57,2 (2>/Г) '’'С! СО *9* ю ’-СМ [•« х_. 76,2 (З'Э 82,6 (3'/.") 88,9 9 5,2 (3*/.")
5V2Reg 171,5 (63//) 177,8 (7") 184,2 (71//) 190,5 (71//) 4350 5400 5800 5800 4350 5400 5450 5450 4 350 4 950 4 950 4 950 4 350 4 600 4 600 4 600
(5«/2FH) 177,8 (7") 184,2 (71//) 190,5 (71//) 196,8 (73//) 4500 5600 6750 7050 4 500 5 600 6 500 6 500 4 500 5 600 6 200 6 200 4 500 5 600 5 750 5 750
NC-56 184,2 (71//) 190,5 (71//) 196,8 (73//) 203,2 (8*) 5500 6700 7050 7050 5 500 6 600 6 600* 6 600* 5 500 6 200 6 200 6 200 5 500 5 800 5 800 5 800
6B/sReg 190,5 (71//) 196,8 (73//) 203,2 (8") 209,6 (81//) 6350 7600 7850 7850 6 350 7 300 7 300 7 300* 6 350 6 900 6 900 6 900 6 350 6 500 6 500 6 500
NC-61 203,2 (8") 209,6 (81/.") 215,9 (8*//) 222,2 (8»/*") 228,6 (9")
NC-70 228,6 (9") 235,0 (9*//) 241,3 (9i//) 247,6 (99//) 254,0 (10") 260,4 (10V/)
NC-77 254,0 (10") 260,4 (101//) 266,7 (101//) 273,0 (109//) 279,4 (11")
7<y8Reg 215,9 (8i//) 222,2 (8»//) 228,6 (9") 235,0 (91//) 241,3(91//)
86/BReg 254,0 (10") 260,4 (101//) 266,7 (IQi//)
Типоразмеры УБТ предусмотрены стандартом 7 ДНИ.
7450 8850 9950 9950 9950 7 450 8 850 9 400 9 400 9 400 * 7 450 8 850 8 950 8 950 8 950 7 450 8 400 8 400 8 400 8 400
ю зоо 12 100 13 900 14 800 14 800 14 800 10 300 12 ioo 13 900 14 500 * 14 500 * 14 500 10 300 12 100 13 800 13 800 13 800 13 800 10 300 12 100 13 100 13 100 13 100 13 100 10 300 12 100 12 400 12 400 12 400 12 400
14 800 16 800 19 000 19 700 19 700 * 14 800 16 800 19 000 19 000 19 000 14 800 16 800 18 400 18 400 18 400 14 800 16 800 17 700 17 700 17 700
8 300 9 800 И 500 12100 12 100 * 8 300 9 800 11 500 И 500 11 500 8 300 9 800 10 900 10 900 10 900 8 300 9 800 10 200 10 200 10 200
14 900 17 000 19 200 14 900 17 000 18 500 14 900 17 000 17 800 14 900 17 000 17 000
Рве. 9.9. Замки с поясками из твер-
дого сплава:
а — муфта с прямоугольным заплечиком
под елеватор; б — муфта с коническим (18°)
заплечиком под элеватор
Рис. 9.10. Замковое соединение для
УБТ с зарезьбовыми канавками ио
стандарту 7АНИ
Рис. 9.12. Утяжеленные бурильные
< трубы квадратного сечения:
а — промежуточная труба; б — наддолот-
ная труба
Таблица 9.17
Размеры УБТ со спиральными лысками (в мм)
Наружный диаметр трубы D Глубина лыски Л Шаг спирали 8
92,4 и менее 4,0 915
101,64-111,1 4,8 915
114,3ч-130,2 5,6 965
133,4ч-146,0 6,4 1067
149,2ч-161,9 7,1 1067
165Лч-177,8 7,9 1168
181,'0ч-200,0 8,7 1626
203,2ч-225,4 9,5 1727
228^6 4- 250,8 10,3 1829
254^04- 276,2 11,1 1930
279,44-304,8 11,9 2032
Табл п ц а 9.18
Размеры квадратных УБТ (в мм)
Диаметр скважины Сторона квадрата A Проход- пое от- верстие d Ширина гр а ни с Размер по диаго- нали В Диаметр шейки для ло- вильного инстру- мента и под ключ Di Масса УБТ длиной 9,14 м. кг
мм ДЮЙМЫ
120,6 4% 5% 95,2 38,1 15,9 119,1 88,9 525
142’9 114,3 44,4 19,0 141,3 114,3 770
155,6 6% 127,0 50,8 28,6 154,0 127,0 915
158 ;в 6% 127,0 50,8 25,4 157,2 127,0 935
165Д 6V2 139,7 50,8 38,1 163,5 139,7 1090
168,3 67s 139,7 50,8 34,9 166,7 139,7 1150
171,4 6% 139,7 50,8 31,8 169,9 139,7 1170
200,0 77s 165,1 57,2 38,1 198,4 165,1 1680
215,9 8V2 177,8 57,2 41,3 214,3 177,8 1960
219,1 8% 177,8 57,2 38,1 217,5 177,8 1990
222,2 8% 177,8 57,2 34,9 220,7 177,8 2020
228,6 9 177,8 57,2 25,4 227,0 177,8 2040
244^5 97s 203,2 71,4 47,6 41,3 242,9 203,2 2570
250,8 9% 203,2 71,4 249,2 203,2 2600
269,9 10% 228,6 71,4 60,3 268,3 228,6 3140
295,3 11 228,6 71,4 50,8 277,8 228,6 3180
311,2 12% 254,0 71,4 57,2 309,6 247,6 3860
349,2 13% 279,4 71,4 50,8 347,7 247,6 5340
381 ;о 15 304,8 71,4 55,6 379,4 247,6 6260
444,5 17% 355,6 71,4 63,5 442,9 247,6 7410
265
резких перегибов. Со стороны муфтового конца трубы протачивается шейка
длиной около 1 м для захвата ловильным инструментом, а со стороны нип-
пельного конца — под машинный ключ. У нижней трубы с обеих сторон
нарезается внутренняя замковая резьба. Для уменьшения износа на грани
наплавляют пояски из твердого сплава. Толщина наплавки 3,2 мм, ширина
пояска 152 мм. При износе диагонали более чем на 4,8 мм необходимо произ-
вести наплавку ‘для восстановления прежнего размера. Основные размеры
квадратных УБТ (по данным фирмы «Дрилко») приведены на рис. 9.12 и
в табл. 9.18.
Трубы изготовляют длиной 9,14 м, а также укороченные длиной 3,05,
4,5'7 и 6,10 м Короткие квадратные УБТ устанавливают между круглыми
УБТ.
Раздел II
ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ
Глава 10
СОРТАМЕНТ ОБСАДНЫХ ТРУБ
Обсадные трубы и муфты к ним
Обсадные трубы изготовляются по ГОСТ 632—64. Трубы могут быть
с нормальной и удлиненной резьбой. Размеры и масса труб с нормальной
длиной резьбы приведены на рис. 10.1 и в табл. 10.1, а с удлиненной резь-
бой на рис. 10.1 и в табл. 10.2.
Рис, 10.1. Обсадные трубы и муфты к ним
Трубы поставляют длиной от 9,5 до 13 м. В партии может быть не более
20% труб длиной от 8 до 9,5 м и не более 10% длиной от 5 до 8 м.
Допускаемые отклонения:
а) по наружному диаметру для труб и муфт.
Диаметр труб и муфт, мм Точность изготовления, %
обычная повышенная
<219 + 1 ±0,75
>219 ±1,25 ±1
б) по толщине стенки — минус 12,5%; плюсовые отклонения ограни-
чиваются допусками по наружному диаметру и массе трубы;
в) по диаметру расточки для труб диаметром до 194 мм ± 0,8 мм,
свыше 194 мм + 1,5 мм;
I п
г) по массе для отдельной трубы обычной точности ' g%, повышенной
точности + % ;
267
L3 g ЬО to t-i. и* C© -J CT> 4г* rf> t\0 hA Си e© 4г* co co Ci C? -^] Ф* условный диа- метр трубы Трубы Таблица 10, Размеры и масса труб с нормальной длиной резьбы (в мм)
114,3 127 (5") 139,7 (5’/2") 146,1 (5%’) 168,3 (68//) 177,8 (7") 193,7 (7Ve"> 219,1 (85//) 244,5 (9%’) наружный диаметр D
0<©QofoO*©00—ltoSc©OO--lfcO^©«©QO*4bOm<©t©OO-a052St©CD<iabb£o<©OO-qO5C©OO'<l3iOO-JCb СЛ СЛ толщина стенки s
n; tj w *2 Ф Q1 О C' ~ *4 Сз -з сп <л оз о сп сл Ci гп is: tc к: -> — tc [\j w [< с “ t; с о JX»00CT©^WCa<DCUCn4OWJ14Qi^Wl|>.®Q0CMit‘Wit!'©00ONW4^i-kWM4w'*WCi0QCtC СЛ СП СП Тл,"U '-J k] Vj <jqo 00 00 00*00 oo OJ CO CO CC CO CO CO -1 '-J -4 --*4 <] -4 Io co CO внутренний диаметр d
СП СП 4г* О СЯ Ф- 4>* СО СП 4г* rf> СО СО 4г- Ф* Ф- СО СО tO 4г* 4г* СО СО СО to Ю СО СО СО Ю № к СО СО ГО ГО СО >-* ГФ Ю [О >-*• Ю н* *J (О сз и* Qэ Сй ст-* 05JO.C© СП СО с^>^ЬОСОСЛН-«*4СЛ05СОС:-*]4г*ЬОкф*ЬОС©©ГО©©СОО*ОйЛ.ООС5 'co'tobi СО СЛ СэЪэЪэ оо'со О ©ТооТо Ф- ft* СЛ Cntot» о "со С» Got©© СЛ 4>- 'со'о'ф> © О о ©1© Ccl'O Си ^*.1 "с© "о "ел "о теоретическая масса 1 м, кг ч
СО to to h* н* Ь*. К*. •*J Л* «о со ста СЛ4г*СО о ел © 00 О с© os со наружный диаметр D f | Муфты
«© .© СО оо 00 -*1 «^J сэ ел 05 СТ: О Ф’’ Ф> "*3 ь* Сл СО длина LM
СО Ь5 h* ►*• 7* о» НА. нь. Ф* Ю ео 00 j£ £* to Ь* ОЭ ь* © О О &> СО СО 05 t© СП to Vj ел 4г* Vj диаметр d0
12,7 12,7 12,7 12,7 12,7 12,7 12,7 12,7 12,7 длина 10
м сэ os о оэ о © о "ел "ел tn о "ел сл “ел ширина торцо- вой плоскости Ь
ьх *4СТ»ЬО О С© 00 -J Ог 4г- t© to to Н* 'н* ►* С "оо масса, кг
1
т
г
ГО
508 (426) * О (377) * (351) * Со Се >£> СО О rfs 299 273 условный два* метр трубы
508 426 (16%") 406,4 (16") 377 (14% ") 351 (13%") 323,9 (12%’) 339,7 (13% ") 298,5 (H%") 1 273,1 (10%") наружный диа- метр d •о
<-»• F-a. м» со ф со О CD СО -а. >-ъ “» Ф СО СО^фФСо£фФМ~ФФМ~Ф CO 00 to о co 00 Co толщина стенки s s'
♦Й* JS ООФ 05 СО 353 388,4 386,4 384,4 382,4 406 404 359 357 355 COCOWWCOCOCOCCtOtOCOCOtOCOCOCOtOtO W W W W WO о о о '•l О Ч OO to -ОФ^СОСЛ-^1Ф'-»-Ф»^СОСЛ4^05ООфСОФ '-О X^j Vj 'L.I ф со ф Ф СП СЛ "tn СП СЛ Х-* co to to co СЛ СП tn co tc СП "1Ф tn внутренний диаметр d
122,4 134,7 107,2 116,6 102,5 112,5 107,9 88,1 97.7 ФСОООФСООО-ОСООО фф^фсо^слфф ‘о Tt* 05 СО 'со ф ф Ф 00—1ФО0*ЛС5ОЗ-1-О н* СО СО Ц5* -О СО 4^ 00 i-ь Ъо Lj Хо 00 Xo OO X<| Ф 05 Си --J To co5o 05 СЯ СП 05 oo co 00 00 05 CO 00 теоретическая масса 1 м, кг
533 451 432 4S Ф ГО 376 CO CO 05 СП сл ►* 1 324 299 наружный диаметр DM
228 229 228 229 229 203 203 203 203 длина LM
510,4 428 об 00 379 353 326,3 342,1 300,9 275,5 диаметр d0
12,7 05 12,7 С5 Q5 12,7 12,7 12,7 12,7 длина 1„ к
8,5 8,5 8,5 I 8,5 8,5 8,5 8,5 7,5 7,5 ширина торцо- вой плоскости Ъ
44,6 37,5 35,8 оэ н*. Ф CO co СЛ co СЛ фч 22,4 20,7 масса, кг
Продолжение табл. 10.1
Таблица 10.2
Размеры и масса труб с удлиненной резьбой (в мм)
Трубы
Муфты
условный диа- метр трубы наружный диаметр D толщина стенки s внутренний диаметр d теоретическая масса 1 м, кг наружный диа- метр пм и7 вшпгЦ диаметр d„ о К Я g ширина торцо- вой плоскости Ъ масса, кг
114 114,3 7 100,3 18,5 133 177 116,7 12,7 6 5,8
(41/2") 8 98,3 21,0
9 96,3 23,4
127 127 (5") 7 ИЗ 20,7 146 196 129,4 12,7 6 7,4
8 111 23,5
9 109 26,2
140 139,7 7 125,7 22,9
(572 ") 8 123,7 26,0 159 203 142,1 12,7 6,5 8,7
9 121,7 29,0
10 119,7 32,0
И 117,7 34,9
146 146,1 7 132 24,0 166 215 148,5 12,7 6,5 9,7
(5%") 8 130 27,2
9 128 30,4
10 126 33,5
11 124 36,6
168 168,3 8 152,3 31,6 188 222 170,7 12,7 6,5 11,3
(66/а") 9 150,3 35,3
10 148,3 39,0
И 146,3 42,6
12 144,3 46,2
14 140,3 53,3
178 177,8 8 161,8 33,5 196 228 180,2 12,7 6,0 12,9
(7") 9 159,8 37,4
10 157,8 41,4
И 155,8 45,2
12 153,8 49,0
14 149,8 56,5
194 193,7 8 177,7 36,6 216 235 196,1 J2.7 6,5 15,5
(7%") 9 175,7 41,0
10 173,7 45,3
12 169,7 53,7
14 165,7 62,0
9 201,1 46,6
219 219,1 10 199,1 51,5 245 254 221,5 12,7 7,5 21,5
We’) И 197,1 56,4
12 195,1 61,2
9 226,5 52,2
245 244,5 10 224,5 57,8 270 266 246,9 12,7 7,5 25,5
(95/з") 11 222,5 63,3
12 220,5 68,8
14 216,5 79,5
Примечания. 1. Трубы изготовляются из стали группы прочности от С до Р
включительно. 2. По требованию потребителя допускается изготовление труб разме-
рами 114X10, 127X10, 127x11.
270
е) кривизна труб на концевых участках, равных одной трети длины
трубы, не должна превышать 1,3 мм на 1 м, кривизна всей трубы, т. е. стрела
прогиба в середине трубы, не должна превышать 1/2000 длины трубы.
На поверхности труб и муфт допускаются вырубка и зачистка дефектов
(плен, расслоений, раковин, закатов, трещин, песочин) при условии, что
глубина их не превышает допускаемого минусового отклонения по толщине
стенки.
Химический состав материала труб в стандарте не оговаривается, однако
•содержание серы и фосфора не должно быть более 0,045% каждого, а мышь-
яка не более 0,15%.
Механические свойства труб и муфт соответствуют данным, приведенным
в табл 10.3.
Таблица 10.3
Показатели Группа прочности стали
с Д К Е л м Р
Временное сопротивление, кгс/мм2 55 65 70 75 80 90 НО
Предел текучести, кгс/мм2 32 38 50 55 65 75 95
Относительное удлинение, %: при 65 18 16 12 12 12 12 12
» бю 14 12 10 10 10 10 10
Примечание. Для труб диаметром свыше 245 мм муфты могут изготовлять
из стали смежной группы прочности с пониженными механическими свойствами.
Трубы групп прочности К, Е, Л, М, Р подвергают термообработке.
Трубы испытывают на сплющивание. Расстояние между параллельными
плоскостями после испытания должно быть не более указанного в табл. 10.4.
Резьба. Профиль и размеры профиля резьбы должны соответство-
вать величинам, указанным на рис. 1.9 и в табл. 1.12. Размеры резьбовых
соединений приведены на рис. 10.2 и в табл. 10.5 п 10.6.
Допускаемые отклонения от номинальных размеров резьбы приведены
в табл. 10.7.
Таблица 10.4
Группа прочности стали D/s Расстояние между плоскостями
д 0,6577
К, Е =5 16 0,7071
Л 0,8077
Д (0,98—0,02D/s) D
К, Е <16 (l,18-0,03D/s)D
Л (1,28—0,03D/s) D
Оси резьбовых концов муфты должны совпадать. Отклонения от соосно-
сти не должны превышать 0,75 мм в плоскости торца и 3 мм на длине 1 м.
Резьба муфт должна оцинковываться или фосфатироваться. Проверку
резьбы смотри в главе 2.
Чистота поверхности резьбы должна быть не ниже 5-го класса но ГОСТ
2789—73.
271
ZLZ
Примечание. Резьбы к трубам диаметром 351, з77 и 426 мм выполняют по техническим условиям в установленном порядке,
00МфЛ*С003СлеС>45*00 00 05О*4^
еп£>соСОЬЭКЭЬЭЬ?|-*-|-*-г*->-Х|^,|-*.|-к.
OOWMCOMJsi^-qDOOiJsCCbSi-^
Ooa3cOCoQOCerfsqoco-<]OOC!5eO-4]^*
О1 Н*tq 00 Co’Hk'lq СО
bOO5CDb*-qaO*JCO^OCHCOCOb0Cn
О^СЭСС»иА“1-*.к-^|^й>.^С»4^»-^О5СЛ0>
Cn4SCCC0IS5b5bO!S?hA-i-^i^i-^i-*.i-*.hA.
ООС0»-*С0СЛЛ*1-*-00*4СТ>кС*С0Ь01-*>
Mi-*‘CncOCOOOO£*CDCO.£*№OTCOi-*
0S е> "Кз 00 JS bk 1q СП 00 Кэ ьэ о
iJSiJsbriaoOOOOb3k3i-*b3C0CDCOH*CO
OOOOCHOOOOOCei^-Cooots30*q05
__________________________________________ ъ
4SCOCOCOt\3tS3N3C'Ol-b-*.>-*l-b.>-*. О>
со со со ь*. со as со oo *q оз сс со о с
СЛ О 4>* О> н* СПО C00N3CO *q g'
'о^>.'сп'а51\эЪо^л'**'ЬоКэЪэ as’bt'coui ®
ьо ьэ со О5 as as о о со о «о *q м. со >-* К
00 00 Сл о О О 03 СО Со 00 ЬЭ о СО л>
CnJSC0 03COtsDWbOi-*-i^i-*.i-^'^H4-*.
h-^OrfsroO-<l£sK3COQp-q£*£«.N3H*
оооьоофСлоль^оэоаооьэсооь
фч 00 03 СО СЛ СО СЛ и* Кэ *^q СЛ н* <1
Сл£«.ССС‘ЗЬЭЬ01\ЭЬ01-к^ь*1-Ч|-».|-ч|-*.
роолзсот^^ачо^^йомн»
^С0О5фСЛСО'-*»СлС'>^'СЛЬЭ(ЭЭС0»-*“
"OoVs"bl 05 Кэ 00 СО "со СП"^q КЗ СО 05 СО N3
C0 03(3500 00 00t^.i-*»^C0O00C0C3C0
-q-qrs3~U'-q-<lI\5ts3NDOCnOOaC>
Условный диаметр трубы
Наружный диаметр трубы о
Толщина стенки s
Средний диаметр резьбы в основной плоскости drn ср
наружный <2( Диаметр резьбы у торца трубы
внутренний d.
общая (до конца сбега резьбы) L = l-\-li Длина резьбы
до основной плоскости (витни с полным профи- лем) 1
от основной плоскости до конца сбега G
сбег 1г
Размеры профиля резьбы обеадных труб по ГОСТ 632—64 (в мм)
Диаметр цилиндрической
расточки муфты do
Внутренний диаметр резьбы
в плоскости торца муфты d«
Длина цилиндрической рас-
точки 10
Расстояние от торца муфты
до конца сбега резьбы на трубе
при свинчивании от руки А
Расстояние от торца трубы
до середины муфты при свинчи-
вании от руки В
Ч
D0
О\
Й
S
ха
в»
р
сл
Таблица 10.6
Размеры резьбовых соединений обсадных труб по ГОСТ 632—64 (в мм)
00 со б» X ев «4 и* Условный диаметр трубы На ружный диаметр трубы L> Толщина стенки s 1 Средний диаметр резьбы л основной ПЛОСКОСТИ dCp Диаметры резьбы у торца трубы Длина резьбы Дна м (‘Т р цилиндрически ii расточки у торца муфты dn |'11ф.' W Bilfloj, It I.On.'IOHEll Я diaimiv циникIj.Ati<1 Ллина цилиндрической p.l'C 1 о ‘11 /II I 0 Расстояние от торна муфты ди конца сбега р:’31»«|Ы на груч’при свинчивании от руки Л !! ССТГ> лнис ОТ li’pi'JI Т)'уГ>Ы до середины муфты при евнн- чнцанип па стылки IJ
я внутренний (1э бищяя (до конца сбега pi зьбы) I. —1 4(1 до основной плоскости (витии С ПОЛНЫМ Про- филем) 1 ОТ ОСНОВНОЙ ПЛОСКОСТИ до конца сбега h сбег /2
!14 114,3 7-9 И2,566 110,542 106,922 76 60,125 15,875 7,248 11С>,7 111,230 12,7 9,5 12,5
127 127,0 7—9 125,2gg 122,648 119,028 85,5 69,625 129,4 123,930 9,5
t40 139,7 7-11 137,966 135,130 131,510 89 73,125 I42’1 136,630 9,5
|46 146,1 7—11 И4,316 141,105 137,485 95 79,125 I48’4 142,980 9 5
168 168,3 8-14 166.541 163,И1 159,491 98,5 82,625 р0,7 4g5,205 9,5
178 177,8 8-14 176, Ogg 172,448 168,828 101,5 85,625 480,2 174,730 9,5
194 193,7 8-14 191,941 188,Ю5 184,485 105 89,125 496,1 190,512 11,0
219 219,1 9-12 217,341 212,911 208,291 114,5 98,625 «►21,5 215,912 и,о
245 244,5 9-14 242,741 237,936 234,316 120,5 104,625 246,9 241,312 11,0
СО р ” 51 е 4 а н и я к тайл- 1°.5, 10.6 и к рис. 1(1.2. j. ^JE^hom обе™ (последи011 Риской резы'(?' а трубе) 0Ч11та'Ьр ко11011 пс11!101 1!1"’ nc4®®tpmero кИтка Резьбы. 2- Газмеры d2, d3, dt, 12, В и уго^с’еса 12, Приведены в качеС1ве Спр“ *ных. 3. Толста Стсш'и под Г° б1'11 на к0“це трубы (0 = (d3—d)/- определлетСя из выражения /0 1),009D + 1 мм, но д°лжна быть не А ье 2 мм.
Таблица 10.7
По шагу По половине угла профиля По конусности на длине 1 (откло- нение от разности двух диаметров на 100 мм длины резьбы) По глубине витка резьбы Л1 По длине резьбы на трубе L
на длине 25,4 мм па всей длине
труба муфта
~|~ 0,075 ±0,150 ±1° 15' +0,36 —0,22 — 0,22 —0,3ti +0,05 -0,10 ±1 виток
Линия,
допер сбвга резьбы (последняя
' / риска на трубе)
( | Основная плоскость
f
параллельная оси
резьбы трубы
( Сбег
резьбы)
[Витки
со срезан -
ными
версии- ।
нами)
чрилемЛ— I
езьбы I
& Линия среднего
диаметра резьбы
ЦВитки с полнот ПрЫ,
______________/Ось резьбы
-------L--------------Z >
Рис. 10.2. Элементы резьбовых соединений обсадных труб:
а — соединение, свинченное вручную; б — соединение, свинченное на
станке
Соответствие внутреннего диаметра трубы номинальному проверяют
по всей длине трубы цилиндрической оправкой, размеры которой указаны
ниже (в мм):
Условный диаметр трубы Длина оправки Диаметр оправки
114—219 150 Номинальный внутрен- ний диаметр трубы минус 3 мм
245—340 300 То же, минус 4 мм
407—508 300 То же, минус 5 мм
274
Содержание в стали серы, фосфора, мышьяка проверяют ио ГОСТ 7565—73.
Испытание на растяжение проводят по ГОСТ 10006 — 73. Испытание на сплю-
щивание проводят на кольцевых образцах шириной 60 мм, отрезаемых от
труб, по ГОСТ 8695—58.
Трубы подвергают испытанию гидравлштеским давлением.
На каждой трубе на расстоянии 0,4—0,6 м от ее конца, свободного от
муфты, выбиваются клейма:
Условп ый диаметр, мм (номер трубы) Группа проч- ности, длина резьбы «удл.» Толщина стенки, мм Товарный знак завода- изготовителя Месяц и год выпуска
Рядом с клеймами вдоль образующей трубы наносят устойчивой светлой
краской следующие данные:
Условны й диаметр, мм Группа проч- ности стали Толщина стенки, мм Длина трубы, см Товарный знак завода- изготовителя
Примечании. 1. Длина резьбы выбивается только для труб с удлиненной
резьбой. 2, Для труб, изготовленных из углеродистых сталей с термической обработ-
кой, рядом с клеймом группы прочности выбивают букву Т.
Каждая поставляемая партия труб снабжается сертификатом, удосто-
веряющим качество труб и соответствие их требованиям стандарта.
Трубы обсадные и колонковые
для геологоразведочного бурения и ниппеля к ним
Обсадные трубы для геологоразведочного бурения изготовляют по ГОСТ
6238—52 в ниппельном и безниппельном вариантах.
Размеры обсадных труб ниппельного соединения с нарезкой и ниппеля
к ним долиты соответствовать рис. 10.3 и табл. 10.8.
Рие. 10.3. Обсадные трубы геологоразведочного бурения и ниппеля к ним
Трубы изготовляют с правой и левой резьбой.
Размеры обсадных труб безниппельного соединения с нарезкой должны
соответствовать рис. 10.4 и табл. 10.9. Трубы изготовляют как с правой,
18* 275
Г а б п и ца 10.8
Размеры в мм
Наружный диаметр трупы и ниппеля Трубы Ниппеля
толщина стенки s диаметр расточки в2 ннутренний диаметр Dj диаметр уступа Ла
я S=s о 3 К X допускаемое отклонение : НОМИПАЛЬ- : ный допускаемое отклонение номиналь- ный допускаемое отклонение
44 57 73 89 108 127 146 3,5 3,75 4,25 4,5 39,5 52,5 68,5 84,5 103,5 122.5 141 ’5 +0,5 33,5 46,5 62,5 78.5 97,5 116,5 135,5 + 0,5 37 50 66 82 101 120 139 -0,5
так и с левой резьбой. Размеры колонковых труб и ниппелей к ним должны
соответствовать рис. 10.5 и табл. 10.10. Колонковые трубы выпускают с пра-
вой п левой резьбой.
Размеры в мм
Таблица 10.9
Наружный диаметр £>0 Толщина стенки s Диаметр расточки D& Диаметр уступа Оз
поминаль- ный допускаемое отклонение номиналь- ный допускаемое отклонение
44 3,5 41,5 39,2
57 3,75 54,5 +0,5 52,2 —0,5
73 3,75 70,5 68,2
89 4 86,5 84,2
LLCtfe? резьбы
'"г- не более
Рис. 10.4. Обсадные безииппельные трубы
Сбег резьбу
не более
270
'Г а б л и ц а 10.10
Размеры в мм
Наружный диаметр трубы и ниппеля Do Трубы Ниппеля
толщина стенки S диаметр расточки Di внутренний диаметр D\ диаметр уступа
номиналь- ный допускаемое отклонение номиналь- ный 1 допускаемое отклонение номиналь- ный допускаемое отклонение
34 3,5 29,5 23,5 27
44 3,5 39,5 33,5 37
57 3,75 52,5 46,5 50 -0,5
73 3,75 68,5 +0,5 62,5 + 0,5 66
89 4 84,5 78,5 82
108 4,25 103.5 97,5 101
127 4,5 122,5 116,5 120
146 4,5 141,5 135,5 139
Обсадные трубы поставляют в основном длиной 2,5—4,5 м, а колонковые
длиной 1,5, 3 п 6 м.
Рис. 10.5. Трубы для колонкового бурения и ниппеля к ним
Резьба. Профиль и размеры резьбы (правой п левой) ниппельных
соединений обсадных и колонковых труб и безниппельных соединений обсад-
ных труб должны соответствовать рис. 10.6 и табл. 10.11 и 10.12.
Рис. 10.6. Профиль резьбы ниппель-
ных соединений обсадных п колон-
ковых труб и безниппельных соеди-
нений обсадных труб
Внутренняя
Наружная
резьба
277
Таблица 10.11
Размеры в мм
Элементы профиля резьбы Соединение
ниппельное безниппель- ное
Шаг 5 Угол наклона боковых сторон профиля /2 Рабочая высота витка t Ширина витка у вершины: наружной резьбы т ........... внутренней резьбы т, Наименьший зазор по ширине витка а .... 4 5 0,75 1 0,65 1,922 1,940 1,934 0,012
Таблица 10.12
Наружный диаметр трубы и ниппеля Do Ном иналь- ный диаметр резьбы Наружная резьба Внутренняя резьба
наружный диаметр dQ внутренний диаметр d. наружный диаметр dQ внутренний диаметр df
Ниппельные соединения
34 29 29 27,5 29,025 27,5
44 39 39 37,5 39,032 37,5
57 52 52 50,5 52,040 50,5
73 68 68 66,5 68,040 66,5
89 84 84 82,5 84,050 82,5
108 103 103 101,5 103,050 101,5
127 122 122 120,5 122,060 120 5
146 141 141 139,5 141,060 139,5
Be ниппельные соединения
44 41 41 39,7 41,032 39,7
57 54 54 52,7 54,040 52,7
73 70 70 68,7 70,040 68,7
89 86 86 84,7 86,050 84,7
Допускаемое отклонение ширины витка минус 0,12 мм, а впадины —
плюс 0,12 мм. По вершинам резьбы допускается закругление кромок ради-
усом не более 0,1 мм, а по впадинам — радиусом не более 0,05 мм.
Трубы диаметром 89 мм и менее изготовляют холоднотянутыми. Меха-
нические свойства труб и ниппелей должны удовлетворять следующим тре-
бованиям:
Временное сопротивление, кгс/мм2, не менее ............65
Предел текучести, кгс/мм2, не менее ..................38
Относительное удлинение, %, не менее:
при б10 12
при й5.............................................14
278
Отклонение от соосности резьб ниппелей в плоскости любого торца нип-
пеля не должно превышать 0,25 мм.
Толщина стенки труб и ниппелей во впадинах резьб должна быть не ме-
нее указанной в табл. 10.13.
Таблица 10.13
Размеры в мм
Толщина стенки во впадинах резьб
Наружный
диаметр
трубы и
ниппеля Dt
труб безниппелыпих
труб
ниппельных
ниппелей
с внутренней с наружной
резьбой резьбой
34
44
57
73
89
108
127
146
На каждой трубе на расстоянии не более 200 мм от одного из концов
и на ниппелях наносятся клейма завода-изготовителя и размер наружного
диаметра.
Каждая партия труб и ниппелей сопровождается документом, удосто-
веряющим соответствие труб и ниппелей требованиям ГОСТ 6238—52.
Трубы обсадные толстостенные
Обсадные толстостенные трубы выпускают по ТУ 14—3—329—74. Раз-
меры и масса труб должны соответствовать указанным в табл. 10.14.
Таблица 10.14
Наружный диаметр, мм Толщина стенки, мм Номинальный внутренний диаметр, мм Теоретическая масса 1 м трубы, кг Группа проч- ности стали
219,1 13 193,1 69,48 Д, к
14 191,1 74,35 Е, Л
15 189,2 79,27
244,5 18 208,5 105,57 д
20 204,5 116,26 д
298,5 18 262,5 130,73
20 258,5 144,22
Трубы из стали групп прочности Е и Л изготовляют из заготовки стали
марки 20ХГ2Б (допускается изготовление труб из стали марки 32Г2СФБ).
279
Трубы поставляют длиной 9,5—13 м, допускается поставка 40% труб
длиной 6—9,5 м. Отклонения по размерам труб не должны превышать:
а) по наружному диаметру
труб 219 ММ .......................±1%
труб свыше 219 мм..............±1,25%
б) по толщине стенки..............±12,5%
Технические требования соответствуют ГОСТ 632—64. Гидроиспытанию
подвергаются трубы длиной Эми более. Величины давлений (в кгс/сма )
для труб 219 мм................................200
для труб свыше 219 мм..........................130
Глава И
ЭЛЕМЕНТЫ КОЛОНН
Для осуществления спуска и эксплуатации колонн нефтепромысловых
труб приходится пользоваться рядом деталей или узлов под названием эле-
ментов колонны, которые предназначены для соединения, разъединения,
облегчения спуска и других целей.
Переводники с замковой резьбы
на резьбу обсадных труб
Эти переводники предназначаются для соединения между собой колонн
бурильных и обсадных труб и для присоединения к бурильной колонне раз-
личных инструментов, имеющих на присоединяемом конце резьбу муфты
обсадных труб.
Рис. 11.1. Переводник с замковой
резьбы на резьбу обсадной трубы
Конструктивно переводники представляют собой сочетание муфтового
замка с ниппельным концом обсадной трубы.
Техническим документом для поставки переводников является отрасле-
вая нормаль Н545—58, которой предусматривается изготовление перевод-
ников III типоразмеров, охватывающих весь диапазон замковых резьб и об-
садных труб.
Изготовление и поставка этих переводников в централизованном порядке
не организованы.
280
Размеры, допускаемые отклонения и масса наиболее часто применяемых
переводников приведены в табл. 11.1 и на рис. 11.1. П ерзводники изго-
товляют из стали марки 45 по ГОСТ 1050—74 с термообработкой (нормализа-
цией). Возможно применение сталей других марок. Механические свойства
после нормализации должны быть не ниже указанных в табл. 11.2.
Нарезаемая на верхнем конце переводника внутренняя замковая резьба
в отношении размеров и качества выполняется в соответствии с требованиями,
предъявляемыми к резьбе замков по ГОСТ 5286—58, а наружная резьба
обсадных труб нижнего конца переводника — в соответствии с требованиями
ГОСТ 632—64.
Переводники поставляют как с правым, так и с левым направлением
нарезки резьбы на обоих концах или с правой резьбой на одном и левой резь-
бой на другом конце.
Требования к качеству поверхности переводников, состоянию плоско-
сти упорного торца, перпендикулярности его к оси резьбы и перекосу отно-
сительно калибра не отличаются от аналогичных требований к бурильным
замкам.
На кольцевом пояске, вытачиваемом на наружной цилиндрической по-
верхности, наносят клеймением следующие знаки маркировки: товарный
знак завода-изготовителя, обозначение переводника, дату выпуска (месяц
и год).
На переводниках с левыми резьбами рядом с пояском для маркировки
имеется второй — опознавательный — поясок.
Переводники перевозят без упаковки, однако прп отправке переводни-
ков на далекое расстояние способы упаковки и защиты резьб от повреждений
устанавливаются соглашением между поставщиком и потребителем.
Каждая поставляемая партия переводников снабжается сертификатом —
документом, удостоверяющим соответствие их качества требованиям нормали
Н545—58.
Башмаки для обсадных труб
Башмаки для обсадных труб в нефтяной промышленности применяют
для направления и придания жесткости концу обсадных колонн при спуске
их в скважину. Их поставляют в соответствии с отраслевым стандартом
ОСТ 26—02—227—71 двух типов:
Рис. 11.2. Башмак БП с
направляющей чугунной
пробкой
Рис. 11.3. Башмак Б
с фаской
281
to
й
Типоразмеры пе ргвйДШ] к а Г) Pl 7) 5 d d, Ln I
Размеры м м
ПЗ-88/127 147 127 90 380
ПЗ-88/146 108 166 146 105 58 390 9
ПЗ-88/168 188 168 125 405
ПЗ-121/146 166 146 105 390
ПЗ-121/159 179 159 115 400 9
ПЗ-121/168 188 168 125 405
ПЗ-121/194 146 216 194 145 80 430
ПЗ-121/219 243 219 170 450 9
ПЗ-121/245 269 245 190 470
ПЗ-121/273 298 273 215 470 10
ПЗ-133/146 166 146 105 390
ПЗ-133/159 179 159 115 400 9
ПЗ-133/168 188 168 125 405
ПЗ-133/194 155 216 194 145 105 430
ПЗ-133/219 219 170 450 9
ПЗ-133/245 269 245 190 470
ПЗ-133/273 298 273 215 471) 10
Таблица 11.1
1, i в ь С £ Рез гсревс я ьба ^дника Типпряпмпр замка, к ко- торому при- соединяется переводник
Масса, ж обсадш труб
0 172 168 168 180 165 160 160 3 23 25 33 3-88 127 146 168 ЗН-108
0 2 2 176 180 182 162 200 165 170 150 3 4 33 38 42 48 56 65 70 3-121 146 159 168 194 219 245 273 311-146
0 2 182 172 182 186 186 188 168 200 170 3 32 33 37 47 56 69 73 3-133 146 159 168 194 219 245 273 ЗУ-155
ПЗ-147/168
ПЗ-147/194
ПЗ-146/219 178
ПЗ-147/245
ПЗ-147/273
ПЗ-147/299
ПЗ-152/168
ПЗ-152/194
ПЗ-152/219
ПЗ-152/245
ПЗ-152/273 197
ПЗ-152/299
ПЗ-152/325
ПЗ-152/351
ПЗ-152/377
ПЗ-152/426
ПЗ-161/168
ПЗ-161/194
ПЗ-161/219
ПЗ-161/245
ПЗ-161/273
ПЗ-163/299
185
188 168 125 405 90 178 165 3 47 168
216 194 145 430 184 55 194
243 219 170 101 450 92 184 220 170 4 63 3-147 219 ЗШ-178
269 245 190 470 186 74 245
298 273 215 470 102 164 150 79 273
325 299 240 490 166 5 86 299
197 168 122 400 90 176 14 49 168
216 194 145 430 176 57 194
243 219 170 450 92 178 165 4 62 219
269 245 190 470 70 245
298 273 215 122 470 102 158 240 150. 78 3-152 273 ЗН-197
325 299 240 490 5 92 299
351 325 265 520 170 4 103 325
376 351 290 540 172 160 351
402 377 315 560 108 174 3 116 377
451 426 360 600 178 165 158 426
185 168 132 405 90 188 170 3 39 168
216 194 145 430 51 194
243 219 170 132 450 92 188 170 4 59 3-161 219 ЗУ-185
269 245 190 470 190 220 72 245
298 273 215 470 102 168 160 73 273
325 299 240 490 170 165 5 87 299
Типоразмеры
переводника
ПЗ-171/168
ПЗ-171/194
ПЗ-171/219
ПЗ-171/245
ПЗ-171/273
ПЗ-1 71/299
ПЗ-171/325
ПЗ-171/351
ПЗ-171/377
ПЗ-171/426
ПЗ-189/219
ПЗ-189/245
ПЗ-189/273
ПЗ-189/299
ПЗ-189/325
ПЗ-189/351
ПЗ-189/377
ПЗ-189/426
Предельные
отКггонения
Продолжение табл. 111
Г> d <1, Ln I l, 1 u Z.: c Масса, кг Резьба переводника Типоразмер замка, к ко- торому при- соединяется переводник
замковая 1 обсадных груб
Размеры в мм
203 216 243 969 168 194 219 245 127 145 170 190 400 430 450 470 90 92 182 165 10 52 61 65 75 77 95 107 120 119 162 168 194 219
203 298 325 351 376 402 451 273 299 325 351 377 426 215 240 265 290 315 360 127 470 490 520 540 560 600 102 108 102 162 174 176 178 184 240 160 165 r 4 3-171 245 273 299 325 351 377 426 ЗШ-2ОЗ
243 264 219 245 170 190 450 470 92 188 170 4 61 73 69 73 108 ИЗ 148 180 219
212 298 325 351 376 402 451 273 299 325 351 377 426 215 240 265 290 315 360 160 480 500 520 540 560 600 102 108 180 178 182 172 184 188 240 165 170 5 4 3 3-189 245 273 294 325 351 377 426 ЗУ-212
-0,5 ±1 ±0,5 ±0,2 ±0,6 ±15 2 + 10 + 10 -5 ±0,5 —
—5 —5
Таблица 11.2
Предел текучести, К ГС/мм2 Временное сопротивле- ние, KIC/'CM1 Относитель- ное удлинение, % Относи гель- пос сужение, % Ударная вязкость, к ГС - м/см1 Твердость по Нриннс- лю НВ
34 >60 15 40 5 170-210
тип Т.П — с направляюще! 1 чугунной пробкой,
тип В — с фаской без направляющей пробки.
Основные размеры башмаков типа СП приведены на рис. 112 и
в табл. 11.3, а башмаков типа Б — па рис. 11.3 и в табл. 11.4.
Башмаки для обсадных труб в соответствии с ОСТ 26—02—227—71
поставляет завод «Красный пролетарий» (г. Баку).
Корпуса башмаков чз™_т<ж.;.1жот:. поп цраметре обсадных труб до 324 мм
из Сталиных бесшовных горячекатаных труб по ГОСТ 8732 — 70 из ст. 3,
ГОСТ 380 — 71; при диаметре 340 мм и выше из поковок конструкционной
углеродистой или легированной стали по ГОСТ 8479 — 70.
11 вправляющие пробки башмаков изготовляют из серого чугуна марки
Сч. 12-28 по ГОСТ 1412—70.
Резьбы башмака и пробки по размерам и качеству соответствуют требо-
ваниям ГОСТ 632—64. Резьба па башмаках для труб диаметром от 111 до
245 мм — удлиненная, а для труб диаметром от 273 до 508 мм — нормально! г
длины. Башмаки типа БП поставляют свинченными с направляющими проб-
ками. На башмаках клеймением наносится маркировка с указанием товар-
ного знака заводд-изготовителя, условного обозначения башмака, порядко-
вого номера и даты выпуска.
Примеры условного обозначения башмака для обсадпых труб: с напра-
вляющей чугунной пробкой для трубы диаметром 219 мм. Башмак БП-219
ОСТ 26—02—227—71 ; сфаскби для трубы того же диаметра. Б ашмак Б -219
ОСТ 26—02 — 227—71.
Бетонная направляющая пробка
За последние годы прп спуске обсадных колонн взамен чугунной напра-
вляющей пробки применяют бетонную направляющую про (ку ПБН
Рис. 11.4. Бетонная на-
правляющая пробка:
7 — металлический корпус;
2 — бетонный наконечник
Бетонная направляющая пробка состоит из металлического корпуса
и бетонного наконечника. Конструкция пробки приведена на рис. 11.4,
а размеры в табл. 11.5.
285
oo
Типоразмер
башмака
БП-114
БП-127
БП-140
БП-146
БП-168
БП-178
БП-194
БП-219
БП-245
БП-273
БП-299
БП-324
БП-340
БП-351
БП-377
БП-407
БП-426
БП-508
Таблица 11.3
диаметр обсад- ной трубы по ГОСТ 632-64 Размеры в мм Масса, кг, не более
D d d, d2 (предельное отклонение ±3) L корпуса башмака в сооре
114 133 103 110,0 85 320 500 12,5 22
127 146 115 122,0 350 530 15,5 26
140 159 128 134,0 95 380 19,0 31
146 166 133 143,6 400 560 21,5 35
168 188 156 165,6 405 625 24,0 42
178 198 164 172 125 415 645 28,5 55
194 216 180 186,0 140 430 655 34,5 69
219 245 206 213,8 160 460 715 46,0 79
245 270 231 239,8 195 480 785 52,0 90
273 299 260 267,7 218 800 60,0 113
299 324 285 292,8 250 485 805 65,0 143
324 351 308 319,3 270 865 75,0 154
340 365 326 285 75,0 156
351 376 333 346,2 305 510 880 83,0 173
377 402 359 370,1 325 960 91,5 196
407 432 390 400,0 350 1050 97,0 220
426 451 407 414,0 368 550 1085 118,5 259
508 533 494 503,0 450 121,5 278
Таблица 11.4
Типоразмер башмака Услови ый диаметр обсадной трубы по ГОСТ G32—б-i Размеры в мм Масса, кг, не более
D d (предель- ное отклоне- ние А а) L (предель- ное откло- нение ±3)
Г>-114 114 133 103 200 10
1,-127 127 146 115 210 11
Б-140 140 159 128 220 12
Б-146 140 166 133 14
Б-168 168 188 156 230 15
Б-178 178 198 164 17
Б-194 194 216 180 240 20
Б-219 219 245 205 260 27
Б-245 245 270 231 266 32
Б-273 273 299 260 300 43
Б-299 299 324 285 325 50
Б-324 324 351 308 350 60
Б-340 340 365 326 360 65
Б-351 351 376 333 400 80
Б-377 377 402 359 85
Б-407 407 432 390 90
Б-426 426 451 407 96
Б-508 508 533 494 420 105
Таблица 11.5
Типоразмеры Размеры в мм
бетонной бетона,
направляю- щей пробки J) и, <1 L / 11 т ~ ъ см:‘
ПБН-114 133 70 40 255 35 45 5 170 1 260
ПБН-146 166 90 55 295 45 50 6 200 2 350
ПБН-168 188 105 65 310 50 60 6 210 3 400
ПБН-194 216 120 75 325 55 70 8 220 4 620
ПБН-219 245 135 90 345 65 75 8 235 6 260
ПБН-245 270 145 95 355 70 80 10 255 8 860
ПБН-273 299 155 100 .',75 75 90 10 270 12 000
ПБН-299 324 170 105 400 80 100 15 290 16 000
ПБН-324 351 180 НО 420 90 НО 15 310 20 000
ПБН-351 376 190 115 450 100 120 15 330 25 220
ПБН-377 402 200 120 470 110 140 15 350 30 700
ПБН-426 451 210 125 500 120 155 15 380 35 200
Опытные партии бетонных пробок выпущены на заводе «Красный про-
летарий» (г. Баку).
Бетонный наконечник пробки формуется при помощи металлической
опалубки из раствора, приготовленного по следующему рецепту:
портландцемент марки 400—500
кварцевый песок МК-2,5—1,9
материал с величиной зерен до 15 мм
287
Расход материалов 1:1, 3 : 1,6 при водоцементиом отношении 0,5.
Металлический корпус на наружной поверхности до начала бетонного
наконечника имеет небольшой конусный переход, который устраняет контакт
поверхности бетонного наконечника с внутренней стенкой помежуточной
колонны в процессе спуска. На внутренней поверхности корпуса растачи-
ваются кольцевые канавки для хорошего сцепления его с бетоном.
Преимуществами бетонной направляющей пробки являются небольшая
стоимость изготовления и легкость последующего ее разбуривания.
Над башмаком устанавливают башмачный патрубок. Патрубок изго-
товляют из муфтовой заготовки для обсадных труб. В теле патрубка сделано
несколько отверстий, расположенных по винтовой линии и предназначенных
для выхода раствора из колонны.
Обратные клапаны для спуска обсадных колонн
Обратный клапан применяют для облегчения спуска колонны обсадных
труб при погружении ее в скважину, содержащую жидкость, и для предот-
вращения выброса или обратного движения цементного раствора. Кроме того,
применение обратного клапана способствует частичной промывке и очищению
затрубного пространства.
Клапан устанавливается над башмачным патрубком.
Конструкция широко применяемого в настоящее время обратного кла-
пана, поставляемого по техническим условиям ТУ 26—02—238—70, пока-
зана на рис. 11.5.
Обратные клапаны для спуска обсадных колонн в соответствии с ТУ
26—02—238—70 поставляет завод «Красный пролетарий».
Техническая характеристика клапана приведена в табл. 11.0.
Табл и ц а 11.6
Резьбы на концах корпуса клапана по размерам и качеству соответ-
ствуют требованиям ГОСТ 632—64.
Обратный клапан в собранном виде подвергается гидравлическому испы-
танию водой под давлением, равным 1,5д (р — рабочее давление), в течение
10 мин. Течь между тарелкой и седлом при этом не допускается.
Использование обратных клапанов тарельчатого типа, изготавливаемых
по ТУ 26—02—238—70, ограничивает время спуска колонны. Это объяс-
288
няется необходимостью периодических перерывов спуска колонны для ее
заполнения промывочной жидкостью.
В последнее время находят применение новые конструкции обратных
клапанов — диафрагменный, дифференциальный и др. Эти конструкции
позволяют автоматизировать процесс непрерывного заполнения колонны
с поддержанием при этом заданной величины опорожнения спускаемой ко-
лонны.
Рис. 11.5. Тарельчатый об-
ратный клапан
1 — пружина; 2 — шток; 3 —
тарелка; 4 — седло; 5 — корпус
Рис. 11.6. Обратный диафрагменный клапан:
1 — шарик; 2—диафрагма; 3 — направляющие; 4 — цемент; 5 — кор-
пус; 6 — ограничительный диск
Новую конструкцию имеет обратный диафрагменный клапан, раз-
работанный институтом АзНИПИнефть. Основной рабочей деталью
этого клапана является резиновая диафрагма, вцементированная впутри
корпуса (рис. 11.6).
Процесс спуска обсадных колонн с диафрагменным клапаном протекает
следующим образом. По мере спуска колонны гидродинамическое давление
под клапаном повышается, в результате чего отверстие в резиновой диаф-
рагме увеличивается, создавая условия для самозаполнения колонны.
Из-за небольшой величины диаметра отверстия диафрагмы при спуске
колонн создается достаточный перепад давления, обеспечивающий циркуля-
цию частп раствора через затрубное пространство и предотвращающий пере-
лив жидкости через колонну.
После окончания спуска колонны обсадных труб при промывке скважины
в нее пускают запирающий пластмассовый шар. Шар, увлекаемый прокачи-
ваемой жидкостью, которая имеет примерно равную с ним плотность, дойдя
до направления клапана и перекрыв его под действием гидродинамического
давления, продавливается через отверстие диафрагмы в стакан клапана,
т. е. в его нижнюю полость. Давление, необходимое для продавливания шара
через диафрагму, составляет 10—15 кгс/см2.
После прохождения шара в нижнюю полость клапан работает как обыч-
ный обратный клапан, так как при обратном движении жидкости он пере-
крывает отверстие диафрагмы и тем самым запирает колонну.
19 Зак аз 754
289
Нарушение герметичности и срез диафрагмы могут происходить при
давлении жидкости, превышающем 250 кгс/сма.
Диафрагменный клапан имеет незначительное количество металлических
частей, подлежащих последующему разбуриванию, надежен в эксплуатации
и прост в изготовлении. Однако он имеет и ряд недостатков: необходима
специальная высококачественная резина, обеспечивающая прохождение
шара, диаметр которого в 4 раза больше диаметра отверстия диафрагмы.
Плотность материала шара должна быть больше плотности промывоч-
ного раствора и меньше плотности цементного раствора. Ввиду незначлтель-
Рпс. 11.7. Обратный кла-
пан для обсадных труб
пой разницы их плотностей затрачивается много
времени с момента пуска шара >путрь колонны
и до момента прохождения им отверстия диа-
фрагмы, что не обеспечивает быстроту обратного
запирания колонны при проявлении.
Аналогичные конструкции диафрагменных
обратных клапанов ЦКО и ЦКОД для колонн
размерами 114—426 мм разработаны во
ВНИИКрнефти.
Обратные клапаны типа ЦКО представляют
собой модификацию клапанов ЦКОД и предна-
значены для аномальных условий цементирова-
ния, связанных с опасностью выброса или силь-
ного поглощения жидкости. В первом случае,
когда имеет место опасность выброса, клапаны
типа ЦКО спускают в скважину с предварительно
помещенным в корпус шаром и используют как
обычный обратный клапан. Во втором случае,
при уходе жидкости, клапан ЦКО используют
аналогично ЦКОД.
Производство этих клапанов освоено на Кра-
снодарском опытном заводе «Нефтемашремонт».
На рис. 11.7 представлена конструкция об-
ратного клапана, предложенная АзНИПИнефтью .
Клапан состоит из корпуса 1, стакана 2,
нижней обоймы 3 со штифтом 4, запирающего
шара, 5 с тросиком, резиновой диафрагмы 6,
верхней обоймы 7, седла 8, направления 9,
упорного кольца 10 и утяжеленного шара 11.
Стакан 2 имеет отверстия для свободного
протекания раствора. Нижняя обойма 3 штиф-
тами 4 удерживается внутри стакана 2, а запирающий шар 5 — в поло-
жении, показанном па рисунке, при помощи тросика, закрепленного
внутри одного из штифтов. В верхнюю обойму 7 ввинчено седло 8, пере-
крывающее боковые окна в направлении 9. Направление 9 удерживается
на заплечиках в корпусе. Детали клапана удерживаются от двия«иия вверх
с помощью упорного кольца 10.
Утяжеленный шар 11 находится на поверхности и при необходимости
опускается в колонну.
По мере спуска колонны в скважину раствор через стакан 2, отвер -
стие в резиновой диафрагме 6 и седло 8 проходит внутрь колонны. Резино-
вая диафрагма 6 регулирует пропускную способность клапана и обеспе-
чивает постоянство опорожнения внутри колонны.
Дальнейшее заполнение колопиы происходит за счет гидростатического
давления, обусловленного разностью уровней.
При спуске колонны жидкость интенсивно вытесняется в затрубное
пространство. После окончания спуска колонны обсадных труб, при про-
мывке скважины в нес опускают утяжеленный шар 11. Утяжеленный шар,
достигнув седла 8, перекрывает его, создавая избыточное давление над собой.
Под действием избыточного давления срезаются штифты 4 и седло 8,
верхняя обойма 7, резиновая диафрагма 6 и нижняя обойма 3 перемещаются
290
вниз до упора верхней обоймы 7 в стакан 2. При этом освобождается запи-
рающий шар 5 и открываются боковые отверстия в направлении 9.
Дальнейшая промывка, а затем цементирование протекают следующим
образом. Прокачиваемый раствор проходит через боковые отверстия в напра-
влении 9, заполняя кольцевое пространство между деталями 7, 8, 9 и корпу-
сом 1, и далее через боковые отверстия в верхней обойме 7, отверстие диаф-
рагмы 6, стакан 2 — в затрубное пространство.
При обратном поступлении цементного раствора или газонефтепроявле-
нии запирающий шар а, увлекаемый потоком жидкости, перекрывает отвер-
стие диафрагмы 6 и тем самым надежно запирает колонну.
Разъединители
Разъединители служат для спуска обсадных колонн по секциям или
для спуска хвостовиков при помощи бурильных труб. Действие разъедини-
телей основано на использовании легкоотвинчиваемого левого резьбового
соединения, при помощи которого после спуска обсадных труб освобождается
бурильная колонна. Иногда во избежание аварий приходится спускать экс-
плуатационные колонны в глубокие скважины с осложненными геологиче-
скими условиями по секциям в два-три приема на бурильных трубах
при помощи специальных разъединителей.
В глубоких скважинах, особенно разведочных, проходимых в осложнен-
ных геологических условиях, для перекрытия зон ниже башмака промежу-
точных колонн часто приходится внутри них спускать хвостовики длиной
2000 м и более. Их спускают на бурильных трубах при помощи разъедини-
телей. Разъединитель для спуска хвостовиков состоит из ниппеля и муфты,
соединенных между собой легкоотвинчиваемой резьбой с крупным шагом
и левым направлением нарезки. Верхний конец ниппеля разъединителя
имеет внутреннюю правую замковую резьбу, куда ввинчивается ниппель
замка бурильной колонны. Нижний конец муфты разъединителя имеет внут-
реннюю правую резьбу обсадной трубы, в которую ввинчивается верхний
конец последней сверху трубы хвостовика.
Разъединители изготовляют различных конструкций, но принцип дей-
ствия их одинаков.
Универсальный разъединитель
Конструкция универсального разъединителя для спуска хвостовиков
внутри промежуточных колонн на бурильных трубах приведена на рис. 11.8,
а размеры в табл. 11.7.
Пользуясь указанными универсальными разъединителями, можно спу-
стить хвостовик, зацементировать его при помощи двухсекционной разде-
лительной пробки, установить на верхнем конце хвостовика герметизиру-
ющее устройство (Герус) и, наконец, при необходимости в последующем —
наращивать эту колонну до устья скважины.
Как видно из табл. 11.7, для всех разъединителей используют специ-
альную резьбу, отличающуюся от ГОСТ 3150—66 и ГОСТ 9484—73 разме-
ром диаметров.
Разъединители типа PCX-219 X 299 и PCX-245 X 324 изготовляет завод
«Красный пролетарий».
Без резьбовый разъединитель (Б е р а з)
Безрезьбовый разъединитель Бераз конструкции АзНИПИнефти (рис.
11.9) состоит из следующих основных деталей: сердечника 1, ниппеля 9 с во-
ронкой 4, корпуса 11 и соединителя 12.
Сердечник имеет замковую резьбу 3-147. Предохранитель 6 крепится
к сердечнику с помощью четырех срезных шпилек 5 диаметром 5 мм и служит
для предотвращения преждевременного срабатывания разъединителя при
транспортировке или прп навинчивании бурильных труб к разъединителю.
19*
291
Таблица 11.7
Шифр Габаритные размеры, мм Резьба трапецеи- дальная ленам но ГОСТ 948/i— 73 Присоедини- тельцам резьба Резьба метрическям под Гсрус по ГОСТ 9150—59
наружный диа- метр D ь Г н > д.апна L верхняя по ГОСТ 528G —5S V9- ОН
РСХ-273Х377 РСХ-245Х 351 РСХ-245Х 324 РСХ-219Х 299 РСХ-194Х 273 345 322 209 120 120 120 850 755 755 СП СП СП 265X12 235X12 235X12 3-147 3-147 3-147 273 245 245 СП 272x4 СП 243x4 СП 243X3
268 242 120 90 815 755 СП СП 210X10 185X10 3-147 3 121 219 194 СП 217x4 СП 192X4
РСХ-168Х 245 212 90 705 СП 160X8 3-121 168 СП 166X4
РСХ-146x245 РСХ-146Х219 212 190 90 90 705 705 СП СП 140X6 140x6 3-121 3-121 146 146 СП 144X3 СП 144X3
Рис. 11.8. Универсальный
разъединитель для спуска
хвостовиков
Рис. 11.9. Беарезьбовой
разъединитель
292
Две шпонки 7, которые крепятся к сердечнику с помощью винтов 8,
служат для проворачивания хвостовика.
По наружному диаметру сердечника проточена канавка, в которой
утапливается соединитель 12 в момент срабатывания разъединителя.
На сердечник устанавливается уплотнительная .манжета 13, которая
удерживается с помощью ганки 14. В raiiitc имеется два отверстия, в которых
расположены винты 75, предназначенные для крепления нижней секции
цементировочной двухсекционной пробки.
Ниппель имеет присоединительные резьбы для воронки и для корпуса.
С целью обеспечения герметичности в резьбовых соединениях между ниппе-
лем и корпусом, а также между ниппелем и воронкой вложено уплотнение
10. IIа внутренней поверхности ниппеля простроганы две шпоночные канавки.
Воронка имеет присоединительную резьбу для ниппеля; на внутренней
поверхности воронки проточена канавка, которая служит для присоеди-
нения герметизирующего устройст> а или второй секции обсадной колонны.
Канавка предохраняется от загрязнения втулкой 3, удерживаемой штифтом 2.
Корпус имеет две присоединительные резьбы: одну к ниппелю, а другую —
к муфте первой секции обсадной колонны или хвостовика. На наружной
поверхности корпуса расположены центрирующие ребра.
Соединитель 12 представляет собой стальпое эластичное кольцо из восьми
круговых сегментов. Каждый сегмент соединен с другим тремя утопленными
в его теле спиральными пружинами. Два конечных сегмента (замковые)
соединены с помощью планки, закрепляющейся винтом.
Под действием массы хвостовика соединитель постоянно находится под
нагрузкой и препятствует какому-либо перемещению сердечника относительно
корпуса.
После окончания тампонажных работ масса хвостовика разгружается
на забой, при дальнейшем разгружении сердечник смещается относительно
корпуса разъединителя. Под действием спиральных пружин соединитель
утапливается в канавку сердечника, тем самым нарушается связь между
сердечником н корпусом разъединителя, т. е. происходит отсоединение.
Техническая характеристика
Допускаемая осевая нагрузка, кге ..............2W000
Передаваемый крутящий момент, кге • м.......... 3000
Допускаемый перепад давления, кгс/см2 ......... 2(10
Допускаемая температура рабочей среды, ' С .... -f-150
Габаритные размеры, мм:
диаметр...................................... 288
длина......................................... 775
Масса, кг........................................ 175
Завод «Красный пролетарий» изготовляет Бераз-219 для спуска хво-
стовика размером 219 мм.
Герметизирующее устройство Герус
В практике бурения нефтяных и газовых скважин с целью экономии
обсадных труб часто спускают хвостовики. При такой конструкции скважины
через пространство, образованное верхней частью хвостовика и предыдущей
колонной, могут проникать пластовые газы и воды или, наоборот, промы-
вочная жидкость может уходить в пласт. Цементная заливка должна предот-
вратить эти явления, по, как показала практика, цемент не всегда создает
должную герметизацию.
С целью устранения этих явлений институтом АзНИПИнефть предло-
жены способ герметизации межтрубного пространства и герметизирующее
устройство для его осуществления — Герус.
Герметизирующее устройство состоит, как показано на рис. 11.10, из кор-
пуса 1, на котором укреплен набор резиновых самоуплотняющихся манжет 2,
293
Чтобы Герус был герметичен, как при пластовых проявлениях, так и прп
поглощениях, резиновые манжеты попарно направлены своими раструбами
в разные стороны. Для создания более плавного перехода от колонны к хво-
стовику верхний торец корпуса 1 снабжен воронкой 3, а для присоединения
Геруса к хвостовику нижний конец его снабжен цилиндрической резьбой
Рис. 11.10. Герметизирующее устрой-
ство Герус
1 — корпус; 2—самоуплотняющаяся май
жета; з — воронка; 4 — кожух; а — Ге-
рус перед установкой; б — Герус после
установки
и длинным гладким направлением.
Чтобы предохранить резиновые
манжеты от разрушения, при спуске
Геруса на него наденается тонкостен-
ный кожух 4, который при подъеме
бурильных труб с них снимается и
поднимается на поверхность. При
этом манжеты 2 освобождаются и
герметизируют межтрубное про-
странство.
Устройство для подвески
хвостовиков
Во избежание деформации от
собственного веса секций обсадных
колонн или хвостовиков при их раз-
грузке на забой, напряжений круче-
ния при отвинчивании колонны бу-
рильных труб и для созданпя необ-
ходимой устойчивости колонны ее
следует подвешивать либо на цемент-
ный камень, либо на нижнюю часть
предыдущей колонны или на во-
ронку предыдущего хвостовика. Для
этого^используют различные устрой-
ства, устанавливаемые в верхней
части спускаемой колонны.
При наличии в конструкции
скважины хвостовика подвеска ниж-
ней секции эксплуатационной колон-
ны может быть осуществлена на его
воронке. Для этого используют за-
крепляемую на верхней части спу-
скаемой колонны специальную муфту
с установкой на ней трех клиньев,
расположенных под углом 120° друг
к другу. Конусность клиньев соот-
ветствует конусности верхней части
воронки хвостовика. Подвеска может
осуществляться перед цементирова-
нием секции или после него. Наличие трех каналов между воронкой
хвостовика и нижней частью специальной муфты спущенной секции позволяет
вести промЕгвку скважины и процесс цементирования в подвешенном состо-
янии.
При отсутствии хвостовика в конструкции скважины или необходимости
оставления «головы» секции в открытой части ствола ее можно подвешивать
на цементном камне. С этой целью после цементирования секции колонну
бурильных труб не отсоединяют от нее, т. е. не разгружают секцию на забой,
а на весь срок ОЗЦ оставляют в растянутом состоянии. После затвердения
цементного раствора спущенную секцию или хвостовик плавно разгружают
на цементный камень и затем разъединяют от колонны бурильных труб.
Для очистки кольцевого пространства от части тампонажного раствора,
оказавшегося выше «головы» секции илп хвостовика, п во избежание прихвата
затвердевающим цементным раствором нижней части бурильных труб поль-
294
зуются специальными устройствами, как, например, устройством конструк-
ции СевКавНИПИнефть.
При наличии предыдущей обсадной ьолонны и возможности установки
«головы» секции выше ее башмака эту секцию или хвостовик можно подве-
шивать на нижнюю часть предыдущей обсадной колонны. Для этого исполь-
зуют д| а типа устройств, первый из которых включает специальную муфту,
Рис. 11.11. Устройство для подвески
хвостовиков на предыдущей обсадной
колонне:
1 — муфта хвостовика; 2 — упорная втул-
ка; -> — шпилька; 4 — распорная втулка;
з — запорные сухари; а — пружина; 7 —
специальная муфта; а — упорное кольцо;
> — предыдущая обсадная колонна
Рис. 11.12. Инструмент для спуска
обсадных колонн секциями ИСО:
1 — переводник верхний, 2 — корпус;
3 — головка; 4 — шпиндель; 5 — муфта;
6 — манжета
предварительно установленную в нижней части предыдущей колонны, вто-
рой — пружинно-шлипсовую систему.
При необходимости подвески секции или хвостовика массой более 50—
60 т и наличии благоприятных условий доведения до требуемой глубины
желательно применять первый тип устройства. Если имеется опасность недо-
ведения хвостовика до проектной глубины или при незначительной его массе,
предпочтительна второй тип устройства.
На рис. 11.11 приведена конструкция устройства первого типа объеди-
нения Ставропольнефтегаз.
Инструмент для спуска обсадных колонн секциями
Прп спуске обсадных колонн секциями или же обсадных хвостовиков
оставление иодг.ески — колонны бурильных труб — в необсаженном стволе
295
без движения может привести к прихвату подвески. Для предотвращения
этого требуется периодически расхаживать подвеску. Указанная цель дости-
гается инструментами ИСО и ИС0М1.
ИСО (рис. 11.12) предназначен для спуска обсадных колонн без приме-
нения продавочных пробок и представляет собой телескопическую конструк-
цию, состоящую из корпуса 2 и подвижного шпинделя 4. На нижнем торце
переводника 1 и на верхнем копце головки шпинделя 3 предусмотрены ку-
лачки для передачи крутящего момента при отвинчивании разъединителя.
Отвинчивание производится при нижнем положении корпуса. ИСО имеет
свободный ход, равный двум метрам.
ИСОМ1 предназначен для спуска обсадных колонн и хвостовиков сек-
циями с применением продавочных пробок. Он отличается от ИСО наличием
телескопической направляющей трубы для прохождения верхней секции
продавочной пробки. Свободный ход ИСОМ1 составляет 1,6 м.
ИСО или ИСОМ1 устанавливается между разъединителем и подвеской-
колонной бурильных труб.
ИСО размером 235 м (ИСО-235) изготовляет завод «Красный пролетарий».
Кольцо упорное
Кольцо упорное предназначено для остановки заливочной пробки на за-
данной глубине скважины при ее цементации.
Рис. 11.13. Кольцо упорное «стоп»
Размеры колонн и колец приведены в табл. 11.8 и на рис. 11.13.
Таблица 11.8
Условный диаметр колонны обсадных труб по ГОСТ 632—64 Размеры в мм Масса, кг
П-0,5 d h
114 106 . 60+°.8 0,70
127 118 j 70+°'8 0,83
140 130 , 80+°,8 15-0,4 0,96
146 131 1,00
168 158 105+ »» 1,58
178 168 115+“8 1,66
194 184 130+0-8 1,88
219 209 150+°’8 2,35
245 234 180+1-0 18-0,4 2,48
273 262 200+1-° 3,25
299 268 230+!'0 3,40
324 313 250+>•“ 3,90
340 329 270+1 “ 4,30
351 338 280+1’° 4,40
377 364 300+Мз 20-0.5 5,30
407 395 340+1 35 5,80
426 413 350+1,35 6,40
508 497 440+1,35 24-„°,1 12,00
Кольца изготовляют в соответствии с техническими условиями
ТУ26—02—245—70 из серого чугуна в соответствии с ГОСТ 1412—70.
296
Глава 12
КОНТРОЛЬ РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ
ОБСАДНЫХ ТРУБ И МУФТ К НИМ
Калибры
Для прогоркл резьбы обсадных труб и муфт к ним но ГОСТ 632—64
применяют такое же количество калибров и такого же наименования, как
для бурильных труб, изготовляемых по ГОСТ 631—63, кроме калибра для
проверки кармана.
Резьбовые калибры изготовляют в соответствии с ГОСТ 10655—63 «Ка-
либры для резьбы обсадных труб и муфт к ним».
Размеры и профиль резьбы калибров для обсадных труб должны соот-
ветствовать рис. 2.2 (см. главу 2) и табл. 12.1.
Отклонения пгага резьбы, половины угла профиля, а также конусности
по линии среднего диаметра не должны превышать величин, указанныхв табл.
12.2.
Твердость поверхности резьбы и измерительных плоскостей для калиб-
ров размером от 114 до 178 мм должна быть в пределах НИС = 56 4- 64,
а для калибров размером от 194 до 508 мм HRC == 52 -4- 60.
Калибры-кольца должны быть припасованы к калибру-пробке с натя-
гом Н. Калибр-пробка для припасовки должен быть отобран из партии или
изготовлен отдельно с отклонениями шага резьбы не более ±0,013 мм. а от-
клонение половины угла профиля не должно превышать ±10'. Отклонение
конусности указано в табл. 12.2, причем этот калибр-пробка должен входить
в число заказанных калибров каждой поставки. К одной пробке должно
быть припасовано пе более десяти калибров-колец. При припасовке калибра-
кольца к калибру-пробке отклонение от параллельности между измеритель-
ными плоскостями не долито быть более 0,05 мм для калибров размером
от 114 до 178 мм и 0,075 мм для калибров размером от 194 до 508 ли.
П редельный износ калибров-пробок по среднему диаметру на всей длине
резьбы допускается меньше номинала на величину 0,04 мм для размеров
от 114 до 178 мм и на величину 0,05 мм для размеров от 191 до 508 мм.
Величина натяга Н калибров-колец в эксплуатации должна проверяться
калибром-пробкой, к которому они были припасованы при изготовлении,
или другой пробкой (по фактическому начальному натягу), предельные откло-
нения которой соотгетствуют требованиям стандарта.
Предельный износ калибров-колец, определяемый уменьшением номи-
нального натяга, допускается на величину 0,6 мм для калибров размерами
от 114 до 178 мм п на величину 0,8 мм для калибров от 194 до 508 мм.
Маркировка
На каждом калибре должны быть нанесены:
а) наименование трубы;
о) условный диаметр трубы в мм;
в) обозначение калибров с левой резьбой;
г) натяг у торца трубы Ат (номинальный по стандарту на трубы) и натяг
А (номинальный) на пробках;
д) порядковый номер калибра;
е) месяц и год изготовления;
ж) товарный знак предприятия-поставщика;
з) иомер стандарта.
П римеры маркировки
Калибр-кольцо для обсадных труб условного диаметра 245 мм:
Обе 245А ^3,17 5 II 65 ГОСТ 10655—63
(товарный 31101 > 'пкиа ивглнм i
297
Размеры
Условный диаметр трубы Шаг резьбы S Диаметр
пробки
d di
номиналь- н ы й предельное отклонен не номиналь- ный предел|1Ное отклонение
114 127 140 146 168 178 194 219 245 273 299 324 340 407 508 3,175 113,792 126,492 139,192 145,542 167,767 177,292 193,167 218,567 243,967 272,542 297,942 323,342 339,217 405,892 507,492 4-0,075 —0,125 112,566 125,266 137,966 144,316 166,541 176,066 191,941 217,341 242,741 271,316 296,716 322,116 337,991 404,666 506,266 ±0,025
Условный диаметр трубы Шаг резьбы S Li I, 1 Ширина проточки В
номиналь- ная предельное отклонение
114 67 51,125
127 70 54,125
140 73 57,125
146 76 60,125
168 79,5 63,625
178 79,5 63,625
194 3,175 82,5 +4 15,875 66,625 18+2
219 86 70,125
245 86 70,125
273 89 73,125
299 89 73,125
324 89 73,125
340 89 73,125
407 101,5 85,625
508 101,5 85,625
298
Таблица 12.1
В мм
И основной плоскости
кольца
'Чах dt d2 ^min
номиналь- ный пред(.‘лыюс отклонение номиналь- ный предельное отклонение
110,680 123,380 136,080 142,430 164,655 174,180 190,055 215,455 240,855 269,430 294,830 320,230 336,105 402,780 504,380 111,341 124,041 136,741 143,091 165,316 174,841 190,716 216,116 241,516 270,091 296,491 320,891 336,766 403,441 505,041 +0,125 —0,075 112,566 125,266 137,966 144,316 166,541 176,066 191,941 217,341 242,741 271,316 296,716 322,116 337,991 404,666 506,266 ±0,025 114,452 127,152 139,852 146,202 168,427 177,952 193,827 219,227 244,627 273,202 298,602 324,002 339,827 406,552 508,152
Продолжение табл. 12.1
Длина кольца L Диаметр Канавка Ъ,/2 Натяг Н для колец при припасовке к пробке
номиналь- ная предельное отклонение С1П11п +тах номинальный предельное отклонение
60,7 116,7 109
63,7 129,4 122
66,7 + 0,3 142,1 135 0,35 9,5 + 0,1
69,7 148,5 141
73,2 170,7 163
73,2 180,2 173
74,7 196,1 189
78,2 221,5 214
78,2 246,9 239
81,2 275,5 268
81,2 ±0,35 300,9 293 0,45 И ±0,15
81,2 326,3 319
81,2 342,1 335
93,7 408,8 401
93,7 510,4 503
299
Таблица 12.2
Калибр Размеры калибра, мм Т1 р г де л ь 11 ы е о т к л о нс н ия
шага резьбы, мм половины угла профиля, мин конусности по линии сред- него диаметра, мм
Пробка Кольцо 114—178 194-508 114—178 194-508 ±0,016 ±0,018 ±0,023 ±0,025 ±15 ±20 ±0,025 -0,005 —0,030
Калибр-пробка для обсадных труб условного диаметра 146 мм с левой
резьбой:
Обе 146А 9,545 III-65 ГОСТ 10655—63
(товарный знак злвола-твiCi ;iгщикз)
При припасовке к одному калибру-пробке одного или нескольких калиб-
ров-колец номер на этих кольцах наносится и виде дроби, числитель которой
указывает иомер пробки, а знаменатель — порядковый номер кольца.
Калибр-пробка снабжается аттестатом. В аттестате должны быть указаны:
фактические отклонения шага, половины угла профиля, конусности по линии
среднего диаметра п по среднему диаметру резьбы в основной плоскости.
Упаковка в соответствии с ГОСТ 10653—63. Храпение и ремонт ка-
либров см. в главе 2.
Проверка резьбы обсадных труб и муфт к ним
По ГОСТ 632—64. По стандарту па обсадные трубы и муфты к ним
(ГОСТ 632—64) профиль резьбы обсадных труб соответствует профилю
резьбы бурильных труб, изготовленных по ГОСТ 631—63. Методика про-
верки резьбы обсадных труб по ГОСТ 632 — 64 соответствует методике про-
верки резьбы бурильных труб по ГОСТ 631—63 (см. главу 2).
Натяг резьбы следует проверять у каждой муфты резьбовым калибром-
пробкой по ГОСТ 10655—63.
Измерительная плоскость калибра-пробки должна совпадать с концом
сбега резьбы на трубе. При ввинчивании калибра-пробки в муфту измеритель-
ная плоскость пробки не должна доходить до торца муфты на величину А
(рис. 12.1, а), равную: для труб диаметром 114— 178 мм— 9,5 мм и для труб
остальных диаметров — 11 мм. Допускаемое отклонение ±1 нитка.
Резьба по натягу проверяется у каждой трубы резьбовым калибром-коль-
цом по ГОСТ 10655 —63. Измерительная плоскость калибра-кольца не должна
доходить до торца трубы на величину Ат = 1 нитка.
При навинчивании калпбра-кольца на трубу измерительная плоскость
кольца должна совпадать с торцом трубы с допуском Ат ±1 нитка (рис.
12.1, 6).
Конусность резьбы но наружному диаметру каждой трубы и по внутрен-
нему диаметру каждой муфты проверяют гладкими коническими калибрами
или специальными приборами. Шаг резьбы, угол профиля, конусность по сред-
нему диаметру и глубину витка должны ироверятЕ, периодически специаль-
ными приборами или универсальными средствами. Проверке соосности резьбы
должны быть подвергнуты не мепее 1% муфт.
Для проверки совпадения осей резьбы обоих концов муфту навинчивают
на нарезанный цилиндрический стержень, точно выверенный и цептрировап-
300
ный и патроне токарного станка пли специального приспособления. В свобод-
ный конец муфты ввинчивается другой (цилиндрический) чисто обработанный
стержень длиной не менее 250 мм.
Вращая муфту, определяют биение стержня у торца муфты и у конца
стержня индикатором часового типа. Биение близ торца муфты не должно
превышать 1,5 мм, а у свободного конца стержня — не более 6 мм на 1 м
длины, если считать от середины муфты.
ц0 ту—14—з—71—72. Для проверки резьбы обсадных труб больших
диаметров (351,377 и 426 мм) применяют следующие калибры:
1) резьбовой контрольный калибр-пробку для припасовки контрольных
и рабочих колец;
2) резьбовой контрольный калибр-кольцо для припасовки рабочих резь-
бовых калиброн-пробок;
3) резьбовой рабочий калибр-
пробку для проверки резьбы муфт
обсадных труб по патягу;
4) резьбовой рабочий калибр-
кольцо для проверки резьбы обсад-
ных труб по патягу;
5) гладкий контрольный кони-
ческий калпбр-пробку для припа-
совки гладких рабочих калибров-
колец;
6) гладкий рабочий калибр-коль-
цо для проверки конусности резьбы
обсадных труб по наружному диа-
метру;
7) гладкий контрольный копи-
Илмерчтспоная
I плоскость
I калибра-пробки
j Конец сбега регьбы
/ i/ (последняя риска
I ГА на трубе)
Му дота
Пробка
''Основная плоскость
а
Труба
лца
Кольцо
Труба
Кольцо
А
Труба --Ц-
А r of нитка
ческий калибр-кольцо для припа
совки гладких рабочих калибров-
пробок;
8) гладкий рабочий калибр-проб-
ку (крестовину) для проверки конус-
ности резьбы муфты обсадных труб
АТ -1 нитка
А
Рис. 12.1. Проверка резьбы обсад-
ных труб калибрами:
по внутреннему диаметру.
Резьбовые калибры для обсад-
ных труб по ТУ—14—3 — 71—72 из-
ii — проверка резьбы муфт; б — проверка
резьбы труб
готовляют в соответствии с требованиями, приведенными в разделе V тех
же ТУ.
Натяг, оцинкованной резьбы муфты по резьбовому рабочему калибру-
пробке и натяг резьбы трубы по резьбовому рабочему калибру-кольцу должны
быть равны натягу А . Натяг А для труб диаметром 351—426 мм равен 15 мм.
Допускаемое отклонение ±1 нитка.
Натяг резьбы трубы определяется как расстояние от измерительной
плоскости калибра-кольца до последней риски па трубе; натяг резьбы муфты—
как расстояние от измерительной плоскости калибра-пробки до торца муфты
Проверка резьбы геологоразведочных обсадных
и колонковых труб с ниппельными
и безниппельными соединениями
Калибры
Для проверки резьбы ниппельных и безниппельных соединений обсад-
ных и колонковых труб для геологоразведочного бурения по ГОСТ 6238—52
применяют резьбовые и гладкие калибры, изготовляемые но ГОСТ 6361—52.
Рабочие резьбовые проходные и непроходные калибры-кольца и калибры-
пробки ПР, НЕ и СП-HE, а также рабочие гладкие калибры ПР и НЕ контро-
301
лпруют внутренний и наружный диаметры резьбы, толщину витка у наруж-
ной резьбы и ширину впадины у внутренней резьбы.
Для контроля износа по ширине впадины рабочих резьбовых калибров-
колец ПР и НЕ применяют контрольные резьбовые калибры-пробки соот-
ветственно К-И и КИ-НЕ. При свинчивании этих пробок с проверяемыми
кольцами допускается частичное свинчивание, но резьба пробки не должна
выходить с противоположной свинчиванию стороны кольца.
Размеры и профиль резьбы калибров (в мм) указаны на рис. 12.2 и в табл.
12.3, 12.4, 12,5.
Таблица 12.3
Номи- нальный диаметр резьбы Рабочие резьбовые калибры-кольца
наруж- ный диаметр d, не более ипутренпий диаметр d\
поминальный предельные отклонения
ПР. НЕ и СП-Н Е ПР и НЕ СП-НЕ ПР 1 НЕ СП-НЕ
НОВЫХ изношен- ных
Ниппельные соединения
29 29 27,5 27,416 —0,005 —0,014 + 0,084 + 0,004 —0.005 + 0,009
39 39 37,5 37,400 —0,006 —0,017 + 0.100 + 0,005 —0,006 +0,011
52 52 50,5 50,380 —0,007 —0,020 + 0,120 + 0,006 —0,007 +0,013
68 68 66,5 66,380 —0,007 —0,020 + 0,120 + 0,006 —0,007 +0,013
84 84 82,5 82,360 -0,008 -0,023 + 0,140 +0,007 -0,008 +0,015
103 103 101,5 101,360 -0,008 —0,023 +0,140 + 0,007 —0,008 +0,015
122 122 120,5 120,340 —0,009 —0,027 +0,160 ±0,009 4-0,018
141 141 139,5 Бе 139,340 типпельи —0,009 —0,027 яе '-оедине -| 0,160 шя ±0,009 4-0,018
41 41 39,7 39,600 -0,006 —0,017 -| 0,100 4 0,005 —0,006 + 0,011
54 54 52,7 52,580 —0,007 —0,020 + 0,120 4- 0,006 -0,007 +0,013
70 70 68,7 68,580 —0,007 —0,020 + 0,120 + 0,006 —0,007 4-0,013
86 86 84,7 84,560 -0,080 —0,023 + 0,140 + 0,007 -0,008 +0,015
1 Предельные отклонения указаны для
ров отклонение равно нулю.
новых калибров, для изношенных калиб-
Отклонения по шагу резьбы (отклонения расстояний как между сосед-
ними, так и между любыми витками резьбы) не должны превышать ±0,007 мм
у рабочих калибров и ±0,005 мм у контрольных. Отклонение половины угла
профиля, определяемое как среднее арифметическое абсолютных величин
отклонений обеих половин угла, не должно превышать 20 мин.
302
Таблица 12.4
Номиналь- ный диаметр резьбы Рабочие резьбовые калибры-пробки Контрольные резьбовые калибры-пробки
внутрен- ний диаметр d\.неболее наружный диаметр d внутренний диаметр d,. не более наружный диаметр d
номинальный предельные отклонения номи- нальный предельные отклонения
ПР и НЕ СП-НЕ пр НЕ СП-НЕ
ПР, НЕ и СП-НЕ новых изношен- ных К-И КИ-НЕ КИ и КИ-НЕ КИ 11 КИ-НЕ
Ниппельные соединения
29 27,5 29,025 29,165 +0,025 +0,012 —0,009 +0,006 -0,007 -0,013 27,486 27,5 29 ±0,009
39 37,5 39,032 39,202 +0,029 +0,014 —0,011 +0,007 —0,008 —0,015 37,483 37,5 39 ±0,011
52 50,5 52,040 52,240 +0,034 +0,016 —0,013 ±0,009 -0,018 50,480 50,5 52 ±0,013
68 66,5 68,040 68,240 +0,034 +0,016 -0,013 ± 0,009 —0,018 66,480 66,5 68 ±0,013
84 82,5 84,050 84,280 +0,038 +0,017 —0,015 +0,010 -0,011 -0,021 82,477 82,5 84 ±0,015
103 101,5 103,050 103,280 +0,038 +0,017 —0,015 +0,010 —0,011 -0,021 101,477 101,5 103 ±0,015
122 120,5 122,060 122,320 +0,043 +0,019 —0,018 ±0,012 -0,024 120,473 120,5 122 ±0,018
141 139,5 141,060 141,320 +0,043 +0,019 —0,018 ±0,012 -0,024 139,473 139,5 141 ±0,018
Веониппелъные соединения
41 39,7 41,032 41,202 +0,029 +0,014 —0,011 +0,007 -0,008 -0,015 39,683 39,7 41 +0,011
54 52,7 54,040 54,240 +0,034 +0,016 -0,013 ±0,009 -0,018 52,680 52,7 54 +0,013
70 68,7 70,040 70,240 +0,034 +0,016 +0,038 +0,017 —0,013 ±0,009 -0,018 68,680 68,7 70 +0,013
86 84,7 86,050 86,280 —0,015 +0,010 -0,011 -0,021 84,677 84,7 86 +0,015
1 Предельные отклонении указаны для новых калибров, для изношенных калибров отклонение равно нулю.
Таблица 12.5
Калибр Типоразмер Ширина впадины у калибров-колен и ширина выступа у калибров-пробок т
ниппельные соединении безпиппельные соединения
новые калибры предел ИЗНОС:) новые калибры предел износи
Пр 1,904+0,012 1,922 1,922+0 012 1,940
Кольца НЕ Ijge+o.oia 1,814 1,814+°.»12 1,832
СП-ПЕ 1,960+ “•2S0 — 1,960+0,230 —
ПР 1,952_01012 1,934 1,970.0, ))12 1,952
НЕ 2,060 2,042 2,0"8_о.о11 2,060
Пробки СП-НЕ 1 ,900 -о,25О — —.
К-И 1,922+ 0,003 — 1,940 + 0,003 —
КИ-НЕ 1,814+ 0,003 — 1,832 + 0,003 —
Ппимечание. Значении размера m указаны для пиамртп.а, роеяого .номи-
нальному диаметру резьОы.
ющего инструмента. Кромки вершин
Рис. 12.2. Профиль резьбы калиб-
ров по ГОСТ 6361—52:
а — профиль резьбы калибров-колец: б - -
профиль резьбы калибров-пробок
Для резьбовых колец указанные предельные отклонения шага и половины
угла профиля резьбы должны быть обеспечены контролем профилеобразу-
профиля колец и пробок ПР и НЕ
должны быть притуплены фаской
0,05x45°.
Непроходные калпбры-прсбки
изготовляют с гладкими направля-
ющими поясками, количество витков
у калибров НЕ, СП-НЕ, К-И - - от 2
До 3 1/.,.
Длина проходных калибров
должна быть не менее мм. Про-
ходные резьбовые кали оры можно
изготовлять с расположенными за
резьбой гладкими цилиндрическими
участками, диаметры которых, должны
быть в пределах поля допуска глад-
кого проходного калибра ПР.
Отклонения рабочих цилиндри-
ческих поверхностен от точной ци-
линдрической формы допускаются в
пределах поля допуска диаметра.
Измерительные части калибров
изготовляют из стали марки ХР
или X, твердость измерительных поверхностей liRC. 64.
На каждом калибре должна быть маркировка, где указывается:
а) товарный знак завода-изготовителя;
б) номинальный диаметр и шаг резьбы;
в) обозначение назначения калибра (например ПР, НЕ, СП-НЕ). На
калибрах с левой резьбой дополнительно наносится обозначение «лев».
Знаки маркировки наносят на ручки пробок и на нерабочую поверхность
колец. Маркировка должна быть повторена на торцах насадок ина свободных
торцах вставок с конусными хвостовиками.
304
Проверка резьбы калибрами
Проходным резьбовым калибром-кольцом ПР проверяют соответствие
верхних границ полей допусков на внутренний диаметр и толщину витка
наружной резьбы. Непроходным резьбовым калибром-кольцом НЕ проверяют
соответствие нижней границы поля допуска на толщину витка наружной
резьбы.
Непроходным резьбовым калибром-кольцом СП-HE проверяют соот-
ветствие нижней границы поля допуска на внутренний диаметр наружной
резьбы.
Предельными гладкими скобами или кольцами ПР и НЕ проверяют
наружный диаметр наружной резьбы.
Проходным резьбовым калибром-пробкой ПР проверяют соответствие
нижних границ полей допусков на наружный диаметр и ширину впадины
внутренней резьбы.
Непроходпым резьбовым калибром-пробкой НЕ проверяют соответ-
ствие верхней границы поля допуска на ширину впадины внутренней резьбы.
Непроходным резьбовым калибром-пробкой СП-HE проверяют соот-
ветствие верхней границы поля допуска на наружный диаметр внутренней
резьбы. Предельными гладкими пробками ПР и НЕ проверяют внутренний
диаметр внутренней резьбы.
Проходные резьбовые калибры-пробки и калибры-кольца должны
свободно свинчиваться с резьбой проверяемого изделия.
Непроходные резьбовые калибры-пробки и калибры-кольца СП-НЕ
не должны свинчиваться с резьбой изделия, для непроходных резьбовых
калибров-пробок и калибров-колец НЕ допускается частичное свинчивание
с проверяемым изделием, но не более чем па два оборота.
Глава 13
ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ ПОВЫШЕННОЙ ПРОЧНОСТИ
И ГЕРМЕТИЧНОСТИ
Обсадные трубы с трапецеидальной резьбой
Обсадные муфтовые трубы 0ТТМ1 обеспечивают высокую сопротивля
емость соединения при действии осевых растягивающих нагрузок и предна-
значены для использования их в наиболее нагруженных участках обсадной
колонны. Габаритные размеры труб и муфт ОТТМ1 такие же, как у обсад-
ных труб по ГОСТ 632—64. Основные размеры труб и муфт ОТТМ1 приведены
соответственно в табл. 13.1 и 13.2 и на рис. 13.1.
В соединении труб ОТТМ1 применена трапецеидальная резьба с шагом
5,08 мм, конусностью 1 : 16, глубиной 1,6 мм и углами наклона профиля
3 и 10° (рис. 13.2).
Допуск на шаг ±0,05 мм на длине 25,4 мм и ±0,10 мм на всей длине
резьбы. Отклонение угла наклона профиля ±1°30'. Допускаемые отклонения
конусности на длине 100 мм по наружному и внутреннему диаметру резьбы
-+-0 Зб*** ' -1-0'*0 ' ' “ ‘
_(р0 мм для трубы и мм для МУФТЫ- Допуск на общую длин у'резьбы
±2 мм.
Натяг оцинкованной или фосфатированной муфты по резьбовому ка-
либру-пробке должеп быть равен 12_->,Б мм для труб диаметром до 194 мм
и 12-3,0 мм Для тРУб диаметром свыше 194 мм.
Измерительная плоскость гладкого калибра-пробки должна совпадать
с торцом муфты или утопать относительно торца муфты не более чем на 2,5 мм
для труб диаметром до 194 мм и не более чем па 3,0 мм для труб диаметром
свыше 194 мм.
20 Закал 754
305
Т5
S
о
O^©C0C1©Jn0000©O-<4>» Условный диаметр трубы
CObJCD-vlJN-^e^-^asJXCObO»-^ ©coooccjscciW’-qco©©-^]^ -<] C0 СП h*i 1Я Тл.’кз'оо co'oVj'o'co Наружный диа- метр D
COC0OO-Kj-<i-q-q<44<]-^j-<]CiC5 I- -I- -I- -I. .|. ,|. -I- -I. .J. ,|..]. .]. .I. tSObJMtOJSbJjNrfxtO^i-*- Толщина стенки s
©ОСЛСО^СЛО4>»СЛЬЭ©С01-ь. Ът os Ъз Ъо "to oo 4>» os ©'оо сл 00 Т-* Ь0СПСЛСЛ-<1-<]-<1О-оСлООО incoo'tntncnocjioooo Внутренний диа- метр резьбы трубы в основной плос- кос™ dBH т
Сл?ССЬОЬЗЬОЬЗ>-*ьл.н*.ь*ь-*.^^ coH^-cooijsi-^oo-^iasJxojbOHi. _СП ©jts OOOJs^JSCnCOQbJ^^- OS V] Ctf'coco со o'w'o'oVj'to'o СМ№Сч)Сл:лМО№г-ЧО^1'3 ОчЛСдСЛОССЛОСЛОООСЛ Наружный диаметр резьбы в плоскости торна трубы dt
СОСОЬОЬЗЬЗЬЭьл.ь^^».)-*^^^ CQ^COOiCC^-00-<OSCOCObOO >-^СЛ’Чьл.О'-*-^СОССЬ-^00 ci X* Vi ”U. Vj Vj 'U. qo "оо си © "ць ОМММСЛСЛМОМСЛ0^^1 ©спел СЛОСШО^ЛОО осл Внутренний диа- метр резьбы в плос- кости торца трубы d*
COCC>CC><X>CC>CDCOOOOOOOOO-<1-^ OOQOOOOOOOOOtOOOtfc*©©©^ Общая длина резь- бы (до конца сбега) L
©©©©©©©Cncn^SjNJ^bfc* ©©©©©©©©ЮОООО^ЬЭ длина резьбы ДО основной плос- кости (нитки с пол- ным профилем) 1
Размеры труб 0ТТМ1 (в мм)
Таблица 13.2
Размеры муфт 0ТТМ1 (в мм)
Условный диаметр трубы Наруж- ный диаметр Длина Диаметр фаски у торца муфты do Ширина торн,опой плоскости в Внутренний диаметр резьбы муфты в основной плоскости м Внутренний диаметр резьбы в плоскости торца муфты d*
114 133 170 116,5 6,0 111,100 112,225
127 146 174 129,2 6,0 123,800 124,925
140 159 182 141,9 6,5 136,500 137,625
146 166 182 148,3 6,5 142,850 143,975
168 188 190 170,5 7,0 165,075 166,200
178 198 198 180,0 7,0 174,600 175,725
194 216 206 195,9 7,5 190,475 191,600
219 245 218 221,3 8,5 215,875 217,000
245 270 218 246,7 8,5 241,275 242,400
273 299 218 275,3 8,5 269,850 270,975
299 324 218 300,7 8,5 295,250 296,375
324 351 218 326,1 9,5 320,650 321,775
340 365 218 342,0 9,5 336,525 337,650
Патяг резьбы трубы проверяют относительно торца трубы. Измеритель-
ная плоскость резьбового и гладкого калибров-колец должна совпадать
с торцом трубы или выступать над торцом не более чем на 2,5 мм для труб
диаметром до 194 мм и не более чем на 3,0 мм для труб диаметром свыше
194 мм.
Натяг при ручном свинчивании муфты с трубой равен 14 мм. При до-
креплении машинным способом торец муфты должен совпадать с концом
сбега резьбы (последней риской на трубе) или не доходить до конца сбега
не более чем на 5 мм (1 нитка).
Разрушающая нагрузка для труб ОТТМ1 определяется как наименьшая
из подсчитанных, исходя из условий разрушения по телу трубы в опасном
сечении и условий выхода резьбы из зацепления вследствие уменьшения
поперечных размеров трубы от удлинения при растяжении.
Разрушающую нагрузку по телу трубы в опасном сечении, находящемся
на расстоянии 14 мм от конца сбега резьбы, определяют по формуле
/'|1аз = 0.785 f(£> — 0,22)2 — (£> — 2s)2] <т„ и |п, КГС,
где D — номинальный наружный диаметр трубы в см; s — номинальная
толщина стенки в см; а,. 1Г|П—наименьший предел прочности при растяжении
в кгс/см2.
Разрушающую нагрузку при выходе резьбы из зацепления подсчиты-
вают по формуле
Р| ыр
р.1-^- t" (ф — р)
Л7’|
где /г, — глубина резьбы в см; от min— наименьший предел текучести при
растяжении в кгс/см2; dc — средний диаметр тела трубы в опасном сечении,
равный D — (s + Л]/2), в см; Д — диаметральный натяг свинченного соеди-
нения в см; Ei — модуль упрочнения, принимаемый равным 50 000 кгс/см2
для стали группы прочности Д, 35 000 кгс/см2 для стали группы прочности
К и Е и 25 000 кгс/см2 для стали групп прочности Л и М; h — рабочая высота
профиля в см; 1Ц — коэффициент Пуассона для пластической области, при-
нимаемый равным 0,5; ф -угол трения, принимаемый равным 11°; 0 — угол
20*
307
Таблица 13.3
Величины разрушающих и допустимых нагрузок для обсадных труб
ОГТМ1 н ОТТГ1 с нормальным диаметром муфт
1 S 2 Е Б Разрушающие нагрузки , ТС Допустимые нагрузки ТС
из 3£ S л 2 И .. Группа прочности стали
д Н о е- Ч & О £ II Л К Е Л м Д К Е Л м
>> S Н о
6 107 115 124 132 148 60 * 64 69 73 82
114 7 128 138 148 157 177 69 * 76 82 87 98
8 148 159 171 182 205 78* 88 95 101 114
9 168 181 194 207 233 87 * 100 108 115 129
6 120 129 138 147 166 67 * 72 77 82 92
127 7 143 154 165 176 198 77 * 85 91 98 ПО
8 166 179 191 204 230 87 * 99 106 ИЗ 128
9 188 203 217 232 261 97 * 112 120 129 145
6 132 143 153 163 183 73 * 79 85 90 102
7 158 170 182 195 219 85* 94 101 108 122
140 8 184 198 212 226 254 97 ♦ НО 118 126 141
9 208 225 241 257 289 108 * 125 134 143 161
10 234 252 270 287 324 119 * 140 150 159 180
11 258 278 298 317 357 130* 155 166 176 198
7 166 179 191 204 230 89* 100 106 113 128
8 193 208 222 238 267 101 * 115 123 132 148
146 9 219 236 252 269 303 113 * 131 140 149 168
10 244 264 282 301 339 125 * 146 157 167 188
И 270 291 312 333 375 136 * 162 173 185 208
7 193 208 222 238 268 104 * 115 123 132 149
8 224 241 258 276 310 118* 134 143 153 172
168 9 254 274 294 314 353 132 * 152 163 174 196
10 286 307 329 352 395 145 * 170 183 196 219
11 316 340 364 388 437 158* 189 202 216 242
12 345 372 398 425 478 172 * 207 221 236 266
7 204 220 235 251 282 109 * 122 130 139 156
8 237 256 274 292 329 125 * 142 152 162 183
б 270 290 311 332 373 139 * 161 172 184 207
178 10 302 326 349 372 418 154* 181 194 206 232
11 334 360 386 412 464 168 * 200 214 228 257
12 365 394 422 450 506 182 * 219 234 250 281
14 428 461 494 527 593 210 * 256 274 292 330
7 223 240 257 274 309 120* 133 143 152 171
8 260 280 300 320 360 136 * 155 166 178 200
9 295 318 341 363 409 152 * 176 189 201 227
308
Продолжение табл. 13.3
Условный диа- метр трубы, мм Толщина стенки, мм Разрушающие нагрузки, тс Допустимые нагрузки, тс
Группа прочности стали
д К Г, И м д К Е Л м
194 10 330 355 381 407 459 169* 197 212 225 255
12 399 428 460 492 556 200* 238 256 274 309
14 468 500 538 575 649 231 * 278 299 320 361
7 246 268 289 312 352 136 * 149 161 174 196
8 284 310 334 361 408 155 * 172 186 200 227
219 9 323 352 379 409 463 173 * 196 210 227 258
10 361 394 424 457 517 ,192 * 219 236 254 287
11 399 435 468 505 571 210* 242 260 281 318
12 437 476 512 552 625 228 * 264 285 307 348
7 270 297 320 347 393 150 165 178 193 218
8 313 344 370 401 454 173 * 191 206 223 253
9 355 390 420 455 516 196 * 217 234 253 287
245 10 397 436 470 509 577 215 * 242 261 283 320
11 439 482 519 562 637 234 * 268 288 312 354
12 481 527 568 615 697 258 * 293 316 342 387
14 563 617 665 719 815 296 * 344 370 400 454
7 298 330 356 387 438 166 184 198 215 244
8 346 382 412 448 507 193 212 229 249 282
273 9 393 433 46)7 508 576 219 241 260 282 321
10 439 485 523 568 644 242 * 270 290 316 358
12 532 587 633 687 779 289 * 326 352 382 433
8 376 417 450 489 555 209 232 250 272 308
9 428 473 511 556 630 238 263 284 309 350
299 10 479 530 571 622 705 265 * 295 318 346 392
11 5.30 586 631 687 779 288 * 326 350 382 433
12 580 641 692 752 853 315 * 357 384 418 473
9 465 515 555 604 258 286 308 335
10 520 576 621 0.76 — 288 * 320 346 376
324 И 576 637 687 748 — 316 * 354 382 416 —
12 631 698 752 819 — 342 * 388 418 455 —
9 489 541 584 635 272 300 324 353 .
340 10 548 606 fi:>3 1 711 304 * , 337 363 395 —
11 606 670 723 786 330 * 372 402 437 —
12 664 734 7'11 861 — 362 * 408 440 ;79 —
* Допустимые нагрузки, подсчитанные, исходя из состояния текучести тела трубы
С учетом коэффициента lauaca l.J.
309
наклона стороны профиля, воспринимающей растягивающую нагрузку;
I — длина резьбы, находящаяся в зацеплении, равная L — 1,4 см; L —
общая длина резьбы в см.
В табл. 13.3 приведены величины разрушающих нагрузок для соеди-
нений ОТТМ1 и ОТТГ1. Там же приведены рекомендуемые при спуске колонн
допустимые нагрузки, определенные как наименьшие из рассчитанных с уче-
том коэффициента запаса прочности, равного 1,8 от разрушающей нагрузки,
и с учетом коэффициента запаса прочности, равного 1,3 от нагрузки, при
которой напряжения в теле трубы достигают предела текучести.
Обсадные трубы с высокогерметичными соединениями
Трубы ОТТГ1, ТБО-4 и ТБО-5 помимо высокой прочности соединений
при действии осевых нагрузок обеспечивают герметичность при давлении
газа до 500 кгс/см2.
В трубах ОТТГ1, ТБО-4 и ТБО-5 соединения идентичны и обеспечивают
полную взаимозаменяемость при использовании этих труб. Трубы ОТТГ1,
ТБО-4 и ТБО-5 отличаются способом выполнения концов. Трубы ОТТГ1
соединяются с помощью муфт, трубы ТБО-4 (безмуфтовые) имеют высадку
наружу, трубы ТБО-5 (безмуфтовые) имеют наружную высадку только
с одного конца, где выполняется муфтовая часть соединения, так же как для
труб ТБО-4, а другой конец полностью соответствует трубе ОТТГ1.
Наружный диаметр соединений труб ТБО-4 и ТБО-5 на 9—12 мм меньше
наружного диаметра муфт обсадных труб по ГОСТ 632—64. При необходи-
мости уменьшения габаритных размеров соединений труб ОТТГ1 муфты
к ним могут быть выполнены с уменьшенным наружным диаметром.
Герметичность соединений труб ОТТГ1, ТБО-4 и ТБО-5 обеспечивается
коническими уплотнительными поверхностями, расположенными со стороны
торца трубы.
Резьбовая часть этих соединений соответствует резьбовому соединению
труб ОТТМ1. Переход с труб ОТТМ1 на трубы того же диаметра типа ОТТГ1,
ТБО-4 и ТБО-5 может осуществляться без переводников (рис. 13.3).
В соединении предусмотрен контакт по внутренним упорным торцам,
фиксирующей заданный натяг при закреплении соединения. Основные раз-
меры труб ОТТГ1, ТБО-4 и ТБО-5 и их соединений приведены на рис. 13.4
и в табл. 13.4 и 13.5.
Таблица 13.4
Размеры труб ОТТГ1, ТБО-4 и ТБО-5 (в мм)
Паруя.- НЫЙ диа- метр трупы Толщина стенки Наружный диаметр муфты ОТТГ1 Наруж- ный диа- метр сое- динения ТБО-4 и ТБО-5 Длина м у фты ОТТГ1 Внутрен- ний диаметр муфты ОТТГ1
ОТТГ1 ТБО-4 н TJ’>O-r> нор- ка льный ум< нь- шеяный
114 7—9 133 124 205 97
127 8—9 9 146 136 136 210 НО
140 8—11 9-11 159 149 149 218 119
146 8—11 9—11 166 156 156 218 126
168 8—12 9-12 188 178 178 225 148
178 8-14 9—12 198 187 187 234 158
194 8-14 9-12 216 206 206 242 172
219 8-12 10-12 245 232 232 254 198
245 8—14 10-12 270 257 257 254 223
273 8—12 10-12 299 286 286 254 256
310
оттм-1
п п
Рис. 13.3. Конструкции обсадных труб ОТТМ1, ОТТИ, ТБО-4
и ТБО-5:
а — резьбовое соединение ОТТМ1; б — уплотнительная часть соединения
Рис. 13.4. Соединения высоко герметичных
обсадных труб ОТТГ1, ТБО-4 и ТБО-5
Основные размеры соединении
Условный диаметр трубы Ниппельная часть
внутренний диаметр резьбы В ОСНОВНОЙ плоскости ^вн. т наружный диаметр резьбы в плоскости торна трубы dt диаметр конического пояска в плоскости торца трубы di расстоя- ние от торца до конца сбега резьбы L расстоя- ние от торца ДО ОСНОВ- НОЙ ПЛОСКО- СТИ ь длипа резьбы с полным профилем 1
114 111,100 110,175 106,375 98 66 37
127 123,800 122,750 118,950 КО 68 39
140 136,500 135,200 131,400 104 72 43
146 142,850 141,550 137,750 104 72 43
168 165,075 163,525 159,725 108 76 47
178 174,600 172,800 169,000 112 80 51
194 190,475 188,425 184,625 116 84 55
219 215,875 213,450 209 650 122 90 61
245 241,275 238,850 235,050 122 90 61
273 269,850 267,425 263,625 122 90 61
Допускаемые отклонения по конусности гладких уплотнительных
конических поверхностей на длине, равпой 14 мм, не должны превышать
для муфты +0,06 мм, а для трубы ±0,03 мм.
Натяг резьбы муфты или муфтовой части трубы по резьбовому калибру-
пробке должен быть равен 8_2.5 мм. Измерительная плоскость гладкого
калибра-пробки прп проверке резьбы муфты или муфтовой части трубы
должна утопать относительно торца на 4—6,5 мм.
Величину диаметра уплотнительной конической поверхности муфты
или муфтовой части трубы должны проверять гладким калибром-пробкой.
Измерительная плоскость гладкого калибра-пробки должна находиться
-4-1 в
на расстоянии lt от торца. Допустимое отклонение _Qg мм.
Величину диаметра уплотнительного конического пояска трубы должны
проверять гладким калибром-кольцом. Измерительная плоскость калибра-
I 4 Д
кольца должна совпадать с торцом трубы, допускаемое отклонение _(jg ыы-
После машинного свинчивания необходимо обеспечить плотное сопряже-
ние торца трубы и внутреннего упорного уступа муфты или муфтовой часть
трубы.
Величины разрушающих нагрузок труб ОТТГ1 с нормальным диаметром
муфт равны разрушающим нагрузкам соединений труб ОТТМ1 (см.
табл. 13.3).
Для соединений труб ОТТГ1 с муфтами, уменьшенными по наружному
диаметру, а также для соединений труб ТБО-4 и ТБО-5 в случае применения
толстостенных труб нагрузки несколько снижаются, так как разрушение
может происходить по муфтовой части соединения в опасном сечении.
В этих случаях разрушающую нагрузку подсчитывают по формуле
Лыз 7 «1,785 —— G,01'+S-• кгс.
где — номинальная длина наружной резьбы с полным профилем в см;
7)м — номинальный наружный диаметр муфты или муфтовой части трубы
в си.
312
Таблица 13*5
труб 0ТТГ1, ТБО-4 и ТБО-5 (в мм)
Муфтовая часть
внутренний диаметр резьбы в основной плоскости м диаметр конической расточки в расчетной плоскости уплотнения ^упл внутренний диаметр резьбы в плоское 1 и торца рассто- яние от торца до внут- реннего упора Lf расстоя- ние от торца до расчетной плоско- сти уп- лотнения h длина резьбы с полным профилем 12 общая дл ина резьбы ' л
111,100 106,425 112,475 96 88 72 82
123,800 119,000 125,175 98 90 74 84
136,500 131,450 137,875 102 94 78 88
142,850 137,800 144,225 102 94 78 88
165,075 159,775 166,450 106 98 82 92
174,600 169,050 175,975 110 102 86 96
190,475 184,675 191,850 114 106 90 100
215,875 209,700 217,250 120 112 96 106
241,275 235 100 242,650 120 112 96 106
269,850 263,675 271,225 120 112 96 106
Величины разрушающих нагрузок для соединений труб ТБО-4, ТБО-5
и ОТТГ1 с муфтами уменьшенного диаметра, а также рекомендуемые допу-
стимые нагрузки с коэффициентом запаса прочности 1,8 от разрушающих при-
ведены в табл. 13.6.
Обсадные гладкие безмуфтовые трубы
Соединение обсадных труб ОГ1м выполнено в габаритных размерах
тела гладкой трубы. Прочность резьбового соединения труб 0Г1м при
Рис. 13.5. Соединение безмуфтовых глад-
ких обсадных труб ОГ1м
Рис. 13.6. Профиль резьбы труб ОПм
313
Таблица 13.7
Размеры безмуфтовых труб ОПм (в мм)
Условный диаметр трубы 11 а р у > ।;п 1 гiЙ диамстр трубы Г) Толщина стенки в Ниппельный конец трубы Муфтовый конец трубы
внутренний диаметр резьбы В основной ПЛОСКОСТИ н диаметр большого основа- ния конгса di диаметр меньшего основания конуса dt длина конуса L внутренний диаметр резьбы ]< основной плоскости d5H. М диаметр конической выточки ]< плпсклстп г X" внутренний диаметр резьбы п плоскости торна пина копу- | сп L, 2 7 № ипии-Г
114 114,3 8 9 105,7 109,5 104,0 103,0 66 78 105,4 109,3 106,4 95 82
127 127,0 8 9 118.4 122,2 116,7 115,7 66 78 118,1 122,0 119,1 95 82
140 139,7 8 9 10-11 131,1 134,9 129,4 128,4 127,4 66 78 90 130,8 131,7 131,8 110 95
146 146,0 8 9 10-11 137,4 141,2 135,7 134,7 133,7 66 78 90 137,1 141,0 138,1 110 95
1
168 168,3 8 9 10-12 159,7 163,5 158,0 157,0 156,0 66 78 90
178 177,8 8 9 10-14 169,2 173,0 167,5 166,5 165,5 66 78 90
194 193,7 8 9 10-14 185,1 188,9 183,4 182,4 181,4 66 78 90
219 219,1 9 10-12 210,5 214,3 207,8 206,8 78 90
245 244,5 8 9 10—14 235,9 239,7 234,2 233,2 232,2 66 78 90
273 273,1 8 9 10—12 264,5 268,3 262,8 261,8 260,8 66 78 90
159,4 163,3 160,4 110 95
168,9 172,8 169,9 НО 95
184,8 188,7 185,8 но 95
210,2 214,1 211,2 но 95
235,6 239,5 236,6 но 95
264,2 268,1 265,2 но 95
Таблиц а 13.6
Лснг/стимыс нагрузки с учетом
Условв Ь1й диаметр т|г\'и>1, Ря-ц ущающие па ПУ и IIИ коэффициента запася 1, 8, ТС
Толщина стенки. ММ t ’ Л •Л ]|{Н’> -мости стали
м м Д JC Е _! М я К Е Л м
7 127 138 148 157 177 69 ♦ 76 82 87 98
114 8 148 159 171 182 205 78 * 88 95 101 114 114
9 149 160 172 183 206 83 89 95 102
127 8 и 9 158 170 182 194 218 87 94 101 ИЗ 121
140 8 181 195 209 223 251 97 * 108 116 124 139 139
9 и И 181 195 209 223 251 100 108 116 124
146 8 193 208 222 238 267 101 * 115 123 132 148
9 и 11 200 216 231 246 277 111 120 128 137 154
168 8 224 241 258 276 310 118 » 134 143 153 172
9-12 229 247 264 282 317 127 137 146 156 176
178 8 235 255 273 291 327 125 • 141 151 162 182
9-14 236 255 273 291 327 131 141 151 162 182
8 260 280 300 320 360 136 * 155 166 178 200
9 295 318 341 363 409 152 * 176 189 201 227
194 10 327 352 377 402 453 169 * 195 210 223 252
12 и 14 327 352 377 402 453 182 195 210 223 252
8 284 310 334 361 408 155 ♦ 172 186 200 227
9 323 352 379 409 463 173 * 196 210 227 258
219 10 361 394 424 457 517 192 * 219 236 254 287
11 391 421 451 481 542 210* 234 250 267 301
12 391 421 451 481 542 217 234 250 267 301
8 313 344 370 401 454 17.3 * 1.91 206 223 253
9 390 420 455 516 196 * 217 234 253 287
245 К) 397 436 470 509 577 215 * 242 261 283 320
11 425 458 491 523 589 234 * 255 273 291 328
12 и 14 425 458 491 523 589 236 255 273 291 328
8 382 412 448 507 193 212 229 249 282
9 393 433 467 508 576 219 241 260 282 321
273 10 439 485 523 568 644 242 * 270 290 316 358
12 486 523 560 598 673 270 291 312 333 374
* Допускаемые нагрузки подсчитаны, исходя из состояния текучести тела трубы
с учетом коэффициента запаса 1,3.
316
Таблица 13.8
Величина разрушающих и допустимых нагрузок для соединения
обсадных труб 0Г1м__________________________________
Разрушающие нагрузки, тс Допустимые натру коэффициента aai зки с учетом аса 1,8, тс
Х5
X Г?* Е = Группа прочности стали
УСЛО1 метр 1 Я £ d £ Е- о д IV Е Л м IV Е Л м
114 8 73 78 84 90 101 40 43 47 50 56
9 93 100 107 114 128 52 56 59 63 71
127 8 82 88 94 101 113 46 49 52 56 63
9 104 112 120 128 144 58 62 67 71 80
8 91 98 105 112 126 51 54 58 62 70
140 9 116 125 134 143 161 64 69 74 79 89
10 140 151 162 173 195 78 84 90 96 108
11 162 174 187 199 224 90 97 104 НО 124
8 95 103 110 117 132 53 57 61 65 73
146 9 122 131 140 150 168 68 73 78 83 94
10 148 159 170 182 204 82 88 95 101 114
И 170 183 196 209 235 94 102 109 116 131
8 111 120 128 137 154 62 67 71 76 85
168 9 142 153 164 175 197 79 85 91 97 109
10 173 186 199 213 239 96 103 110 118 133
11 и С олее 197 212 228 243 273 109 118 127 135 152
8 118 127 136 145 164 66 71 76 81 91
178 9 151 163 174 186 209 84 90 97 103 116
10 183 197 211 226 254 102 НО 117 125 141
И и ( олее 209 225 241 257 289 116 125 134 143 161
8 129 139 149 159 179 72 77 83 88 99
194 9 166 178 191 204 229 92 99 106 ИЗ 127
10 201 217 232 248 279 111 120 129 138 155
11 и С олее 228 246 263 281 316 127 137 146 156 175
8 148 159 170 182 204 82 88 94 101 113
219 9 189 203 218 232 262 105 ИЗ 121 129 145
10 230 247 265 283 318 128 137 147 157 177
11 и б олее 259 279 299 319 359 144 155 166 177 199
8 166 178 191 204 230 92 99 106 ИЗ 128
245 9 212 229 245 261 294 118 127 136 145 163
10 258 278 298 318 358 143 154 166 177 199
11 и б олее 290 312 334 357 401 161 173 185 198 223
8 186 200 215 229 258 103 111 119 127 143
273 9 238 257 275 293 330 132 142 152 163 183
10 290 313 335 357 402 161 173 186 198 223
12 324 349 374 399 449 180 194 208 222 250
317
действии растягивающих нагрузок составляет 50—53% прочности по телу
трубы. Трубы ОГ1м предназначены для хвостовиков обсадных колонн и могут
быть использованы для эксплуатационных колонн.
В соединении труб ОГ1м (рис. 13.5) применена трапецеидальная резьба
с шагом 5,08 мм, конусностью 1 : 12, рабочей высотой профиля 1,4 мм и уг-
лами наклона 3 и 30° (рис. 13.6). Посадка резьбы осуществляется по внут-
реннему диаметру резьбы с зазором 0,1 мм по наружному диаметру и 0,2 мм
по боковой стороне профиля. Для увеличения жесткости муфтового конца
предусмотрена посадка с натягом по срезанным вершинам профиля резьбы
па участке от начала сбега резьбы ниппельного конца до упорного уступа.
Основные размеры труб ОГ1м приведены в табл. 13.7.
Допуск на шаг ±0,05 мм на длине 25,4 мм и ±0,10 мм на всей длине
резьбы. Отклонение угла наклона профиля ±1°. Допускаемые отклонения
по конусности на длине 80 мм по наружному и внутреннему диаметру резьбы
+0,15 мм для ниппельной части и —0,15 мм для муфтовой части.
Натяг резьбы муфтового конца по резьбовому калибру-пробке должен
быть равен 5.12 мм для труб диаметром до 194 мм и 5 ±1,00 мм для труб
диаметром свыше 194 мм.
Измерительная плоскость гладкого калибра-пробки должна совпадать
с торцом муфты или утопать относительно торца муфты не более чем на 1 мм
для труб диаметром до 194 мм и не более чем на 2 мм для труб диаметром
свыше 194 мм.
Резьбу ниппельного конца трубы должны проверять гладким калибром-
кольцом, резьбовым калибром-кольцом с неполным профилем и резьбовым
калибром-кольцом с полным профилем.
Натяг по гладкому и резьбовым калибрам-кольцам должен быть равен
10+1 2 мм для труб диаметром до 194 мм и 10+ 2-о мм для труб диаметром
свыше 194 мм.
Разрушающие нагрузки для труб ОГ1м определяют, исходя из площади
опасных сечений по телу ниппельной или муфтовой части трубы под крайними
витками резьбы, находящимися в зацеплении.
Для труб ОГ1м с толщиной степкь до 10 мм включительно разрушающая
нагрузка определяется, исходя из разрушения по телу ниппельной части
в опасном сечении, находящемся на расстоянии 16 мм от упорного уступа
по формуле
Рр. н —0,785 [(О — 0,9)а — (D — 2<;)2] <ун mf,„ кге,
где D — поминальный диаметр трубы в см; s — номинальная толщина стенки
в см.
Для труб ОГ1м с толщиной стенки 11 мм и более разрушающую нагрузку
определяют, исходя из разрушения по телу муфтовой части в опасном сече-
нии, находящемся на расстоянии 6 мм от торца ниппеля по формуле
Рр. м = 0,785 11)2— (D — 1,19)2] Он ,п|л, кге.
Рекомендуемые допустимые нагрузки при спуске труб ОГ1м рассчитаны
при коэффициенте запаса прочности 1,8 от разрушающей нагрузки. Вели-
чины разрушающих и допустимых нагрузок труб ОГ1м приведены в табл. 13.8.
Глав;; 14
РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Обсадная колонна является ответственной инженерной конструкцией,
несущей различные по величине и характеру нагрузки. На колонну дей-
ствуют:
1) растягивающие нагрузки от собственного веса;
2) сжимающие нагрузки от собственного веса, возникающие при раз-
грузке колонны, установленной на забой;
.318
3) осевые динамические нагрузки, возникающие в период неустановив-
шегося движения колонны;
4) осевые нагрузки, обусловленные силами трения колонны о стенки
скважины;
5) осевые нагрузки от избыточного давления и температуры при цементи-
ровании и эксплуатации;
6) наружное и внутреннее избыточное давление;
7) изгибающие нагрузки при искривлении колонны в результате потери
устойчивости и при работе в наклонных скважинах.
В зависимости от назначения колонны (промежуточная или эксплуата-
ционная) будут также действовать нагрузки, характерные для данного типа
колонны. Например, могут действовать силы трепня, возникающие при вра-
щении бурильной колонны в обсадной и приводящие в ряде случаев к проти-
ранию обсадной трубы.
Основными нагрузками для расчета являются осевые растягивающие
силы, наружное и внутреннее избыточное давления.
Проведенные замеры фактических нагрузок, действующих на колонну
при спуске, показали, что до глубины 2000 м динамические нагрузки покры-
вают потерю веса от погружения в жидкость. На глубине от 2000 до 4000 м
фактические нагрузки меньше веса колонны в воздухе, но больше веса в жид-
кости. Для глубины 4000 м фактические растягивающие нагрузки доходят
до веса в жидкости.
Для наклонных скважин рекомендуется определять растягивающие
нагрузки без учета потерь веса в жидкости.
В связи с тем, что в настоящее время отсутствуют достаточные данные
для определения фактических нагрузок в глубоких скважинах, в качестве
расчетной осевой нагрузки принимают вес колонны в воздухе.
Внутреннее давление в колонне действует при спуске колонны, в про-
цессе цементирования скважины и при эксплуатации. При спуске колонны
в скважину давление в ней равно весу гидростатического столба жидкости
в колонне. В процессе цементирования внутреннее гидростатическое давле-
ние повышается на величину, необходимую для преодоления разности весов
столбов жидкости и сопротивления движению. По мере твердения цементного
раствора давление в колонне увеличивается, что связано с выделением тепла
в процессе схватывания цементного раствора. В период эксплуатации внут-
реннее давление определяется уровнем жидкости в колонне или величиной
пластового давления (для газовых и фонтанирующих скважин).
Расчет наружного избыточного давления
Если для незацементировапного участка колонны наружное давление
принимается равным гидростатическому, создаваемому столбом жидкости
за колонной, то для зацементированной зоны определение давления услож-
няется.
В настоящее время согласно инструкции Министерства нефтяной про-
мышленности наружное избыточное давление рассчитывается по методике,
предложенной проф. Г. М. Саркисовым. Избыточное наружное давление
определяется с учетом перераспределения давления, которое происходит
с начала эксплуатации скважин. Уменьшение внутреннего давления вызы-
вает разгрузку цементной оболочки, что приводит к уменьшению наружного
давления к концу цементирования. Поэтому наружное давление в период
эксплуатации в общем виде выражается зависимостью
Рв = Р1—Крс, (11.1)
где pi — начальное наружное давление (давление к концу заливки), равное
7Ч=;УЛ‘-|-уц (» —Л), (14.2)
где ур'— удельный вес жидкости за колонной; h — расстояние от устья
скважины до уровня подъема цементного раствора; уц—удельный вес
319
цементного раствора; К — коэффициент, зависящий от сечения трубы, мо-
дулей упругости и коэффициентов Пуассона материала трубы и оболочки;
рс—величина, на которую снижается внутреннее давление.
Избыточное наружное давление находят но формуле
Р =Р-а~ №) + (! — (14.3)
где ри — внутреннее давление в период эксплуатации; p.t — внутреннее
давление к концу цементирования,
Ри = Pi — p<-\
{’. Ун (г — А) + (уц--Уо) (L — *). (14.4)
Здесь у0 — удельный вес жидкости в колонне к концу цементирования;
L — глубина скважины;
Ре Г'. Уи (z —
где Н — уровень жидкости в колонне; ук — удельный вес жидкости внутри
КОЛОННЫ.
В окончательном виде избыточное расчетное давление будет
(l'n)z ЧЛ’Ц— К (Yo — Ун) — Ун] Z — (1— К) (Уц —Ур) X
х/» — А"(уц — УоН-И’н(1— К)Н. (14.5)
Формула (14.5) справедлива при условии, что наружное давление не
меньше гидростатического, т. е. рг—Крс yuz (у,. — удельный вес воды).
Если рг — Kpc<Zy.,z, то избыточное расчетное давление будет
(/Л1).-= уь* — Yn (z — Я). (14.6)
По указанной методике величина наружного избыточного давления
будет зависеть от координаты z = z0, при которой наружное и гидростати-
ческое давления равны.
Для эксплуатационных колонн наружное избыточное давление будет
наибольшим на поздней стадии эксплуатации, когда уровень жидкости
в колонне понижается
С целью облегчения практических расчетов рекомендуется наружное
избыточное давление определять независимо от величины z0, для чего рас-
пределение давления по всей зацементированной зоне от h до L принимают
лилейным. Тогда давление на глубине z будет
(/Л1'12==Л?2 I (z—h), (14.7)
где (/>,()* = у,,!) — ун(й — Н)), а (р1() определяют по формуле (14.5) при • — L
(7Jn)j_ = 1(Уц— Ун)Л (Уц — Y₽) h -]- ун77] (1 —К). (14.8)
Для колонн, зацементированных до устья
(/'hV=-^^z, (143)
где (Ph)l определяют из (14.8) при h — 0.
Для промежуточных колонн наружное избыточное давление подсчи-
тывают по формулам (14.7), (14.8) и (14.9), где (ри)^находят из условий работы
промежуточных колонн:
320
а) при возможном поглощении бурового раствора (// 0)
С'7н)1, = 1(уц — Yb) А — (Yu —Yp) а FY«A] (1 — Ю» (14-10)
где yk—удельный вес раствора в колонне; II— понижение уровня;
б) прп газонефтеводонроявлениях (Я = 0, уа уь)
(/’h^-=1(Yu—Yo)i-(Yu-Yp)*] d~А), (14.11)
где уо — наименьший удельный вес жидкости в колонне, который может
иметь место при бурении под последующую колонну в результате проявлений.
Для промежуточной колонны, зацементированной до устья:
i./,h)z=(Yii — Yo) 2 (1 А). (14.12)
В приведенных формулах К — коэффициент разгрузки, который опре-
деляется в зависимости от размера трубы и характеристики цемента. Вели-
чина К изменяется в пределах 0,25—0,4, увеличиваясь с увеличением диа-
метра труб.
Прочность обсадных труб рассчитывается по критическому давлению.
Для обсадных труб по ГОСТ 632—64 предусмотрены отклонения по наруж-
ному диаметру, толщине стенки, весутрубы. На практике трубы имеют откло-
нения от круглой и равностенной формы, и в общем случае критическое и сми-
нающее давления определяют для овальной и разностенной трубы.
Критическое давление находят по формуле Г. М. Саркисова
Рк? ~~ 1,1 Amin I Op 1- A A'oP f 1 -- --) —
( \ min )
- (14.13)
где
Amin “Srriin/A), Ag —So/A, p — So/Smln . —2 --- .
В частном случае равностенной трубы (2С0 = /<Гп|п —А, р = 1) формула
(14.13) приводится к известной формуле Б. В. Булгакова, ранее применяв-
шейся при расчете обсадных труб:
«л In "И —0,01а) s; s0-.= 8|/ 0,5 (A3 + s3,jn);
. 1— 0,01ц
1 +0/J1A
Здесь е — овальность (а и Ь — большая и малая полуоси овала); D —
наружный (номинальный) диаметр трубы; sm|n — наименьшая толщина
стенки разностенной трубы; и — отрицательный допуск на толщину стенки
в %; s — номинальная толщина стенки; ц — отрицательный допуск на вес
трубы в %; К — положительный допуск на наружный диаметр в %.
Принимая согласно ГОСТ 632—64 и = 12,5, А = 1 и g = 6, получаем
mn = O,875s; А лз 0,931s; s0 0,405s; р «=» 1,034,
Наибольшая возможная овальность при принятых допусках по ГОСТ
632—64 равна 0,016. Однако, учитывая характер изменения величины на-
ружного диаметра по сечению трубы, Всесоюзное совещание по вопросам
улучшения конструкций, производства и эксплуатации бурильных и обсад-
ных труб (Баку, 1963 г.) приняло расчетную величину овальности для
эксплуатационных колонн равной 0,01. Формулу (14.13) используют для
расчета обсадной трубы при упругом режиме нагружения и рекомендуют
21 Лаказ 754 .321
для расчета обсадных труб на сопротивляемость наружному давлению.
Другой характеристикой сопротивляемости труб является сминающее давле-
ние.
Сминающее давление можно получить из расчета упруго-пластического
(или пластического) режима нагружения трубы, однако полного и строгого
решения этой задачи в настоящее время нет.
Для определения сминающего давления обычно используют формулу
АзНИИ (Саркисова). Применяют также формулу Еременко, дающую зна-
чения давлений, близкие к формуле АзНИИ.
Фломула АзНИИ имеет следующий вид:
/'см 1,1А и in ! Стр А А “р ( 1 + ---—
— |/ Гетр i (1 - . ~Д--------Я2 —4£Л30'Щр1. (14.14)
' L \ '' mln ' J 1
Величины критических давлений, полученных по формуле (14.13),
приведены в приложении 7.
Сминающее давление обычно определяется как рг.м-= ср кр, где с —
опытный коэффициент. В зависимости от величины K~s/D средние значения
с будут равны:
(),(|5«7Л'с70,Об с =1,1
0,(1б«7А ()7 с =1 ,1'3
Я>0,07 с =1,18
Коэффициенты запаса при расчете на наружное избыточное давлении
по формуле (14.13) принимаются следующие:
— для эксплуатационного объекта в пределах 1—1,3 в зависимости
от устойчивости коллекторов;
— для остальных секций колонны равными единице.
На сминающее давление будет влиять растягивающая нагрузка. Как
показали экспериментальные исследования, с увеличением растягивающих
напряжений и уменьшением толщины стенки сминающее давление падает.
С увеличением К влияние растягивающих напряжений на сминающее дав-
ление уменьшается. Исходя из имеющихся экспериментальных данных,
целесообразно для труб, растягивающее напряжение в которых превышает
50% от предела текучести, коэффициент запаса на смятие увеличить на 10%.
Расчет внутреннего избыточного давления
Избыточное внутреннее давление определяют как разность между внут-
ренним и наружным давлениями.
Внутреннее давление на устье р возникает в эксплуатационной колонне
в процессе эксплуатации фонтанирующих скважин, в промежуточных ко-
лоннах в процессе проявления скважины при закрытом устье, при опрессовке
колонн.
Наибольшими эти избыточные давления обычно оказываются в период
опрессовки колонны на герметичность.
Внутреннее давление на устье в процессе эксплуатации или проявления
при закрытом устье будет равно:
для нефтяных скважин
д я газовых
/'у — (/'пл)/, •’» !>’н А;
Ру = -----------=- ’
о,||:: 41
е ™гср
(14,15)
(14.16)
322
где (рпл)д — пластовое давление на глубине L; ун — удельный вес нефти
(нефтегазовой смеси) в фонтанирующей скважине; у - - относительный удель-
ный вес газа по воздуху; т — коэффициент сжимаемости газа;
Т ____ Ту + Т3
' СР — ,
где Ту, Т3 — соответственно температура газа на устье п на забое в К.
Избыточное внутреннее давление для эксплуатационных нефтяных
скважин при опрессовке находят из выражений:
а) для незацементированной зоны:
при наличии ру
(Рв)г^--а |(Рпл>£ — 0,1унЫ —0,1 (Ур —Уж) г; (14.17)
при отсутствии Ру
(Pu)z =Роп~0,1 (ур —Уж) 2. (14.18)
Здесь роц — минимальное опрессовочное давление па устье, величину
которого определяют из табл. 14.1; z — расстояние от устья до рассматри-
ваемого сечения в м; а — коэффициент, учитывающий увеличение опрессо-
вочного давления на устье по отношению к наибольшему рабочему ру(а«
«г 1,1); Уж — удельный вес опрессовочной жидкости в гс/см3.
Таблица 14.1
Диаметры колонн, мм 11/. 127 140 1415 168 178 194 !9
Давление на устье, кгс/см2 120 100 90 75 70
б) для зацементированной зоны:
распределение внутреннего избыточного давления на участке Л—Л прини-
мается линейным
(Рв)ь
(Рв)г = (Рв)й +-------------(г ~/г); (14.19)
при наличии ру
(Pb)l l7= {° [(Рпл)£ 6,1 унЛ] 0,1 [(уц—у») Ь — (уц—ур) й]} (1 — А). (14.20)
(pn)h = « [(Pna)L 0,1унД)1—0,1 (ур — уж) Л; (14.21)
при отсутствии Ру
(Pii)l = (Роп-—0,1 [(у . — Уж) 1> — (у., — Ур) Ч) (1 — К). (14.22)
Для газовых скважин избыточное внутреннее давление определяют
из выражений:
а) для незацементированной зоны
" (Рчл)ь
°»1 <УР Уж)2', (14.23)
Р гпГср
21*
323
б) для зацементированной зоны внутреннее давление рассчитывают
по формуле (14.19), где
<2 (Рпл)/
Ц(Уц-Уж)Ь —(уц—yp)h) (1 —/<), (14.24)
(р,,)/, определяют по формуле (14.23) при z — h.
Примечания: 1. Внутреннее давление роп, кроме того, опре-
деляют из условий освоения, гидроразрыва и других технологических опе-
раций.
2. Если р? по формулам (14.17) и (14.23) при z = 0 окажется меньше
рап из табл. 14.1, то (р, )2 рассчитывают по формулам (14.18) и (14.22).
Для скважин, зацементированных до устья, избыточное внутреннее
давление при опрессовке определяют из выражения
(Р, )L — аРу
—------J-----2-гаРу. (14.25)
где (рв)L вычисляют из (14.20), (14.22), (14.24) при h = 0.
При расчете промежуточных колонн избыточное внутреннее давление
для незацементированной зоны находят из выражений:
а) при наличии ру
(Рв)г = л[(Рпл)г— O,lynlJ— 0,1 (уР— y«)z; (14.26)
б) при отсутствии Ру
(Pn)z Рог! 0,1 (ур Уж) 2- (14.27)
Для зацементированной зоны
а) при наличии ру
(Рв)л —
(Pu)z — (Pu)hl' £____(z —h), (14.28)
где
(PiJi, = ([(Рпл)/ 0,1 уог] 0,1 [(уц— у») А — (Уц — Yp) h]) (1 — А'); (14.29)
б) при отсутствии Ру
(Рв)р {Роп — 0,1 [(уц—Уж) 1‘ — (Уц — Ур) ^1} (1 — А'). (14.30)
Если (pn)z по формуле (14.26) при z = 0 окажется меньше значений
рО1|, то расчет производится по формулам (14.27) и (14.30).
Для колонн, зацементированных до устья (рн)2 определяют из формулы
(14.25), где (p„)L находят из (14.29) и (14.30) прп h = 0, а ру = (рГ1Л)/—
В приведенных выражениях: I — глубина проявляющего пласта ниже
башмака промежуточной колонны; у0 — наименьший средний удельный
вес жидкости в колопне, который может иметь место при бурении под после-
дующую колонну в результате газонефтепроявлений при осложнениях.
Расчет осевой нагрузки
Осевые нагрузки определяются собственным весом колонны, силами
трения, нагрузками, связанными с влиянием температуры и давления.
Сопротивляемость обсадных труб растягивающим нагрузкам характе-
ризуется прочностью резьбовых соединений.
324
Таблица 14.2
длина Группа Предельный вес в колоннах в тс при диаметре труб, мм
14 6 | 168 | 178
клина а, прочности
мм стали Толщина стенки з, ММ
7 8 9 10 11 7 8 !) 10 1 1 12 14 7 8 9 10 | 11
300 д 88 100 113 125 137 98 112 126 139 152 166 194 102 117 132 146 160
к 116 132 149 164 180 129 147 166 183 200 218 255 135 154 174 192 211.
Е 128 145 164 181 198 142 162 182 201 220 240 280 145 169 191 212 232
Л 151 171 194 214 234 168 191 215 238 260 284 331 175 200 226 250 274
м 174 198 224 246 270 | 194 221 249 274 300 328 382 202 231 261 | 288 316
400 д 93 107 119 132 141 105 120 135 149 162 177 206 110 126 141 156 171
к 123 140 156 174 185 139 158 178 196 213 233 271 145 166 185 206 225
Е 135 154 171 191 204 153 174 195 216 234 256 298 160 189 204 227 247
Л 170 182 202 226 241 180 205 231 255 277 303 352 189 215 241 268 292
М 184 210 234 260 278 208 237 266 294 320 349 406 218 249 278 309 337
Предельный вес в колоннах в тс при диаметре труб, мм
Длина Группа 178 | 210 245 | 299
клина а. прочности
мм стали Толщина стенки s. ММ
12 | 14 | 7 sift Ю 12 8 9 10 12 | 14 8 | 9 | 10 11 12
300 д 174 203 119 136 154 171 203 147 163 184 220 261 167 188 209 230 251
к 229 267 157 179 202 225 267 194 215 242 290 344 220 248 275 303 330
Е 252 294 172 198 223 247 294 213 236 266 319 378 241 272 303 333 364
Л 297 347 204 234 263 292 347 252 279 314 377 447 286 322 358 394 430
м 343 400 235 269 304 337 400 290 322 362 435 516 330 371 413 454 495
400 д 186 216 129 147 167 184 220 161 178 200 240 284 185 208 231 254 277
к 245 284 170 193 220 242 289 212 234 264 315 373 243 274 304 334 364
Е 270 313 187 213 261 267 318 232 258 291 347 410 268 301 334 367 400
Л 319 369 220 251 285 315 375 275 1 304 343 410 480 316 356 395 434 473
М 368 426 254 290 329 363 434 317 351 396 474 560 364 410 455 500 545
(14.31)
Растягивающая нагрузка, при которой напряжения, возникающие
в нарезанном конце трубы, достигают предела текучести материала трубы,
называется страгивающей нагрузкой.
Для определения страгивающей нагрузки применяют формулу Яковлева
—---------------
14-^-Ctg (гх+ф)
где D — средний диаметр резьбы в плоскости первого полного витка, нахо-
дящегося в сопряжении (в расчетах первый полный виток относят к основной
плоскости резьбы); Ь — толщина тела трубы под резьбой в основной плоскости;
I — длина резьбы до основной плоскости; a — угол между опорной поверх-
ностью резьбы и осью трубы; ф — угол трения для резьбы, принимаемый
равным 18°.
Формула (14.31) выведена из условия, что в основной плоскости дей-
ствуют вся осевая и полная радиальная нагрузки. В действительности в основ-
ной плоскости соединение из-за жесткости тела трубы не испытывает напря-
жений, соответствующих полной радиальной нагрузке. Величина этой
разгрузки определена П. П. Шумиловым. Фактически угол трения меньше 18
и изменяется в пределах 7—11°. В расчетах следует принимать меньшее
его значение.
С учетом поправки П. П. Шумилова и уточнения коэффициента трения
страгивающую нагрузку следует определять по уточненной формуле (Яков-
лева — Шумилова)
л/Л>. Ь^т
~ Do
1 +П ~2T ctg <а+ф)
(14.32)
где Dg — средний диаметр сечения по впадине первого полного витка в основ-
ной плоскости; т| — коэффициент разгрузки, равный Ь/(Ь + «) (s — номи-
нальная толщина стенки трубы); ф — угол трения, равный 7°.
Осевую растягивающую нагрузку, при которой напряжения в теле
муфты равны пределу текучести, рассчитывают по формуле
л/)асГт
2 —
1 -30.2 ctg (a-|-q>) sin a
(14.33)
где D — средний диаметр муфты в плоскости последнего полпого витка
резьбы, находящегося в сопряжении; а — толщина стенки муфты в плоско-
сти последнего полного витка резьбы, находящегося в сопряжении; d —
средний диаметр резьбы в плоскости последнего полного витка резьбы,
находящегося в сопряжении; t — рабочая высота профиля резьбы.
При спуске обсадных колонн на клиньях под действием осевых и ради-
альных нагрузок в трубах возникает сложное напряженное состояние.
Предельный вес колонн (без учета коэффициента запаса) при спуске
в клиновом захвате приводен в табл. 14.2. Величины нагрузок, при которых
напряжения в обсадных трубах достигают предела текучести, определены
по формуле (4.31) при С = 1. Рекомендуемые коэффициенты запаса для
труб в зависимости от размера и группы прочности стали 1,1 —1,15.
Осевыо нагрузки, возникающие в результате действия внутреннего
давления и температуры, рассмотрены ниже.
Расчет натяжения обсадных колонн
После спуска и цементирования обсадной колонны производится об-
вязка устья скважины. Верхний конец обсадной колонны закрепляют в ко-
лонной головке при помощи клинового захвата или используют пьедесталь-
ный патрубок и фланец.
326
В большинстве случаев для оборудования устья скважины обсадную
колоипу после цементирования разгружают, что приводит к сжатию колонны
силой собственного веса. Разгрузка колонн, особенно в глубоких скважинах,
может привести к нарушению прочности и герметичности труб. Наиболее
рациональный способ оборудования устья скважины — обвязка устья без
разгрузки колонны, т. е. в растянутом состоянии.
На работу обсадной колонны в процессе освоения и эксплуатации в зна-
чительной степени влияет усилие, с которым была натянута колонна при
обвязке устья скважины. Натяжение колонны следует производить с таким
расчетом, чтобы дополнительные усилия, возникающие из-за изменения
температуры и давления в колонне, не ухудшали условий работы обсадных
труб.
С ростом глубин скважин повышается температура разбуриваемых
пород, в результате чего увеличивается температура обсадных колонн.
При фонтанировании скважины жидкостью или газом повышенной темпе-
ратуры нагрев колонны распространяется по всей ее длине. Нагрев колонны
в процессе эксплуатации может привести к деформации ее в результате
возникновения осевых сжимающих сил, особенно на участке, расположен-
ном над зацементированной частью. Деформация колонны при этом умень-
шается в направлении к устью скважины.
Понижение температуры колонн, возможное при нагнетании в пласт
большого количества жидкости низкой температуры, при промывке и осво-
ении скважины может привести к противоположному явлению: колонна
обсадных труб подвергнется воздействию дополнительных растягива-
ющих сил.
Другим фактором, влияющим на напряженное состояние колонны,
является изменение давления, действующего на колонну в процессе цемен-
тирования, эксплуатации, гидроразрыва и др. Изменение давления создает
дополнительные осевые напряжения, а при искривлении труб — изгиба-
ющие напряжения. Следовательно, изменение условий работы обсадной
колонны в зависимости от температуры и давления приводит к изменению
напряженного состояния колонны.
Величина натяжения должна исключать возможность искривления
колонны в результате потери устойчивости под влиянием изменения темпе-
ратуры и давления.
Для обеспечения необходимой прочности обсадной колонны величину
натяжения следует учитывать при расчете обсадных колонн. На первом
этапе расчет колонн выполняют по изложенной выше методике (расчет на рас-
тяжение и наружное избыточное давление), на втором этапе определяют
усилие натяжения, необходимое для удовлетворительной работы колонны.
Если при полученной величине натяжения обсадные трубы не удовлетворяют
условию прочности, необходимо или применить более прочные трубы, или
уменьшить собственный вес незацементированного участка колонны, уве-
личив высоту столба цементного раствора.
Определим величину натяжения для зацементированной обсадной ко-
лонны, жестко закрепленной у устья.
В общем случае, когда колонна подвержена в процессе эксплуатация
изменению температуры и давления, усилие натяжения находят из условий
<21.5= <2;
'(л.'2э'<2 +Р/ + 0,31р^2-0.0545Г(02т„-й2ув)- (14.34)
Большее значение принимается за усилие натяжения.
Здесь Q — вес свободной части колонны в кге; Pt — осевое усилие,
возникающее вследствие температурных изменений, в кге; р — внутреннее
устьевое давление в [колонне при эксплуатации в кгс/см; I — длина свобод-
ной части колонны в м; D, d — наружный и внутренний диаметры колонны
327
в см; ун, Vb — удельные веса жидкости соответственно за колонной и внутри
колонны в процессе эксплуатации в гс/см3 * * * * В * *;
Pf^aEF^At, (14.35)
где а — коэффициент линейного расширения; Р — плошадь сечения трубы;
At — средняя температура нагрева колонны.
Приближенное значение средней температуры пагрева (пли охлажде-
ние) можно определить из зависимости (рис. 14.1)
(t‘i — 11) -|- (t,i t Р
At = 7,
где tj и t2 — температура колонны по геотермическому градиенту; t3 и t4 —
температура жидкости за колонной (при отсутствии данных принимается
t t по температуре жидкости в колонне).
——г'-------/ Определив величину натяжения, необходимо
" 11 \ \ проверить прочность колонны, исходя из условия ее
\ \ работы в процессе освоения и эксплуатации.
\ \ В процессе эксплуатации скважины влияние тем-
\ I пературы и давления приводит к изменению усилия
\ \ натяжения Qa. Колонна будет удовлетворят!, требова-
\ \ ниям прочности при сохранении следуюше; о условия-.
\\ Qn-Qts-Pt+Pp-P^^ [Л;
1 1 \\’ <> 1Г о--
| \\ 2Z>2
Ц D^—dl
Рис. 14.1. Эпюра
температур в сква-
жине
где (ри) — внутреннее избыточное давление па глу-
бине la; Qo—вес колонны в пределах от устья до
рассматриваемого сечения; lt — расстояние от
устья до рассматриваемого сечения; [Р] — допу-
скаемая осеная нагрузка; Рр — осевое растягивающее
усилие, вози икающее в колонне в результате воздействия внутреннего
избыточного давления в процессе эксплуатации
Рр = 0,47р</2;
(14.37)
Pv — осевое усилие, возникающее в колонне в результате воздействия внеш-
него и внутреннего гидростатических давлений жидкости:
PT = 0,0235Z(D2YH-d2VH), (14.38)
[а] — допускаемое напряжение в кгс/см2.
В ряде случаев для увеличения запаса прочности значение Pt (при
нагреве) в условии (14.36) не учитывают.
Так как колонна состоит из отдельных секций, различающихся толщи-
ной стенки труб (или материалом), то для F следует принимать среднее зна-
чение, определяемое из выражения
где Flt F2 — площадь сечения труб каждой секции; llt lt — длина секций.
Для соединения, расположенного у устья скважины,условия прочности
будут
Qn-Pt + Pp-P^^[Р\
Qu^[P]
2pD2
' [a]
(14.40)
128
При отсутстпии внутреннего избыточного давления и нагрева колонны,
а также в случае, когда условия работы колонны не известны, величину
натяжения колонны находят из выражения
(14.41)
Условие прочности
•еЯР]. (14.42)
Если обвязка устья производится без разгрузки и из условия (14.34)
<2„ не более веса колонны Q*, натяжение следует принимать равным QK.
Проверять прочность следует для наиболее нагруженных секций ко-
лонны. Если проверка прочности колонны покажет удовлетворительные ре-
зультаты, надо проверить также напряженное состояние колонны в процес-
се опрессовки и освоения скважины.
При освоении скважин раствор заменяется водой. Нагнетание внутрь
колонны жидкости, имеющей низкую температуру, может привести к охла-
ждению колонны и, как следствие, к дополнительным растягивающим напря-
жениям. Для обеспечения прочности труб необходимо, чтобы после натя-
жения колонны, обвязки устья скважипы и нагнетания жидкости напряже-
ния, возникающие в трубах, были в пределах допускаемых величин. Для
этого должно быть выдержано условие
+ [1'1. (14.43)
где Pt, P\t, Ру определяются из выражений (14.35), (14.37) и (14.38) приме-
нительно к процессу освоения.
Наиболее благоприятным с точки зрения прочности колонны при заме-
щении раствора является нагнетание жидкости в спущенные насосно-ком-
прессорные трубы, а не в кольцевое пространство между насосно-компрес-
сорными и обсадными трубами.
Приведенные выше выражения позволяют определить величину натя-
жения и условие прочности для одноразмерной колонны.
Для двухразмерной колонны величину натяжения находят из условия
<2н йь <? \-Р{ — Z’p-f Ру-\-0,"8pd\ — O.W-l (z/fYr. —4y' ):
ait (fa 4 Л.) PFiF.
LtF.> + L^Fr
(14.44)
0,4/р
Pp = LjF.-rL^i ♦
0.02.35 -4y-) + Z’i + A,.)
₽T“ L,l. l.-h
где dt, d2 — внутренний диаметр соответственно нижней и верхней сту-
пеней колонны; Л,, — наружный диаметр ступеней колонны; Lr, L., —
длина ступеней колонны: F„— средняя величина площади сечения
труб двух ступеней.
Пример. Определить величину натяжения обсадной колонны в фон-
танирующей скважине при следующих условиях: глубина скважины L ~
- 3500 м; высота подъема цементного раствора h • 700 м; удельный вес
жидкости уи = 1,4 гс/см3, у = 0,9 гс/см3; температура на забое (0 =
= 90° С; температура жидкости t3 = 60° С; внутреннее устьевое давление
р = 260 кгс/см2.
329
Обсадная колонна состоит из четырех секций, трубы из стали группы
прочности К и Е (табл. 14.3).
Таблица 14.3
Номер секции Диамс-j р трубы и толщина стенки, мм Длина секции, м Страгикающа я нагрузка, 'ГС Вес 1 м Труб, кге Вес секций, тс
1 168 X 11 700 190 43,5 30,5
2 168 X 10 800 170 39,9 32,0
3 168 х 9 1350 160 36,2 49,0
4 168 X 11 650 190 43,5 28,3
II р и м е ч а и и с. Счет секций ведется снизу ичерк.
Натяжение колонны производят после разгрузки на забой.
Величину натяжения (?„ определим из выражения (14.34). Предвари-
тельно найдем среднюю площадь сечения труб F, а и А/.
Площадь сечения труб получим из формулы (14.39)
650-54.2-(-800-49,6 +1350-45
F== 800+1350 + 650 см'-
Средний внутренний диаметр d, соответствующий площади 49,5 см2
равен 14,8 см.
Среднюю температуру нагрева колонны определим по рис. 14.1.
Примем:
^ = 15 °C;
, 1 . 2800
t> —<1 + (/о — Ц) £ =15+(90 —15) --75 °C;
I 2800
*4 — 1з+(^о — is) £ — 60 + 30 — 84СС,
тогда
a^.(G0-15) + (84-75) = 27OCj
2
Вес свободной части колонны ()?»109,3 тс;
Pt = 12 • 10-е . 2.106 27 49.5 32 100 кге,
0,31prf2 —0,31 • 260 14,82 « 17 700 кге-,
0,0545/ (Z)2yH- <*2Yi.) = 0,0545 • 2800 (16,82 1,4—14,82 • 0,9) = 30 400 кге.
Подставив полученные величины в выражение (14.34), получим из вто-
рого условия (J,, = 128,7, что больше Q. Следовательно, Q,, = 128,7.
Проверим прочность в процессе эксплуатации колонны, натянутой
с усилием <?„.
Для верхнего сечения трубы, расположенной у устья (четвертая сек-
ция), прочность определим из выражения (14.36). Расчет прочности произ-
ведем без учета влияния Pt-
Из первого условия
(?я + Рр - Pv -= 128 700 + 0,47* 260 14,82-0,0235 2800 х
X (16,82 • 1,4—14,82 • 0,9) == 142 400 кге.
330
Тогд । коэффициент запаса прочности, учитывая, что [/’]=(?стр/п будет
равен
„С СТР 190 000 _ ,
СЛ.+^р — ~~ 142 400 '
т. е. составит достаточную величину.
Из второго условия
п - (рстр/(?и — 1 47.
Из третьего условия
(Д2-Д2)<гт (10,82-14,6-42)-5ОО0 п Ог
“ 2pU " 2-260-16,82 5'
Проверим условие прочности для верхней трубы третьей секции.
Коэффициент запаса прочности из первого условия
________<2 стр______ .
Р-
т 18 400 кгс.
Из предыдущих вычислений
Рр=26 800 кгс; Р? = 13 100 кгс.
Тогда
60 000 60 000
"= 128700 — 18400 + 25800 — 13100 “ 124000 ~1,3'
Из второго условия
60000
п~ 128 700 — 18 400 ~1’14'
Расчет допускаемого внутреннего избыточного давления
Освоение, ремонтные работы, гидроразрывы и другие работы, прово-
димые в скважине, связаны с воздействием значительного внутреннего давле-
ния на колонну. Определять допускаемое внутреннее давление должны
с учетом как осевых, так и радиальных нагрузок, действующих на колонну.
Для жестко закрепленной на устье колонны, натяжение которой превы-
шает вес свободной (незацементированной) части (QKi> Q), внутреннее
допускаемое устьевое давление находят из выражений
Р ' <?.. К2о + /\+ Ру, (14.45)
Z>2
Р '-----2Z12--[°1 1- 0,1 (у„ — ув) 1ц, (14.46)
где — удельный вес раствора за колонной; у, — удельный вес жидкости
в колонне в процессе проведения указанных выше работ; Pt, Р определяют
из (14.35) и (14.38). 1
Для колонны, натянутой с усилием QH<ZQ, нижняя часть будет нахо-
диться в изогнутом состоянии и допускаемое давление будет равно:
<2д- (<?в+Р/) (1+0,2/<о/)-0,02351(02ун-</2ув)х
Х(1-О,48А'о/) + О,161Л2(ун-у„)
Р=------------------5-------------------------------- , (14.47)
d2Q (1,3 + 0,07/<о/)
331
где Qa — допускаемая сжимающая нагрузка по первому витку резьбы в кгс;
Qa — вес сжатой части колонны в кгс; Кв = F0/Wa (Fo, — площадь
сечения и момент сопротивления рассматриваемого сечения); / — стрела
прогиба в см; I — длина в м; da — внутренний диаметр рассматриваемой
секции в см.
Приведенное выражение (14.47) справедливо при обеспечении следу-
ющих условий:
Qe + Pv + Pt < Qa\ (14.48)
, (?,. 4-«Л7’Д/+О,о2352 (О^ун-Й2у„)
Р < ----------------047^----------------‘ <14-49)
Если условие (14.49) не соблюдается, то колонна при давлении р будет
находиться в растянутом состоянии и допускаемое давление можно опреде-
лить по формуле (14.45) и (14.46).
Если условие (14.50) не выдерживается, то допускаемое давление находят
из выражения
<?д- (<?п +Р/) (1 + 0.2 /<п/) - 0,0235/ (7J2y„ - (1 - 0.48/ад) __
Р =----------------------3---------------------------------• (14,01)
dg (0,07 Кaf -Ч),47)
При отрицательном значении р допускаемое давление определяют как
для растянутой колонны по формулам (14.45), (14.46).
Коэффициент запаса прочности рекомендуется принимать в пределах
1,3—1,5 в зависимости от размера труб и условий работы.
Расчет на внутреннее давление следует проводить для каждой секции
колонны и за допускаемое давление принимать наименьшее значение.
Расчет сварных колонн
Сварные обсадные колонны рассчитывают на прочность с учетом воздей-
ствия на нее растягивающих нагрузок, наружного и внутреннего давлений.
В 'отдельных случаях проверка на прочность учитывает также и действие
на' колонну изгибающих усилий.
Изложенная ниже методика расчета сварных обсадных колопн распро-
страняется на конструкцию обсадных труб с центрирующим кольцом и про-
точкой _под хомут. Расчет па растяжение сварной обсадной колонны сводится
к проверке прочности сварного шва, сечений под цементирующее кольцо
и хомут.
Прочность сварного шва на растяжение проверяют по формуле
/'1 --=09/’^,,//С. (,14.52)
где Pi — допускаемая растягивающая нагрузка; 1\ — наименьшая площадь
сечения по сварному шву; о — временное сопротивление материала труб.
Коэффициент запаса прочности
А'= пПр/Ит. (14.53)
где п — коэффициент запаса прочности для тела трубы.
Величины коэффициента запаса прочности для труб из углеродистой
стали группы прочности Д даны в табл. 14.4.
Прочность на растяжение в сечении трубы, ослабленном проточкой
под цементирующее кольцо, не проверяется, так как прочность этого сечения
примерно на 10% выше, чем прочность сварочного шва.
332
Таблица 14.4
Диаметр колонны, мм Глубина спуска, м Коэффициент запаса
п
<219 <1500 1,3 2,2
>1500 1,45 2,5
>219 <1500 1,45 2,5
>1500 1,6 2,75
Прочность на растяжение в сечении трубы, ослабленном проточкой
под шарнирный хомут, проверяется по формуле
Р 1 = 0,9.'>/',2От/п, (14.54)
где F — площадь сечения по проточке.
Обсадные колонны на внутреннее давление рассчитывают по формуле
рв = 1,75«От/нП, (14.55)
где рп — допускаемое внутреннее давление; s — номинальная толщина
стенки; D — наружный диаметр трубы; п — коэффициент запаса в пределах
1,3-1,5.
Сварные колонны на наружное давление рассчитывают согласно при-
веденной выше методике уменьшением значений критического давления
на 5% вследствие ослабления сечения трубы проточной под хомут.
Глава 15
ПРОВЕРКА ОБСАДНЫХ ТРУБ И КОЛОНН
НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ
Проверка обсадных труб
Обсадные трубы и двергают гидравлическим испытаниям на заводах-
изготовителях и на буровых предприятиях. На заводах трубы, изготовля-
ющиеся по ГОСТ 632—64, испытывают с навинченными и закрепленными
на них муфтами. Испытанию подвергают все трубы диаметром до 219 мм
и 50% труб диаметром более 219 мм.
Величину расчетного испытательного гидравлического давления р опре-
деляют по формуле
p=200s/?/Z), кгс/см2,
где s — номинальная толщина стенки в мм; D — наружный диаметр трубы
в мм; R — допускаемое напряжение в кгс/сма.
Для труб с наружным диаметром до 219 мм допускаемое напряжение R
принимают равным 0,8 от предела текучести, а для труб с наружным диа-
метром более 219 мм — равным 0,6 от предела текучести.
Продолжительность выдержки при испытании гидравлическим давле-
нием должна быть не менее 10 с, в течение которых трубы обстукивают
вблизи муфт. При испытаниях в теле и в резьбовых соединениях не должно
обнаруживаться утечек и потения. При обнаружении таковых трубы бра-
куются. Если негерметичность наблюдается в резьбовом соединении, обна-
руженные утечки устраняют и трубу повторно испытывают.
333
Величины давлений для обсадных труб, изготавливающихся по ГОСТ
632—64 с короткой, нормальной и удлиненной резьбами, при которых напря-
жения в теле трубы достигают предела текучести, приведены в приложении
7. Давление находят по формуле
. =200 л /D
В буровых предприятиях обсадные трубы испытывают внутренним
гидростатическим давлением на специально оборудованных стационарных
участках в базах производственного обслуживания или непосредственно
на мостках буровой при помощи передвижных агрегатов. Испытаниям должны
подвергаться трубы всех типоразмеров. Величину испытательных давлений
устанавливает руководство буровых предприятий. Исходными предпосыл-
ками для установления этих величин являются максимальные ожидаемые
давления, которым будут подвергаться трубы обсадной колонны в сква-
жинах. Испытательные давления принимают обычно на 10—15% выше
предполагаемых максимальных. При этом величины принятых давлений
не должны вызывать в теле испытуемых труб напряжений, превышающих
80% минимального предела текучести для труб с наружным диаметром до
219 мм и не более 60% для труб с наружным диаметром более 219 мм.
Испытания продолжают не менее 10 с, в течение которых трубы обсту-
кивают вблизи соединительных детален. Если в теле труб обнаружат про-
пуски или даже потение — такие трубы окончательно бракуют. При обна-
ружении утечек в резьбовых соединениях муфты отвинчивают, резьбы трубы
и муфты подвергают осмотру и проверке гладкими и резьбовыми калибрами.
При удовлетворительных результатах проверки наносят свежую смазку,
муфты навинчивают на муфтонаверточном станке с затяжкой, нормированной
величиной крутящего момента, после чего трубы вторично испытывают.
Опыт эксплуатации обсадных труб показывает, что резьбовые соединения
муфт с трубами, оказавшиеся герметичными при гидравлических испытаниях
на трубопрокатных заводах, нередко при испытаниях на промыслах бывают
не герметичны. Это явление можно объяснить следующим: бывают случаи,
когда па трубопрокатных заводах муфты на трубах закрепляются с недоста-
точным крутящим моментом; в результате ударов и сотрясений при пере-
возках плотность недокрепленных ранее резьбовых соединений нарушается
и при опрессовке они дают утечки.
В прокатно-ремонтных цехах гидроопрессовку труб целесообразно
проводить групповым методом.
Групповой метод испытания. Схема группового метода
испытаний показана на рис. 15.1. Трубы, поступившие на испытание, укла-
дываются на стеллаж 1, имеющий уклон 3°. Благодаря уклону они ска-
тываются до упора в дозирующее устройство 2. Оператор на наружном пульте
управления при помощи дозирующего устройства укладывает трубы по одной
на ролики 3 рольганга и подает их по рольгангу до упора 4. Так все пять
испытуемых труб устанавливают в положение, удобное для навинчивания
опрессовочных головок. При помощи того же дозирующего устройства трубы
с рольганга сбрасываются на наклонный стеллаж 5. Скатываясь по стеллажу
5, трубы автоматически устанавливаются над канавой 6 в заданное положе-
ние при помощи механизмов размещения труб, вмонтированных в стеллаж.
Первый оператор ввинчивает в муфты труб опрессовочные головки 7 и при
помощи быстрозажимных соединений сопрягает головки с напорными лини-
ями 8, идущими от коллектора 9. Второй оператор навинчивает на свободные
концы труб заглушки 10.
К коллектору 9 подведены трубопроводы от центробежного насоса 11
и насоса высокого давления 12. Первый предназначен для заполнения труб
водой, второй — для повышения давления.
Насосы заполняются из емкости 13 через водопровод 14. Линия 15 служит
для забора воды центробежным насосом из бассейна 16, куда сливается отра-
ботанная вода из сливной канавы 6. По линии 17 центробежный насос сбра-
сывает избыток воды в емкость 13.
334
Последовательность испытаний такова. После того как головки и за-
глушки смонтированы, второй оператор уходит в свое помещение, а первый
включает насос 11 для заполнения труб. Когда из спускных вентилей 18
головок появится вода, указывающая, что трубы заполнены, первый оператор
перекрывает их, уходит в свое помещение и оттуда включает насос 12. Как
только давление поднимется до заданного, электроконтактный манометр
отключит насос высокого давления, и начнется выдержка труб под давлением.
Одновременно оператор, не выходя из помещения, включает электромагнит-
ный механизм обстукивания труб. Если трубы окажутся годными, первый
оператор при помощи вентиля снимает давление, отключает насосы и меха-
низм обстукивания, после чего оба оператора выходят из помещений и демон-
Рис. 15.1. Схема группового испытания труб
тируют головки и заглушки. Опустив при помощи пневмоцилиндра распре-
делительное устройство, оператор создает возможность скатиться испытан-
ным трубам дальше по наклонному стеллажу 5.
Если в процессе испытаний у одной из труб будет обнаружена течь,
оператор перекрывает соответствующий ей вентиль, исключив эту трубу из
группы испытуемых. Контроль за результатами испытаний ведут так же, как
и при испытаниях {труб поштучно. В зависимости от условий и требований
производства таким образом можно испытывать одновременно от одной до
пяти труб.
^При выполнении работ по опрессовке следует учитывать опасности, свя-
занные с высокими давлениями, на которые испытываются обсадные трубы.
Трубы опрессовывать могут только рабочие трубных цехов, специально
обученные производству этих работ.
До начала работ вся установка (насосы, трубопроводы, рукава, головки,
заглушки и другая аппаратура) подвергается проверке на прочность и плот-
ность гидравлическим давлением, превышающим величину испытательного
давления не менее чем на 25%.
Операторы в процессе испытаний должны находиться в специально
устроенных укрытиях. Выход из укрытий и демонтаж головок и заглушек
допускается только после снятия давления во всей системе.
Дозирующее устройство. Устройство предназначено для
выполнения следующих операций: удержать трубы, стремящиеся скатиться
по наклонному стеллажу; отсечь одну трубу и передать ее на рольганг;
сбросить трубу с рольганга на стеллаж для дальнейшего движения ее по стел-
лажу.
835
Схема работы дозатора приведена на рис. 15.2. В положении б шток 1
пневмоцилппдра 2 находится в крайнем верхнем положении. При этом труба
3 скатится по наклонному стеллажу и разместится в выточке рычага 4. Осталь-
ные трубы, находящиеся на стеллаже, задерживаются, упираясь в трубу 3.
В положении а шток пиевмоцилиндра показан в крайнем нижнем положении.
Это позволило трубе 3 скатиться ио рычагу 4 на ролики рольганга 5, по кото-
рым она перемещается вдоль оси в нужное положение. Остальные трубы
задержались на стеллаже, упершись в рычаг 4. В положении в шток пневмо-
цилиндра находится в промежуточном положении, при котором труба 3,
поднятая с роликов рольганга 5 рычагом скатывается по его наклонной
плоскости на стеллаж.
При дальнейшем движении по стеллажу труба попадает на испытатель-
ную канаву, заняв пужное положение при помощи механизма размещения.
Рис. 15.2. Дозирующее устройство
Механизм размещения труб. При групповом методе
испытаний трубы должпы устанавливаться над канавой на строго определен-
ных расстояппях, чтобы операторы могли, не раскатывая труб, монтировать
и демонтпровать опрессовочные головки и заглушки. Эти функции выполняет
механизм размещения труб, схема работы которого приведена на рис. 15.3.
Три таких механизма встраивают в три линпи стеллажа участка опрессовки.
Работает механизм следующим образом: труба из положения 1а скаты-
вается по неподвижным швеллерам стеллажа 2. отклоняя при своем движепип
рычагп 3.
Труба скатывается до остановки неподвижным упором 4, заняв положе-
ние 16. Остановившись, она своей массой приводит последним рычаг в положе-
ние, показанное на рис. 15.3. Теперь этот рычаг служит упором для следу -
ющей трубы 5, благодаря чему она остановится, заняв заданное ей положение.
Также будут устанавливаться в заданное положение последующие трубы.
Все четыре рычага 3 п упор 4 смонтированы на раме, которая может опу-
скаться и подниматься относительно неподвижных швеллеров 2, напра-
вляясь роликами 6 относительно неподвижных планок 7. На схеме показано
верхнее положение рамы, в котором опа поддерживается пнсвмоцилин-
дром 8, шток последнего выдвинут.
По окончании процесса испытаний оператор прп помощп пневмоцилиндра
8 опускает раму вместе с рычагами 3 и упором 4 вниз. Теперь испытанные
трубы ничем не удерживаются и свободно скатываются дальше по неподвиж-
ным наклонным швеллерам 2, освобождая канаву для испытания следующей
партии.
Механизм обстукивания. По требованию ГОСТ трубы,
находящиеся под давлением в процессе гидроиспытаний, должны обстуки-
ваться вблизи муфт для лучшего выявления неплотностей и дефектов. Меха-
низм для обстукивания труб должен быть надежным и безопасным, с дистан-
336
ционпым управлением из помещения оператора. Для этой цели могут быть
использованы электромагнитные ударники или пневмоударники, которыми
можно легко управлять на расстоянии. В схеме группового испытания труб,
приведенной на рис. 15.1, использованы электромагнитные ударники.
Герметизирующие устройства. При испытаниях внут-
ренним гидростатическим давлением трубы должны быть загерметизированы
с обоих торцов. Для этого используют специальные приспособления, полу-
чившие названия опрессовочных головок и опрессовочных заглушек.
Опрессовочная головка герметизирует трубу с одного конца, позволяет
заполнить трубу водой низкого и высокого давлений и удалять воздух из по-
лости трубы по мере заполнения ее водой. В большинстве случаев головка
монтируется в муфту трубы.
Рис. 15.3. Механизм размещения
Опрессовочная заглушка навинчивается на противоположный конец
испытуемой трубы и предназначается для герметизации трубы. В отдельных
конструкциях устройство для удаления воздуха из трубы предусматривается
в заглушке, а не в опрессовочной головке.
Качество испытаний и производительность процесса в значительной
степени зависят от конструкции опрессовочных головок и заглушек. На их
конструктивное устройство влияют типоразмер испытуемых труб, принятая
схема гидроиспытаний, положение, труб в процессе гидроиспытанпй, вели-
чины испытательных давлений п иные факторы. В связи с этим головки
и заглушки имеют различные конструкции.
На рис. 15.4 показана одна из конструкций опрессовочной головки для
гпдроиспытаний обсадных труб на давление до 400 кгс/см2. Головка состоит
из двух самостоятельных узлов: узла /, который ввинчивается в муфту
испытуемой трубы, и узла II, который присоединяется к узлу 1 после ввин-
чивания последнего в муфту. Узел / ввинчивается в муфту с помощью руко-
яток /. При этом резьбовое кольцо 3 находится в крайнем заднем поло-
жении, что позволяет осуществить контакт между деталью 2 головки и муф-
той трубы па полную длину нарезки муфты. Уплотнительная манжета 4
входит в гладкую выточку муфты. После этого кольцо 3 навинчивается
па деталь 2 до упора в торец муфты. Такая конструкция обеспечивает свинчи-
вание головки с муфтой на всю длину резьбы и на полную высоту ниток,
несмотря на большой разбег в допусках на нарезки муфт.
Зяк.ча 754
337
После того как узел 1 ввинчен в муфту трубы, к нему присоединяется
узел 11 при помощи баянетного затвора. В узле II смонтированы два рукава.
Рукав 9 предназначен для заполнения трубы водой при низком давлении,
а рукав 5 для нагнетания воды при высоком давлении. Два рукава введены
в конструкцию из следующих соображений: промышленностью выпускаются
рукава на высокие давления с небольшими диаметрам! внутреннего панал?
(4—8 мм). Заполнение труб водой через такой рукав потребовало бы затраты
значительного времени. Поэтому трубы заполняют водой при низком давле
нип через рукав 9 с диаметром отверстия 2.5 мм, а водой при высоком давле-
нии _ через рукав 5 с диаметром отверстия 8 мм.
Рис. 15.4. Опрессовочная головка
При закачивании воды при низком давлении клапан 6 отжимается
и пропускает воду в пол octi, трубы. При ипкачпванпп воды npit высоком
давлении клапан 6 дтвкч гнем ноты уплотняет резиновое кольцо 7 и не позво-
ляет воде перетекать из полости высокого д i в лен ля в полость низкого давле-
ния. Вода, закачанная при высоком давлении, .поднимает давление в трубе
до испытуемого, одиовреме лшо, проникая через отверстия 8 под резиновую
манжету 4, прижимает ее к выточке в муфте и надежно герметизирует тру бу
с муфтового конца.
В комплекте с опрессов eiiioi голо1 зкон поставляется опрессовочная
заглушка, конструкция которой приведена на рис. Л.бэГ ilopnyc з.тглупгкп 1
навинчивается па трубу при помощи рукояток 2 на полную длину резьбы.
При этом уплотнительное резиновое кольцо .? упирается в торги, испыту-
емой трубы. Контакт между .уплоти ы гым кольцом и торцом трупы по ’сто-
яние поддер.к'ипается пружиной 4. Изогнутая труб л ? сзугят д г.пвг,н -ъьу'а
воздуха из полости трубы при заполнении ее водой. Воздух удаляется но труб-
кам 5 и 6 при открытом вентиле 7.
Чтобы в трубе осталось наименьшее количество воздуха, изогнутая
трубка 5 устанавливается в положение., пока 31 иное на рис. 15.5. Достигается
это следующим образом: когда заглушка навинчена па трубу до отказа,
оператор поворачивает трубку 6 в нижнее положение, в результате чего
трубка 5 займет заданное положение.
338
После заполнения трубы подои прп низком давлении, о чем сигналпзи-
pjcT вытекание ее пл отверстия в трубке 6, оператор закрывает вентиль 7
и начинается нагнетание воды при высоком давлении через опрессовочную
головку. Давлением воды уплотнительное кольцо 3 надежно поджимается
к торцу испытуемом трубы и герметизирует ее.
Из описаний конструкций головки и заглушки видно, что прп сопряже-
нии их с нарезками испытуемой трубы обеспечивается контакт ио всей длине
нарезок. Необходимость обеспечения полного контакта вызывается тем, что
как головка, так и заглушка в процессе испытаний подвергаются нагрузкам
в десятки тонн. При недостаточной длине контакта может произойти срыв
плп страгивание резьб. Из этих же соображений нарезки головки и заглушки,
Рис. 15.5. Заглушка опрессовочная
свинчиваемые с муфтой и трубой, выполняются с большой точностью и кон-
тролируются резьбовыми калибрами.
И с т о ч н и к и давлен и я. Выбор источника давления зависит
от принятой схемы гидроиспытаний труб. Когда трубы испытывают по одной
штуке, а заполняют их водой из водопроводной линии илист центробежного
насоса, для нагнетания воды иод высоким давлением требуется насос неболь-
шой производительности. В этом случае насос высокого давления должен
заполнить объем, оставшийся незаполненным во время заливки трубы водой
при низком давлении, компенсировать уменьшение объема веды в трубе
в результате сжатия ее, компенсировать увеличение объема трубы, возни-
кающее в результате упру гих деформаций. Кроме тою, следует учитывать
утечки, возникающие в уплотнениях герметизирующих устройств в начале
испытаний.
При испытаниях труб группами, по несколько штук одновременно,
насос должен иметь значительно большую подачу, позволяющую в ко-
роткий период времени поднять давление во всех испытуемых трубах до
заданного.
Обычно источниками высокого давления при гидроиспытаниях труб
служат поршневые насосы. К табл. 15.1 приводятся несколько марок насо-
сов, которые могут быть использованы для гидроиснытаний.
Рукава высокого давлен и я. Для гидроиспытания труб
появляется необходимость в применении резино-тканевых рукавов высокого
давления. Рукава вводятся как гибкие звенья в напорные трубопроводы
22*
339
Марка, моцель насоса Тип насоса Назначение Подача, мэ,ч Давление на- гнетания КГС/см2 ।
Т-1/200 Приводной горизон- тальный трехплунжер- ный Для перекачки чи- стой воды с температу- рой до 35° С 0,8 200
ТР-1/320 Приводной горизон- тальный с регулируе- мой подаче!! Для перекачки ней- тральных жидкостей с температурой 30— 100° С, которые пе вы- зывают коррозию ста- ли марки 2X13 0,1—1,0 320
ТР-5/320 Приводной, гори- зонтальный с регули- руемой подачей То же 2,5—4,0 320
ХТР-4/320 Приводной горизон- тальный, трехплун- жерный с регулиру- емой подачей » 2,5—4,0 .320
П П-600 Приводной, трех- плунжерный, на те- лежке Для перекачки воды —0,4 600
ГН-700-800 Приводной, трех- плунжерный, на те- лежке Для перекачки воды и нейтральных жидко- стей 0,8 700
с. Максимальное рабочее да пление
•я Группа А
rt
7 Тип I Тиг П Тип III Ти 1
Внутрснн рукава, м Статиче- ское Динами- ческое Статиче- ское Динами- ческое Статиче- ское 1 Динами- I 41-СКОС Статиче- ское Динами- ческое
4 200 120 300 180 350 210 250 150
6 190 115 280 170 325 190 230 140
8 165 100 250 150 300 180 210 125
10 150 90 215 130 275 170 180 НО
12 135 80 210 125 250 150 160 100
16 100 60 165 100 190 115 130 95
20 90 55 150 90 175 110 120 70
25 80 50 125 75 150 90 100 65
32 65 40 100 60 120 70 75 45
38 40 25 80 50 105 65 50 30
50 30 15 40 25 50 30 35 20
340
Таблица 15.1
Электродвигатель Число двойных ходов плунже- ра в мин Габаритные размеры, мм (длина, ширина, высота) Масса, кг Завод-изготовитель
тин мощ- ность, кВт скорое гь вращения, об/мин
А-62-8 7 730 — 1360Х X 730X627 300 Лебедянский маши- ностроительный
КО-22-2 20 2950 200 1870Х Х1140Х Х1335 1250 То же
ВАО-91-2 75 2960 — 2560Х Х1645Х Х1500 2350 »
КО-51-2 75 2975 — 2640Х Х1675Х Х1220 2800 »
АО-52-4 7 1500 — 1410Х X 570Х 650 293 Ногинский опытный завод монтажных при- способлений
22 1460 1200Х X 650Х 800 Ленинградский опытный электродно- сварочный
Таблица 15.2
<р, при различном состоянии, кгс/см2
Группа Б Группа В
Тип 11 Тип III Тип I Тип II Тип III
Статиче- ское Динами- ческое Статиче- ское Динами- ческое 1 1 Статиче- ское Динами- ческое Статиче- ское Динами- ческое г' ’ Q Динами- ческое
350 210 425 255 300 180 410 240 500 300
330 200 400 240 270 165 370 225 430 260
320 190 360 220 240 145 350 210 400 240
270 165 320 190 220 135 310 185 370 225
250 150 310 185 200 120 300 180 350 210
200 120 230 140 150 90 240 145 260 155
180 110 220 130 140 85 220 130 250 150
160 95 200 120 120 70 200 120 230 140
130 75 150 90 90 55 140 85 160 95
90 55 120 70 60 35 90 55 120 70
50 30 60 35 40 25 60 35 70 40
З'И
для нагнетания воды при высоком давлении. Они позволяют компенсировать
отклонения в положении испытуемых труб на стеллажах и освобождают
исполнителей от тяжелого труда по установке труб в строго определенное
положение.
Рукава высокого давления изготовляют по ГОСТ 6286 — 73. В зависимо-
сти от разрывного усилия проволоки, применяемой для металлических опле-
ток. рукава изготовляют трех групп: А, Б и В. Каждая группа подразде-
ляется на три типа: с одной, двумя или тремя металлическими оплетками.
Номенклатура рукавов высокого давления и допустимые для них макси-
мальные статические и динамические рабочие давления приведены
в табл. 15.2.
Рукава поставляют следующих длин: 375, 400, 450, 500, 550, 600, 650,
700, 750, 800, 900, 1000, 12d(f. 1400, 1500, 1600, 1800, 2000, 2200, 2500, 2800,
3000, 3200, 3500, 3800, 4000, 4200, 4500, 5000 мм. Рукава с внутренним диа-
метром 16 мм и выше выпускают длиной до 10 м.
В зависимости от климатических условии рукава должны быть работо-
способны в районах умеренного и тропического климата при температуре
окружающего воздуха от —50 до 4-70° С, а в районах Крайнего Севера
при температуре от —60 °C.
Пример условного обозначения рукава типа I с внутренним диамет-
ром 12 мм, рабочим статическим давлением 135 кгс/см2 и рабочим динами-
ческим давлением 80 кгс/см2, работоспособного в районах с умеренным
климатом:
Рукав А12 —135/80— У, ГОСТ 6286—73
Для рукавов работоспособных в районах с тропическим клим.и ом и в рай-
онах Крайнего Севера в условном обозначении вместо буквы У проставляется
соответственно буква Т или С.
Г и д р о и с п ы т а н и е б е з р е з ьб о в ы х обсадных
труб. Во многих нефтяных районах широкое распространение имеют
сварные обсадные колонны. Безрезьбовые трубы, идущие на комплектова-
ние. сварных колонн, в настоящее время практически не опрессовывают
из-за отсутствия в буровых предприятиях оборудования дня чтой цели .
ВНИИТнефтыо разрабатывается проект специальной установки для гидро-
испытаний безрельсовых обсадных труп на высокое давление. Установка
позволит, помимо гладкообрезных, испытывать также нарезные обсадные
трубы.
Проверка обсадных колонн
После спуска и цементирования обсадные колонны подвергают гидравли-
ческим испытаниям с целью проверки их герметичности и прочности.
Испытание предусматривает проверку прочности колонны, ее герметич-
ности внутренним или ви пшии давлением при наличии цементного стакана
и закрытых цементом отверстий, если они в колонне имелись.
Принцип испытания обсадных колонн на герметичность основывается
на создании разности давлений жидкости в затрубном пространстве и внутри
колонны.
Кондукторы и промежуточные колоны. Согласно
«Временной инструкции по испытанию скважин на герметичность» (1971 г .)
кондукторы и промежуточные колонны, на которых устанавливается противо-
выбросовое обрудование, подвергаются гидравлическим испытаниям методом
опрессовки.
Величина давления опрессовки на устье определяется, исходя из макси-
мального пластового давления нижележащих интервалов бурения, с учетом
заполнения ствола скважины пластовой жидкпетыо или газом.
После разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака па 1 —
2 м кондуктор или промежуточная колонна вместе с установленным на них
342
противовыбросовым оборудованием подвергается опрессовке для проверки
герметичности цементного кольца при спущенной бурильной колонне с закач-
кой на забой воды. При атом давление опрессовки на устье скважины можно
определить из выражения
Рои^1.2Ри - 0,1уж//,
где рп11 — давление опрессовки в кгс/см1 2; р„ — ожидаемое максимальное
давление в скважине у башмака колонны (на глубине Н) в случае выброса
и фонтанирования скважины в кге/см2; уж — удельный вес жидкости в колонне
в гс/сыч; Н — глубина башмака колонны в м.
При получении отрицательных расчетных значений дополнительная
опрессовка кондуктора или промежуточной колонны не производится.
И случае поглощения жидкости при повторной опрессовке осуществляется
цементирование под давлением.
Если башмак кондуктора или промежуточной колонны с установленным
противовыбросовым оборудованием по техническим причинам 1 расположен
против проницаемых пластов, опрессовка после разбуривания цементного
стакана не производится.
Испытание эксплуатационной колонны. Эксплу-
атационные колонны испытывают в скважинах со сплошными колоннами
и фильтрами после проверки положения цементного стакана, а прп необхо-
димости и после его разбуривания,
В тех скважинах, где колонны зацементированы в две ступени, испы-
тания проводят дважды: первое испытание после истечения срока ожидания
отвердения цементного раствора второй ступени; второе испытание после
разбуривания цементных стаканов.
Эксплуатационные колонны испытывают методом опрессовки н методом
снижения уровня.
Спущенную и зацементированную колонну испытывают опрессовкой
с предварительной заменой глинистого раствора водой. В скважине, в кото-
рой при опробовании и эксплуатации на устье отсутствует избыточное давле-
ние, эксплуатационную колонну подвергают дополнительному испытанию
снижением уровня воды.
В случае установки цементных мостов для возврата на вышележащие
горизонты колонну испытывают опрессовкой и тем методом, которым был
вызван приток при опробовании предыдущего изолированного пласта-.
При испытании обсадных колонн методом опрессовки устьевое опрессо-
вочное давление рОц принимается на 10—20% выше наибольшего давления,
которое может возникнуть в фонтанирующей скважине при закрытом устье.
Его определяют из выражения
Р 1.1| (Рпл)^ ОДУпЛр (i.l.l)
где /><,ц — давление опрессовки в кгс/см2; (рил)^—пластовое давление на за-
бое в кгс/см2; у.| — удельный вес газонефтяной смеси в гс/см3; L — рассто-
яние от устья скважины до устья в м.
Колонна считается выдержавшей испытание па герметичность методом
опрессовки, если после замены раствора на воду не наблюдается перелив
жидкости и выделение газа из колоппы, а также если пет снижения давления
в течение 30 мип, или давление снижается не более чем на 5 кгс/см- прп
давлении испытания выше 70 кгс/см2 и не более чем на 3 кгс/см2 ьрп давле-
нии испытания ниже 70 кгс/см2.
Наблюдение за изменением давления начинается через 5 мин после созда-
ния давления. В случае превышения приведенных норм и применения необ-
ходимых мер по устранению негерметичности колонну испытывают повторно.
Газовые и нефтяные скважины, в которых эксплуатационные колонны
не выдержали испытание на герметичность опрессовкой, не разрешается
1 Прихват колонны при спуске и др.
2 Снижение oiuhhji, анрпзация.
343
вводить а опробование и эксплуатацию без ремонта пли установки
пакеров.
В газовых скважинах после установления герметичности эксплуатаци-
онной колонны методом опрессовки водой производится дополнительная
опрессовка верхней части колонны и оборудования устья скважины возду-
хом на то же давление, что при испытании водой. Испытание проводится
по методике, приведенной в «Инструкции по испытанию скважин на герметич-
ность».
Колонны испытывают на герметичность опрессовкой при помощи источ-
ников давления, обеспечивающих плавное нарастание давления: цементи-
ровочные агрегаты, приводные или ручные насосы и др.
При испытании обсадных колонн методом снижения уровня это снижение
(от устья; должно быть не менее величин, приведенных ниже:
Глубина скважины,
м .................. .ни >50 )<10()0> 1000.1500^ 15()0<2000 >2000
Снижение уровня, м 400 500 650 800 1000
В то же время положение уровня после снижения не должно превышать
уровня, при котором предполагается вызов притока из объекта, подлежащего
опробованию.
Колонна считается выдержавшей испытание, если уровень, сниженный
до требуемой величины, за 8 ч наблюдения поднимется на высоту в метрах,
не более приведенной в табл. 15.3.
Таблиц а 15.3
Дна мет р колонны, мм При снижении у|ьч<нн на глубин м
< 4 0 0 4 00 — 000 <; о1> ---mi и. 800 — 1000 > 1 о он
114—21!) 0,8 1,1 1,4 1,7 2,0
>21!) 0,5 0,8 1,1 1,3 1,5
Замерять уровень следует через каждые 2 ч. Для исключения влияния
стекания жидкости со стенок колонны замеры начинают через 3 ч после
снижения уровня1.
Если уровень за 8 ч поднимется на большую величину, чем указано
в табл. 15.3, производится повторный замер в течение 8 ч. Еслп при повтор-
ном испытании уровень поднимется также выше нормы, колонна признается
негерметпчной и производятся работы по устранению дефектов.
Эксплуатационные колонны после ремонтных цементирований под давле -
нием через специально перфорированные отверстия в скважинах, где должен
опробоваться или эксплуатироваться горизонт, залегающий ниже этих отвер-
стий, испытываются в следующем порядке:
а) после истечения срока ожидания затвердения цементного раствора
при отверстиях, закрытых цементным стаканом, производится опрессовка
на давления, приведенные в табл. 15.4, ио методике, принятой для испытаний
эксплуатационных колопп;
б) разбуривается цементный стакан в колонне ниже цементировочных
отверстий не менее чем па 3—5 м;
в) через спущенные в колонну трубы (бурильные или насосно-компрес-
сорные) глинистый раствор заменяется водой;
г) герметизируется устье скважины и производится дополнительная
опрессовка колонны с выдержкой 30 мин при давлении на устье, определя-
емом по формуле
Рог. = 1 01 Уж// ,
Замеры производится аппаратом Яковлева, уровнемером пли другим прибором.
Таблица 15.4
Диаметр колонны, мм Давление иегштания, кгс/см2, не менее
426—377 324—273 245—219 194 168 146—140 127-114 50 60 70 75 80 100 120
где pfL — ожидаемое максимальное давление в скважине на глубине Н после
ее освоения в кгс/см2; Н — расстояние от устья скважины до верхнего зали-
вочного отверстия в м.
Если колонна выдержит испытание па герметичность опрессовкой,
ее герметичность проверяется снижением уровня по методике, описанной
выше.
Глава 16
СМАЗКИ ДЛЯ РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ
Смазки для резьбовых соединений обсадных труб должны обладать
герметизирующими свойствами и обеспечивать свинчивание без задиров
и заеданий. Такие компоненты, кит графитовый порошок, чешуйчатая медь,
предохраняют от задир ед, чрч высоких контактных давлениях, возникающих
па поверхности резьбы в процессе свинчивания соединений с натягом. Уплот-
няющую способность смазке придают главным образом металлические напол-
нители — свинцовый порошок и цинковая пыль.
От состава, основы смазки зависит устойчивость против высыхания
и отвердения, чрезмерного разжижения вследствие высокой температуры;
стойкость к абсорбции воды. Для соединений, работающих в условиях высо-
ких температур, применяют смазки на силиконовой основе, со,держащей
кремнипорганические соединения. Силиконовая основа также позволяет
легко наносить смазку па резьбу в условиях низких температур.
Нефтеперерабатывающая промышленность выпускает специальные смазки
Р-402 и Р-2МВП для резьбовых соединений обсадных и насосно-компрессор-
ных труб.
Смазка Р-402 (ТУ 38—101—330—72), разработанная во ВНИИГазе,
рекомендуется для высокотемпературных скважин (до 200° С). Она изго-
товляется на силиконовой основе, имеет хорошие уплотнительные и апти-
задирные свойства, обладает повышенной температуростойкостыо. Силико-
новая основа позволяет наносить смазку на резьбу при температуре до —30° С.
В состав жировой основы смазки Р-402, составляющей .36'% по массе,
входит 9% машинного масла СУ, 21,7% кремиийорганическои жидкости,
0,3% гидрата окиси лития, 4,3% стеариновой кислоты и 0,7% стеарата алю-
миния.
Наполнители составляют 64% по массе; 20% графитовый порошок,
28% свинцовый порошок, 12% цинковая пыль и 4% медная пудра.
Смазку P-2MBII (ТУ—38—101—332 —72) применяют для сгважин
с температурой до 1003 С.
Смазка Р-2МВП отличается от смазки Р-402 составом жировой основы,
в связи с чем она обладает меиыпептечпературостоикостьюп морозостойкостью.
345
Прп температуре окружающего воздуха ниже —5° С перед нанесением
на резьбу смазку нужно подогревать. В состав жировой основы смазки Р-2МВП,
составляющей 37% по массе, входит 18,4% машинного масла СУ, 14% масла
МВП и 4,6% стеарата алюминия. В качестве наполнителей используют
18% графитового порошка, 12% цинковой пыли, 29% свинцового порошка,
и 4% медной пудры.
За рубежом для резьбовых соединений обсадных труб широко применяют
смазки, рекомендованные бюллетенем 5А2 Американского нефтяного инсти-
тута. Бюллетень 5А2 ДНИ предусматривает два вида резьбовых смазок:
силиконовую и модифицированную. Состав наполнителей из твердых ком-
понентов одинаков для обоих видов смазок. Наполнители составляют 64%
по массе: 18,0 ± 1,(1% графитовый порошок, 30,5 ± 0,6% свинцовый поро-
шок, 12,2 з: 0,6% цинковая пыль. 3,3 ± 0,3% медные чешуйки.
В состав осповы для силиконовой смазки входят кремнийорганическая
жидкость 2.6 ± 0,2% но массе, содержащая метил, фенил и хлорзамещенные
фениловые группы, и силиконовый компаунд 12,9 ± 0,3% по массе, содер-
жащий мелкораздробленнып силикатный сгустительи не менее 85% кремний-
органической жидкости.
Остальные компоненты основы силиконовой смазки, составляющие
20,5 ± 0,5% по массе, а также компоненты основы модифицированной
смазки, составляющие 36% но массе, бюллетенем оА2 АНИ не оговарива-
ются, но должны быть подобраны таким образом, чтобы обеспечить опре-
деленные требования к эксплуатационным характеристикам смазок. Эти
требования, одинаковые для обоих видов смазок, включают показатели
при проверке па пепетрацию при 25° С и после охлаждения до —18° С,
температуру каплепадения. маслоотделенис, газоныделепис, способность
наноситься кистью при —18° С и др.
Для повышения герметичности резьбовых соединений обсадных труб
в газовых скважинах применяют уплотнительный полимеризующийся состав
УС-1 (ТУ—38—101—440—74), разработанный ВНИИГазом на базе эпок-
сидного компаунда К-153. Для придания противозадирных свойств и лучшей
герметизирующей способности и состав введены твердые компоненты — графи-
товый порошок п металлические наполнители. Время полимеризации зависит
от температуры окружающей среды. Герметизирующее действие состава
при температуре 20° С заметно проявляется спустя 4—6 ч после добавления
отвердителя к остальным компонентам.
В состав УС-1 входят 55,5% ио массе эпоксидного компаунда К-153,
11,1% кубового остатка гексаметилендиамина (отвердитель), 10,6% графи-
тового порошка, 14,6% свинцового порошка, 6,1% цинковой пыли и 2,1%
медной пудры.
Соединения, свинченные па составе УС-1, практически являются неразъ-
емными, так как для развинчивания необходим нагрев до температуры
300° С. К недостаткам этого состава относятся: необходимость ввода отвер-
дителя перед применением, ограниченный срок использования после ввода
отвердителя и токсичность, требующая соблюдения специальных правил
техники безопасности при обращении с составом.
Глава 17
ПОДГОТОВКА ТРУБ И ЭЛЕМЕНТОВ НИЗА
К СПУСКУ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ В СКВАЖИНУ
Подготовка труб
Подбор труб для комплектования обсадной колонны, подготовка их
и контроль производятся в базах производственного обслуживания буровых
предприятий согласно предусмотренной проектом конструкции скважины.
Подготовка нарезных труб. Нарезные трубы, изгото-
546
влеиные по ГОСТ 632 — 64 и предназначенные для комплектования обсадных
колонн, подвергаются гидравлическим испытаниям, визуальному осмотру
и инструментальному обмеру.
Гидравлические испытании обсадных труб производятся с навинченными
муфтами по методике, изложенной в главе 15.
Визуальным осмотром устанавливают целостность тела труб и нарезок,
отсутствие кривизны, вмягин, забитостей. гргяцш-Е. плен и других видимых
пороков, наличие и соотвзтсгниа маркировок. Трубы с мар/тиранкой, неясной
или выпиваю цей сомлели;), в коиплекг').).1Н1П не допускаются до установле-
ния всех необходимых данных, в о -.об ни [ости группы проч гости стали.
Последнюю усга чавдиз г:ог при иомшцп ц.гр •.чо-.ного стииоскопа пли других
имею цихся средств. об)Л-|:'чи.ч.-1.'о.гцпх яч-д-з-кныл .шмультагы.
Иисгрумгмтаюный оби.гром проверяют: качество резьбы труб и муфт,
длину труб, их овальность, внутренние диаметры и толщину стенок.
Резьбы труб и муфт проверяют гладкими и резьбовыми калибрами
по мэтщике. и.)ли.кш1ной в глава J2>
Муфты на трубах должны быть поделено -закреплены. Торец муфты
после ее закрепления должен совпадать с. после диен риской резьбы на трубе
с допуском ±1 нитка.
Для обеспечения герметичности резьбовых соединений обсадных ко-
лотит, спускаемых в газовые скважины, необходимо применять только
специальные смазки (УС-1 и др.).
Длину труб замеряют стальной рулеткой. П од длиной трубы понимают
расстояние от свободного торц; г муфты до нос чудней нитки резьбы на противо-
положном конце, трубы .
Овальность труб проверяют универсальным инструментом, при этом
она не должна превышать 0,8 от допускаемых отклонений но наружному
диаметру труб, когорые составляют: для труб обычной точности изготовления
диаметрами до 219 ми fc 1 мм. диаметрами свыше 21!) мм ± 1,'25 мм; для
труб повышенной точности изготовления диаметрами до 219 мм ± 0,75 мм,
диаметрами свыше 219 мм t 1 мм.
Внутренний диаметр труб контролируют двойным жестким шаблоном
длиной 150 мм для труб диаметрами до 219 мм и длиной 300 мм для труб
диаметрами свыше 245 мм.
Наружный диамед» нпблона имеет размер. меньше номинального внут-
реннего диаметра труб и i следующие величины: для труб диаметрами 114—
219 мм на 3 мм; диаметрами 215—340 мм па 4 мм; диаметрами 407 — 5® мм
па 5 чм Для труб со станов периодической прок атки с условными диамет-
рами 2-45—340 мм допускается уменьшение диаметров шаблонов па 1 мм.
Толщины стеши-, проверяют специальными толщиномерами или уни-
версальным инструментом.
II о д гото в к а труб для сварных колон и. Сварные
колонны составляются из безрезьбовых труб, соединяемых над устьем сква-
жин методами стыковой пли электродуговой сварок. На трубах, предназ-
наченных для дуговой сварки, па одном конце протачивается поясок иод
шарнирный хомут для захвата и удержания их элеватором.
Оси свариваемых труб совмещгиотся при помоцп специальных центра-
торов или центрирующих колец. В последнем случае дополнительно
изготовляют центрирующие ксугьца, а в трубах делают расточку под
них.
Центраторы разработаны Институтом электросварки им. академика
Е. О. Патона АН УССР и нзгот.и; шваются Куйбышевским ремонтно-механи-
ческим заводом. Предназначены они для совмещения осей свариваемых труб.
Использование их исключает необходимость применения центрирующих
колец.
Дли труб диаметрами 140—146 мм разработан центратор типа ОБ-1222;
для труб диаметром 168 мм—ОБ-1223; для труб диаметрами 178—194 мм—
ОБ-1224; для труб диаметрами 219—246 мм—ОБ-1234.
Центрирование труб осуществляется пневматическими устройствами,
работающими на сжатом воздухе при рабочем давлении 8—10 кгс/см2.
347
= ft
114,3
127.0
139,7
146,0
168,3
177,8
193,7
219,1
244,5
273,1
298,5
323,9
Толщина
6 0,5 7 8
а <1, d. d dt 2 d di d di d.
102,3 107,6 107,0 100,3 105,6 105,0 98,3 103,6 103 0
115,(1 120,3 119,7 — — — 113,0 118,3 117,7 111,0 116,3 115.7
127,7 J 33,0 132,4 — — — 125,7 131,0 130,4 123,7 129,0 128,4
— — — 133,0 138,3 137,7 132,0 137.3 136,7 130,0 135,3 134,7
— — — 156,3 160,6 160,0 154,3 159,6 159,0 152,3 157,6 157,0
— — — — — — 163,8 169,1 168,5 161,8 167,1 166,5
— — — — — — 179,7 185,0 184,4 177,7 183,0 182,4
— — — — — — 205,1 210,4 209,8 203,1 208,4 207,8
— — — — — — 230.5 235,8 235,2 228,5 233 8 232,2
— — — — — — 259,1 264,4 263,8 257,1 262,4 261,8
— — — — — — — — — 282,5 287,8 287,2
— — — — — — — — — — — —
II p и м с ч a ir и с. Допускаемое отклонение по диаметру ±0,1.
Конструкция трубы и кольца при сварке с центрирующими кольцами
показана на рис. 17.1
Размеры труб и центрирующих колец для сварных колонн (в мм) приве-
дены в табл. 17.1.
Рис. 17.1. Конструкция трубы и центрирующего кольца для сварных обсад-
ных колонн:
а — спарннаемая труба; б — центрирующее кольцо.
Кезрезьбовые трубы, так же как нарезные, перед отправкой на буровую
подвергают визуальному осмотру и инструментальному обмеру. Помимо
проверок, которым подвергают нарезные трубы, у беарезьбовых труб визу-
альным осмотром убеждаются в том, что проточка под шарнирный хомут
выполнена на конце трубы, свободном от маркировки. Калибром-скобой
проверяют дпаметр проточки под шарнирный хомут; длину проточки заме-
ряют линейкой; диаметр и глубину расточек под центрирующие кольца опре-
деляют калибром-пробкой; скосы трубы под сварку проверяют шаблоном.
У центрирующих колец проверяют наружный диаметр, входящий
в расточку трубы, калибром-скобой; длину проточек и выступа — линейкой.
Проверенные трубы, пригодные для комплектования обсадной колонны,
нумеруют па наружной поверхности светлой устойчивой краской цифрами
высотой 50—80 мм.
318
Т а б л и ц а 17.1
стейки трубы, мм
9 10 11 12
d dt dg d dt б/з d d/ ^2 d d, d->
109,0 114,3 113 7
121.7 127,0 126,4 119.7 125,0 124,7 117.7 123.0 122.4 — — —
128.0 133,3 132,7 126,0 131.3 130,7 124,0 129,3 128.7 — — —
150.3 155,6 155,0 148,3 153,6 153,0 146.3 151,6 151.0 144,3 149,6 149,0
1 59.8 165,1 164.5 15/,8 163.1 162,5 155,8 161,1 160,5 153.8 159.1 1583
175,7 181,0 180.4 173,7 179,0 178,4 — — — 169, Г 175.0 174,4
201.1 206,4 205,8 199,1 204,4 203,8 — — — 1,95.1 200,4 199,8
226.5 231,2 231,8 224.5 229.8 229,2 — — —• 220 5 225,8 226,2
255.1 260,4 259,8 253.1 258.4 257,8 — — — 249,1 254,4 253,8
280.5 285,8 285,2 278.5 283,8 283,2 276,5 281,8 281.2 274,5 279,8 2792
305.9 311,2 31 0,6 303.9 309,2 308,6 301,9 307,2 306.6 299,9 305,2 304.6
Комплектование колонн.
Обсадную колонну комплектуют в соответствии с техническим проектом
на труб, прошедших проверку, согласно требованиям ГОСТ 632—64, и при-
знанных годными.
Трубы, подобранные для комплектования обсадной колонны, заносят
в ведомость по форме, приведенной ниже.
Для замены труб, которые могут быть отбракованы по каким-либо
причинам в процессе спуска колонны, в комплект включают резервные
трубы максимальной (по расчету) прочности в количестве 2% от длины ко-
лонны.
При спуске двухразмериой колонны резервные трубы завозят двух
размеров.
Для предохранения резьб от повреждении шишельные концы труб
защищают предохранительными кольцами, а муфтовые концы — предохра-
нительными пробками.
У труб, предназначенных для комплектования сварных колонн, поверх-
ности, подлежащие сварке, покрывают консистентной смазкой для защиты
от коррозии.
349
Подготовленные трубы доставляют па буровую за пять дней до напала
спуска колонны. На буровой трубы подвергают наружному осмотру, прове-
ряют состояние нарезки, шаблонируют и укладывают на стеллаж перед
буровой в порядке, обратном спуску в скважину, т. е. трубы, спускаемые
в скважину последними, завозят и укладывают первыми в ппкний рпд. Трубы
укладывают так, чтобы муфты находились на одной пинии и маркировка
была сверху.
Подготовка элементов для низа колонны
Одновременно с трубами подготовляют детали и элементы для ко.мпо«
новки низа обсадной колонны. |[п.княя часть обсадной колонны должна
обеспечивать уснешный спуск ее в скважину и прокачку
через нее цементного раствора.
Конструкция низа обсадной колонны может иметь
различные варианты в зависимости or условий креп-
ления и цементирования сквткинн.
На рис. 17.2 приведена схема одного из вариантов
оборудования низа обсадной колонны. IJ конструкцию
вошли: направляющая пробка, башмак, башмачный
патрубок, обратный клапан, упорное кольцо
Направляющая пробка способствует быстрому
спуску в скважины обсад ион потони ы. Изготовляют
направляющие пробки чугунными inn цементными
роже ,деревянными для колони больших диаметров.
Башмак колонны является соединительным зве-
ном между па и ран 1я:ощьй пробкой и башмачным па-
трубком. Длина башмака колеблется в пределах 0,3—
0,8 м при толщине стенки 15—18 мм. Изготовляют баш-
мак из муфтовой за огопки.
Башмачный патрубок вводят в конструкцию
низа обсадной колонны, если в процессе цементирова-
ния колонна устанавливается па забой и, еле девяти дь-
ио, каналы направляющей пробки не могут быть
использованы для выхода цементного раствора. Патру-
бок изготовляют длиной I —1 ,7) м из обсадной трубы, по
размерам и прочности соответствующей иияшеи секции
обсадной колонны В то те патрубка но винтовой ли-
пни просверливают или прожигают отверстия дня вы-
хода цементного раствора. Количество и размер от-
верстий подбирают так, чтобы суммарная площадь се-
чения их была больше или равна площади сечения
труб, подводящих цементный раствор к цементировоч-
ной головке.
Обратный клапан, открываясь вниз, не допускает
проникновения в колонну жидкости пз скважины и
способствует пнтеисиичому вытеснению обсадной ко-
лонной глинистого раствора из скважины. При спуске
обсадных колонн применяют обратные клапаны раз-
л ич н ы х ко н ст р у к ц и й.
Башмак и муфгу обратного клапана привари-
вают к телу башмачного патрубка (ппи телу трубы)
прерывистым швом либо навинчивают иа клеевом со-
ставе.
Упорное кольцо, служащее. для ограничения пе-
ремещения цементировочных пробок, устанавливают
Рис. 17.2. Схема оборудования низа колонны:
1 — наир НН1ЯЮция пробки; 2 — башмак; 3 — башмачный па-
трубок; 4 — обратный клапан; 3 — упорное кольцо
350
выше обратного клапана в муфте первой или второй трубы. Кольцо из-
готовляют из чугуна с толщиной стенки 15—25 мм. Наружный диаметр
кольца должен соответствовать внутреннему диаметру муфты, в которой
она укрепляется. Внутренний диаметр кольца па 50—60 мм меньше на-
ружного.
Пиз сварной обсадной колонны собирают из тех же элементов и деталей,
которые используют для комплектования низа обсадной колонны, собира-
емой из муфтовых труб. Однако в этом случае подготовляют несколько труб,
конструктивно отличающихся от остальных труб колонны. В одной из труб
па одном конце, кроме разделки под сварку, делается выточка под упорное
кольцо, на другом конце нарезается резьба для соединения с муфтой обрат-
ною клапана. Вторая труба выполняется с резьбой на одном конце под
переводник к головке для промежуточной промывки скважины и с разделкой
под сварку на другом конце.
Другие специальные трубы подготовляют в зависимости от всей компо-
новки как смой колонны, так и се низа.
Подготовленные и проверенные элементы низа колонны до отправки
на буровую подвергают гидравлическим испытаниям на давление, превы-
шающее на 50% максимальное ожидаемое рабочее давление, согласно раз-
работанному плану спуска и цементирования колонны.
Помимо труб и деталей низа обсадной колонны, подготовляют направля-
ющие фонари для центрирования колонны в стволе скважины, переводники
различных конструкций, разъединители и другие элементы колонны.
Крепление обсадных труб
Подготовленные к спуску трубы в порядке очередности подают к воротам
буровой. Рабочий, ответственный за шаблонирование, закладывает в очеред-
ную трубу со стороны муфты шаблон Затем трубу при помощи легкого
шарнирного хомута или штропа п.ч каната затаскивают в буровую, надевают
на нее элеватор и поднимают. При подъеме необходимо строго следить за тем,
чтобы шаблон выпал из трубы. Другой конец трубы удерживается канатом,
привязанным за одну пз стоек буровой. При этом положении трубы рабочий
свинчивает предохранительное кглщо, промывает и смазывает резьбы тр.убы
и муфты. Трубы навинчивают вручную при помощи пенькового каната или
кругового ключа с последующим докреплением машинными или механи-
ческими ключами. При этом резьба трубы должна нвшгтпться в резьбу муфты
так, чтобы последняя нитка резьбы совпадала с торцом муфты. Отступление
допускается в пределах ± 1 ииткп.
Трубы должны свинчиваться при регламентированном крутящем моменте.
Машинный ключ должен иметь указатель крутящего момента. В проц< ссе
свинчивания необходимо наблюдать как за величиной крутящего момента,
так и за положением торца муфты относительно последней риски резьбы
па трубе.
Ниже приводятся рекомендуемые АНИ величины крутящих моментов
для соединении с резьбой закругленного профиля.
Допускаемое отклонение прп свинчивании по ЛНИ ±2 нитки.
Наружный диаметр.
1га............. Ill
Крутящий момент.
кге • м........
1Т> 168 178 191 ‘2.19
I 2G0 г...-л;0
-14 0 ы _ । ,|0
Для высокопрочных и толстостенных труб крутящий момент увеличи-
вается. На величину момента влияет также чистота поверхности рез1бы .
Для труб пз стали групп прочности выше Е величина момента может уве-
личиться до 2ft11,,.
Для труб отечественного производства из стали групп прочности Д и Е
диаметром 14(1 мп момент свинчивания находится в пределах 400 — 600 кге-м,
для труб 168 мм — в пределах 450 —700 кге-м, что приближается к нормам
351
АНИ с учетом положительного допуска. Число оборотов соединения при
свинчивании, исходя из номинальных величин натягов, рекомендуется не
менее трех для труб диаметром 114—178 мм и трех О половиной для труб
диаметром 194 мм и выше по сравнению с положением соединен пя, свинчен-
ным от руки.
Не рекомендуется без ремонта повторно использовать соединения.
Для соединений «Батресе» величину момента определяют путем тщатель-
ного контроля за процессом свинчивания, которое производится до момента
совпадения торца муфты с основанием треугольника клейма. Если верхний
конец обсадной трубы при свинчивании имеет (йение, то необходимо умень-
шить скорость вращения трубы.
Обсадные колонии предпочтительнее спускать с помощио спайдеров
и пневматических клиньев. Применение элеваторов, особенно для тяжелых
колонн, нецелесообразно, т ак как ухудшается распределение нагрузки
но виткам резьбы, возможна радиальная дс<формация муфты, исключается
возможность довинчивания 'лзйощ'кого гюпцт мурты и др.
Сварка труб над устьем скважины
Для сварных колонн в основном используют углеродистую сталь группы
прочности Д. Для получения высокопрочных труб для сварных колонн
применяют сталь марки 20ХГ2В. Эта сталь по прочности относится к группе
прочности Л и М п отличается хорошей свариваемостью. Химический состав
сталей приведен в табл. 17.2.
Таблица 17.2
Группа прочности стали Содержание элементов, %
углерода кремния марганца хрома ннобп 71
д 0,41-0,48 0,17—0,37 0,65—0,9.)
к 0,32—0,4 0,4—0,7 1,5-1,8 0,25 —
Л и М (из стали марки 20ХГ2Б) 0,16—0,2 0,8—1,2 1,4—1,6 0 (14
На наружной поверхности трубы протачивается цилиндрическая шейка
под хомут для спуска колонны в скважину.
В табл. 17.3 приводятся мех ши веские с вблства сталей.
Таблица 17.3
Показателя Группа прочности стали 1 M'ljx а СГ 1<’Ш
д К l: 1 •' м 2 *ХГ2Б
Временное со- противление Щ., кгс/мм2 Предел текуче- сти <тг, кгс/мм2 Относительное удлинение д,,, % Свариваемость 65 38 16 X оро- шая 70 50 12 Плохая 73 80 55 65 12 12 Плохая Птохчя 1 '.Ю 7.5 12 Плох ai 80—95 115- 75 16 X оро- шая
352
Трубы можно сваривать как автоматической, так и полуавтоматической
сварочными установками. Автоматическая сварка выполняется как дуговым,
так и контактным способами.
Трубы дуговым способом сваривают в защитной среде углекислого газа
двухдуговыми установками Л-950 (для труб размерами 114—219 мм) и
А-1208 для труб б )льших диаметров трехслойным швом за один оборот сва-
рочной головки.
Полуавтоматическая сварка труб проводится двумя полуавтоматами
А-537. Сварку выполняют в два прохода одновременно два сварщика. Трубы
толщиной более 12 мм сваривают в три прохода.
При дуговой сварке в защитной среде углекислого газа в качестве элек-
трода применяют проволоку св. 0,8Г2С по ГОСТ 2246—70. Применяют
Т а б л и ц а 17.4
режим снарки П'.олуантаматн- чсский способ сварки оПсадпых труб проволокой св 0,8Г2С
обсадных т IlCIUti'M 1 с приме- ропи.пови
св 0.8Г2С ПП-140
Диаметр проволоки, мм . . . 1,6 2,5 1,6
Скорость подачи проволоки, м/ч 135—150 115—120 140
Сила сварочного тока, А . . 170—180 200—220 170-180
Напряжение сварочной дуги, В Расход углекислого газа, л/мин 23-24 22—23 23—24
30-40 — 30-40
Скорость сварки каждого прохо- да (м/ч) прп толщине стенки трубы, мм: 8 15 23,5 15
9 13 19,5 13
10 11 16 11
11 <1 14 9
12 7 11,7 7
Т а блица 17.5
Показатели Установки для сварки
А-9 50 А-120 8 К-28 1 К-381
Диаметр свариваемых труб, мм 114—219 127—351 146 146—219
Толщина стенки труб, мм 8 —12 8 —12. 8—12 8 —12
Производительность установки (количество свариваемых стыков в 1 ч) 8-12 8—12 10—12 10—15
Скорость сварки, м/ч 12—25 10-25 — —
Скорость подачи прово- локи, м/ч Скорость оплавления, мм/с 100 -300 102—196
0,15—2,5 0,15—2,5
Скорость осадки, мм/с Усилие зажатия грубы, тс — — 20 20
— — 60 60
также электродонорошковую проволоку ПП-140, в этом случае сварку ведут
без углекислого газа. Режимы сварки приведены в табл. 17.4.
Обсадные трубы контактным способом сваривают сплавлением стыков
труб над устьем скважины. Трубы сваривают установками К-281, К-381
(для труб размерами 146—219 мм).
Несмотря на высокую производительность внедрение контактной сварки
ограничивается необходимостью удаления грата, образующегося при сварке.
При дуговой сварке сварочные головки подвсншвают на буровой вышке,
устанавливают и центрируют на верхней обсадной трубе с помощью пневмо-
подъемника и ппевмозажима. Сварочные установки К-281, К-381 для контакт-
ной сварки состоят из передвижного блока сварочной машины; передвижной
электростанции мощностью 250 кВА, передвижного блока вспомогательного
оборудования. Сварочная установка затаскивается на буровую по рельсовым
путям.
Техническая характерпспгка установок для дуговой сварки и для кон-
тактной сварки проводится в табл. 17.5.
Глава 18
ПОВРЕЖДЕНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
И МЕРЫ ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ
Повреждения обсадных колонн при бурении, происходящие обычно
при значительных глубинах скважин, вызывают серьезные осложнения ,
снижают производственные показатели буровых предприятий и отрицательно'
сказываются па себестоимости буровых работ.
Разрушение обсадных колонн
под действием внутреннего давления
Подобные повреждения обсадных колони наиболее распространены.
Например, в некоторых южных нефтяных районах, в том числе н Азербай-
джане и Туркмении, эти разрушения достигают40% всех аварий с обсадными
колоннами. Обычно повреждения обсадных колони происходят при процес-
сах, связанных с воздействием внутреннего давления: при продавливании
раствора перед началом промывки скважины после спуска всей или некото-
рой части колонны; выдавливании цементного раствора за колонну при
цементировочных работах; росте внутренних давлений в колонне в резуль-
тат" экзотермической реакции при твердении цементного раствора; создании
повышенных внутренних давлений при испытании обсадной колонны па гер-
метичность; возникновении больших внутренних давлений при ликвидации
водогазопрояв лений.
Наиболее частым повреждениям от внутренних давлений подвержены
эксплуатационные (до 80% ) и промежуточные колонны, в отдельных случаях
кондукторы и направления.
Анализ аварий этого рода с обсадными колоннами показывает, что в бол ь-
шппстве случаев давления, зарегистрированные при разрыве труб, оказались
значительно ниже расчетных. Лабораторная проверка разрушенных труб
обычно обнаруживает у них заводские дефекты (закаты металла, плены)
пли не снятые термообработкой большие внутренние напряжения.
В ряде случаев анализ образцов труб, разорвавшихся от внутреннего
давления, не обнаруживает у них дефектов. Отмечались разрывы обсадных
труб из стали группы прочности Д, которым обычно пе присущи большие
внутренние остаточнне. па пряжения, наблюдаемые у труб из кремнемаргап-
цовпетой стали (36Г2С). По-видимому, в этих случаях действуют дополни-.
тельные нагрузки, способствующие нарушению прочности обсадных колонн .
Одним пз наиболее важных факторов, воздействующих на колонну,
является температура скважины.
Нагрев колонны в процессе твердения цементного раствора, а также
в начальный период эксплуатации фонтанирующих скважин может привести
к деформации колонны с последующим нарушением ее целостности. Охлажде-
ние колонны вызывает сокращение ее длины, в результате чего создаются
дополнительные растягивающие нагрузки.
Длн повышения качества обсадных ко лонн трубы при опрессовке следует
испытывать на максимально допустимые давления. Необходимо на трубных
базах проводить гидравлические испытания всех обсадных труб больших
диаметров, предназначенных для спуска в качестве промежуточных колонн
в глубокие и ответственные скважины.
Для возможности контроля и!мзпе.иий давления в обсадных колоннах
в процессе твердения цементного раствора рекомендуется оборудовать цемен-
тировочные головки для эксплуатационных колонн регистрирующими маио-
мвтр нм; и.
Д ля периодического понижения давления, р сшиваемого внутри обсад-
ных колонн при твердении цементного раствора, следует устанавливать
па цементировочной головке автоматический пре inxpaiirirci ь иый клаит
С этой жо целью запр'нцается переносить место устачовсш обратного глухого
клапана Tapeui .чатого типа 01 (ЦЗЗ i—44)) в верхнюю часть спускаемой колонны,
так как при этом ш к иочаегся возможность снижения излишнего давления
в той части колонны, которая расположена ники обратного клапана.
Соответствующей натя.ккоп колонны при обвязке устья скважины
можно достичь уменьшения влияния темпера гуры и давления па работу
обсадных колонн в процессе эксплуатации скважины.
Разрушение обсадных колонн
от наружного сминающего давления
в процессе крепления скважины
Эти аварии с, обсадными колоннами также доношено многочисленны.
Смятие обсадных труб в процессе их спуска чаще происходит с промежуточ-
ными колоппами больших диаметров. Смятие таких колонн имеет прямую
связь с применением обратного клапана тарельчатого типа 01 (Н334—40).
П ри исследовании обратного клапана такой конструкции , предварите пню
проверенного на герметичность, во время спуска колонны из скважины
выдав пинается жидкость. Сумма гидростатического и гидро,динамического
давления, возникающего при спуске поро.кшш ко лопин, часто достигает
опасной для колонны величины. Гидродинамическое давление зависит от ско-
рости спуска колонны, разности диаметров скважин и спускаемых труо'
чистоты стенок скважины, параметров бурового раствора и других факторов.
Анализ подобных аварий показывает, что нонреж iiiihh колонн вызыва-
ются недостаточной подготовкой скважины, нарушением технолог пи спуска
колонны и др.
Указанные нарушения происходят чаще с промежуточными обсадными
колоннами диаметром от 219 до 299 мм. Почти отсутствуют случаи смятия
труб в процессе спуска эксплуатационных ко.нинг диаметром 168 и 14 i мм.
Смятию обычно подвергаются трубы, расположенные в низшей части
колонны п относящиеся к группе наименее прочных, т. е. с меньшей тол це-
ной стенок и с более низкими механическими свойствами материала.
Исследованиями бывш. АзН И Ибурнефти установлено, ч то до 70%
смятий колонн приходится па концы труб с заводским резьбовым соединением.
Данными бывш. бюро труб Аз ли маша установщик), что сопротивление смятию
резьбовых концов ио сравнению с телом трубы почти па 10% ниже.
Случаи спуска обсадных колони со слабо закрепленными резьбовкгмп
соединениями приводят к смятию этих концов труб. Не перекрытая муфтой
часть резьбы влияет на снижение устойчивости трубы против внешних дав-
лении.
23* 3.-»5
Применение обратного клапана не во всех случаях является необходи-
мым.
Для тех же колонн, которые должны обязательно спускаться с обратным
клапаном, конструкция его должна быть выбрана с учетом условии спуска
колонны.
Одним из основных условий успешного доведения обсадных колонн
до забоя является чистота ствола скважины перед спуском колонны. Сниже-
нию гидродинамических давлений в затрубном пространстве способствует
соответствующий выбор скоростей спуска колонны и параметров бурового
раствора.
При использовании обратного клапана 01 во избежание роста за колон-
ной опасных гидростатических давлений необходимо в процессе спуска
колонны следить за уровнем жидкости в ней п систематически заполнять
ее в соответствии с планом спуска.
О повреждении колонны судят ио увеличению нагрузки па. крюке,
падению уровня за колонной', поступлению жидкости в колонну из затруб-
ного пространства.
Обрыв обсадной колонны
под действием растягивающих нагрузок
Разрушения обсадных труб в виде вырыва из муфты или обрыва трубы
происходят при спуске колонны иод знач ительными растягивающими иагруз -
ками. Тело трубы у концов нарезки резьбы утончается, прочность наро
занных концов .значительно г шже прочности тела трубы. У труб ио ГОСТ
632—64 прочность нарезанных концов па 25—30% ниже прочности тела
трубы.
Выход резьб из сопряжения сопровождается пластической деформацие/i
резьбы и незначительным расширением муфты. Образующая резьбы прини-
мает форму изогнутой кривой, шаг резгб ы несколько растягивается, а про-
филь витков приобретает наклонную ijopMy, причем уклон направлен в сто-
рону, противоположную выходу трзбы из муфты. Невооруженным глазом
бывает трудно обнар.у/кнть явные признаки деформации резь б>г.
Причины, приводящие к срыву резьбовых соединений , довольно много-
образны, по некоторые из нвх повторяются сравнительно часто.
Чтобы коническое резьбовое соединение, было прочным и плотным,
оно должно быть достаточно закреплено. Между тем прп спуске обсадных
колонн отмечается, что заводские резьйовые соединения труб оказываются
недокреп л сивыми.
После свинчивания очередной трубы <• незакрепленной муфтой труба
в момент снятия ее с клиньев, оказавшись па самом верху колонны, испы-
тывает наибольшую растягивающую нагрузку. Незакрогленное резь бшое
соединение оказывается не в состоянии удержать на себе вес всей спущенной
колонны и поэтому выходит из сопряжения.
Иногда при свинчивании нссоосппх между собой труб из-за перекоса
их осей происходит неправильное сопряжение резьбы, деформируются от-
дельные ее витки, образуются глубокие риски и другие повреждения, харак-
терные для заедания резьбы.
Ненормальное сопряжение, резьбы обнаруживается по чяачптел! н< м у
педовипчпванию соединения и сильному нагреванию муфты. Такое соедине-
ние. оказавшись при натяжении колонны под нагрузкой, разрушается,
и труба выходит из со пряжения с муфто/i.
Значительному по инкению прочности резьбового соединены спосоо-
ствуют также допускаемые прп нарезке отступления от требуемых размеров
элементов профиля резьбы и погрешности конусности.
Однако даже вполне правильно выполненное и хорошо закрепленное
резьбовое соединение может быть разрушено, если к колонне труб будут
приложены растягива ющие нагрузки, превосходящие величины, па которые
рассчитана прочность трубы. Необходимость приложения чрезмерных рас-
356
тягивающпх нагрузок часто объясняется внезапным прихватом спускаемой1
колонны и стремлением бурильщика быстрее ее освободить.
Чтобы быть уверенным в прочности резьбовых соединений спускаемых
труб, при поступлении новых труб следует организовать на трубной базе
проверку их резьб калибрами для установления соответствия требованиям
ГОСТ, а также произвести гидроиспытание опрессовкой резьбовых соеди-
нений.
При свцнчивапнп и закреплении резьбы как на трубопрокатных заво-
дах, так и на буровых необходимо руководствоваться не только правильным
положением муфты по отношению к последней риске резьбы трубы, но и полу-
чением при креплении заданного крутящего момента.
Для проверки и докрепления плохо свинченных заводских соединении
спускать обсадные трубы следует на клиньях, а не пе двух элеваторах.
Повреждения промежуточных колонн,
вызванные протиранием нх стенок
бурильными трубами
Протирание промежуточных колонн в процессе бурения скважин про-
исходит довольно часто. Этот вид повреждения колонн особенно характерен
для роторного способа бурения.
Износ обсадных труб является следствием трепня бурильной колонны
о стенки скважины, вызываемой длительной работой при вращении и осевом
перемещении бурильной колонны в процессе проходки скважины и спуско-
подъемных операций'.
Как показывают исследования, интенсивному износу подвергаются
те обсадные трубы, которые расположены в местах наибольших перегноив
осп скважины, где нормальные силы прижатия бурильной колонны к стенкам
скважины достигают максимума.
Несмотря па значительное число случаен сквозного протирания проме-
жуточных колонн, проектные н буровые организации при проекти-
ровании обсадных колони но учитывают износа тру б от трения. Отсутствие
расчета промежуточных колонн на истираемость бурильными трубами при-
водит не только к возможному протиранию обсадных труб при недостаточной
толщине их стенок, но и к неоправданному перерасходу металла вследствие
применения толстостенных труб.
Наиболее существенным недостатком в практике использования металла
обсадных труб следует признать ограниченность сортамента обсадных труб
больших диаметров.
При бурении глубоких скважин, особенно роторным способом, довольно
часто протираются верхние обсадные трубы промежуточных колонн, а еще
чаще первая труба от устья.
В процессе подъема бурильной колонны уровень жидкости в скважине
опускается и даже подлив жидкости не может предотвратить некоторого
опорожнения скважины. При отсутствии жидкости в верхней части колонны
характер трения бурильных замков о стенки обсадных труб резко меняется
и износ происходит более интенсивно.
Прп отсутствии соосности между вышкой и ротором, а также между
ротором ы устьем скважины усилие, прижимающее бурильную колонну
при подъеме, спуске и вращении, значительно возрастает, что также влечет
более быстрый износ обсадных труб.
Интенсивный износ двух верхних труб может быть вызван применением
при бурении искривленной ведущей трубы.
Протертая веохпяя обсадная труба, , пахочщщаяся под превентором ,
может существенно нарушить герметичность скважины в случае газопроявле-
ния. Чтобы предупредить износ верхних труб промежуточных колонн, необ-
ходимо все время следить за постоянным заполнением скважины жидкостью,
за соосностью вышки, ротора и скважины.
357
При бурении скважин роторным способом отмечаются также случаи
отрыва от кондуктора или промежуточной колонны одной — трех, труб
с башмачным кольцом. Такие аварии, очевидно, связаны с недоведением
колонны при спуске до забоя или до места перехода на меньший диаметр,
а также со смещением осп колонны по отношению к нижней части скважины.
При наличии iro i, башмаком колонны «кармана» большего диаметра
и несооспости стволов при переходе с б шьшого диаметра на меньший созда-
ются условия для искривления бурильной колонны, увеличения усилий
прижатия и возникновения ударов замков о стенки скважины. В результате
этого обсадные трубы нижней части колонны в ряде случаев интенсивно
протираются, от нее отрываются одна или несколько труб и перемещаются
вниз до места перехода скважины на меньший диаметр. Оторвавшиеся от ко-
лонны трубы создают затруднения при работе, при этом возникает угроза
ликвидации скважины.
Анализ материалов по промзжуточпым колоннам, нарушенным в резуль-
тате протирания их стенок бурильными трубами, показал, что повреждению
обсадных колонн предшествуют длительные работы в колонне.
К ним относятся, помимо работ по бурению скважин, дополнительные
работы по борьбе с осложнениями (газоводопроявлениями, обвалами, погло-
щением раствора), по ликвидации сложзых аварий п забуриванию новых
стволов. На интенсивность истирания труб влияют также резкие искривле-
ния скважины, разгрузка обсадной колонны па полный вес при о борудовани и
устья, вызывающая значительный изгиб нижней части колонны и др . Следо-
вательно, для предохранения обсадных колонн от износа трением необходимо
при бурении добиваться вертикальности ствола прп наименьшем числе
рейсов.
Необходимо также сократить количество рейсов вспомогательного
инструмента.
В наклонно-направленных скважинах с целью уменьшения износа ниж-
ней части обсадной колонны набор кривизны следует начинать по возмож-
ности дальше от башмака колонны, т. о. не менее чем на расстоянии 100 м.
Переходить от вертикального ствола в наклонный нужно весьма плавно,
не допуская резких перегибов оси ствола.
Верхние две трубы обсадной колонны, особенно при роторном бурении
скважины, нужно подбирать с наиболее толстой стенкой или использовать
трубы большего диаметра. Для предохранения верхних труб обсадной ко-
лонны от интенсивного истирания рекомендуется на нижний переводник
ведущей трубы надевать резиновое протекторное к ольцо, предварительно
проточив па переводнике шейку под кольцо.
Не следует допускать длительную работу утяжеленных бурильных труб
непосредственно в обсадной колонне.
При подъеме из скважины бурильной колонны следует заполнять сква-
жину жидкостью.
При оценке кривизны скважины необходимо исходить пз радиусов кри-
визны наиболее изогнутых участков оси скважины, а не из отдельных пока-
зателей угла отклонения и азимута в этих местах.
При составлении проекта на бурение скважины следует разработать
такие сочетания угла кривизны и азимута ствола, при которых радиусы
кривизны не выходили бы за пределы допустимых величин. В процессе буре-
ния необходимо обеспечить своевременный контроль за соблюдением надле-
жащего радиуса кривизны па всех участках ствола скважины.
При спуске обсадной колонны обязательно доводить ее до забоя или
до .места перехода скважины на наименьший диаметр.
В нижней части обсадной ношпы па длине 50—100 м следует уста-
навливать наиболее толстостенные трупы.
Прочие аварии с обсадными колоннами
К числу нарушений обсадной колонны относится негерметичность.
Такое нарушение, если оно нв вызвано разрывом трубы от внутреннего дав-
358
ления или смятием трубы при спуске колонны, чаще всего является резуль-
татом неплотности резьбовых соединений.
Для улучшения герметичности резьбовых соединений широко применяют
специальные смазки (см. главу 16). Однако наряду с использованием высоко-
герметпзирующих смазок требуется также надежное закрепление всех резь-
бовых соединений, а также проверка на герметичность опрессовкой внутрен-
ним давлением всех труб перед спуском в скважину.
К числу аварий с обсадными колоннами следует отнести невозможность
отсоединения спущейпого в скважину хвостовика обсадных труб от колонны
бурильных труб. Такие случаи возможны в результате применения недобро-
качественных разъединений. Для спуска хвостовиков могут быть рекомендо-
ваны разъединители, прошедшие испытания в скважинах и получившие
положительную оценку (см. главу 11).
Глава 19
ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ЗА РУБЕЖОМ
Обсадные трубы за рубежом применяют с разнообразными конструкци-
ями резьбовых соединении. Обычное резьбовое соединение с короткой илп
длинной конической восьминиточной резьбой во многих случаях не обеспе-
чивает требуемой герметичности, особенно при высоком давлении газа и проч-
ности при воздействии растягивающих нагрузок при большой глубине спуска.
Для увеличения прочности при растяжении широко используют кониче-
скую трапецеидальную илп упорную резьбу; малые зазоры в резьбе при
соответствующих смазках способствуют улучшению герметичности. Такую
конструкцию имеют соединения Батресе, Омега и др. Высокой герметич-
ностью, большой прочностью и надежностью в эксплуатации отл ичаются соеди-
нения Экстрам Лайн, Хандрил (CTS, FI = Р, ЕС, Три и ли си я), Сил Лок,
VAM и др.
Технические требования на обсадные трубы наружным диаметром
от 114,3 до 508 мм из стали групп прочности Н-40, J-55, К-55 и N-80 преду-
смотрены стандартом 5А АНИ, на высокопрочные трубы наружным диаметром
от 114,3 до 273 мм пз стали группы прочности Р-110 — стандартом 5АХ АНИ
[г па трубы наружным диаметром от 114,3 до 339,7 мм для скважин с серни-
стой средой пз стали групп прочности С-75 и С-95 — стандартом 5АС АНИ.
Химический состав стали групп прочности С-75 и С-95 и термообработка
(по стандарту 5АС АНИ) приведены в табл. 19.1.
Наименьшая температура отпуска для стали группы прочности С-75
должна быть 621° С, для стали группы прочности С-95 — 538° С.
X пмические составы остальных сталей стандартами не регламентируются,
ограничивается только содержание серы и фосфора.
Типичные химические составы сталей для обсадных труб приведены
в табл. 19.2.
Таблица 19.1
С § Состав тали, %
С = „ О
С Р Q шЦ \г. юрод мн р ганец молибден храм
С-75 1 -'0,50 чЮ ,90 ^1,50 0,15ч- 0,30
С-75 2 «д0,40 —
С-75 3 0,38ч- 0,48 0,75ч- 1,00 0,15ч-0,25 0,80ч- 1,10
С-95 — •'0,45 ^1,90 — —
35»
Ирод о л ж е в. и е т а б л. 19.1
S о Е к s в ЕГ S >»О 3 А&н Сн С о Тип стали Состав стали, % Термообработка
хром, никель и медь фосфор сера кремний
С-75 1 <0,50 «=д0,04 <0,06 =<0,35 Нормализация и отпуск
С-75 2 — -—0,04 scO,06 <0,35 Закалка и отпуск
С-75 3 — -0,04 s<0,04 — Нормализация и отпуск
С-95 — — =<0,04 scO,06 <0,35 Закалка и отпуск
Таблица 19.2
Химические составы сталей для обсадных труб
Гр yiijci прочности с । ели Термо- обработка Ti хтщиии стенки, мм (Р стап стали, %
углерод марганец « молибден
П-40 .1-55 Нормали- зация <10,2 >10,2 0,27—0,37 0,37—0,47 0,38—0,48 0,40—0,50 0,70—1,00 0,80-1,00 1,45-1,75 1,50—1,80 >0,15 >0,15
N-80 Закалка и отпуск <8,9 8,9—12,7 >12,7 0,28—0,36 0,28—0,36 0,28—0,36 0,80—1,10 0,90—1,20 1,15—1,45 >0,15
Р-110 Закалка и отпуск <8,9 8,9—12,7 >12,7 0,28—0,36 0,28—0,36 0,28 - 0,36 1,00—1,30 1,15-1,45 1,30—1,60 >0,15
Обсадные трубы из стали группы прочности 11-40 не подвергаются тер-
мической обработке. Прп производстве труб из стали группы прочности
N-80 .закалку и отпуск применяют более широко, чем нормализацию.
Некоторые фирмы в отдельных случаях изготовляют трубы из более
прочных сталей, чем предусмотрено стандартами, например из стали группы
прочности Р-140 с наименьшим пределом текучести 98,4 кгс/мм- или из стали
V-150 с наименьшим пределом текучести 105,4 кгс/мм2.
Механические свойства сталей ио стандартам 5А,5АХ и ЪАС ХНП
приведены в табл. 19.3. .
Предел текучести определяется как нагрузка, требующаяся для созда-
ния относительного удлинения, равного 0,0% для стали группы прочности
Р-110 и 0,5% для остальных сталей.
Испытанию па растяжение подвергают образны с полным поперечным
сечением трубы или образцы шириной около 38 мм, вырезанные по длине
трубы. Для труб с наружным диаметром 1.93,7 мм и менее допускается про-
водить испытание па образцах' шириной 25,4 мм.
Испытанию па сплющивание подвергаются образцы, вырезанные из
трубы с шириной котьца не менее 63,5 мм. Не допускается появление тре-
щин при сплющивании образца ио диаметру до величины, указанной
в табл. 19.4.
360
Таблица 19.3
Группа прочности стали Предел текучести ат, КГС, мм1 2 Наименьший пре- дел прочности при растяжении a(i, КГС/ММ2 Наименьшее .отно- шение б на длине 50,8 мм при So > 4,85 см2 *. %
наименьший наибольший
Н-40 28,1 42,2 29,5
.Т-55 38,7 56,2 52,7 24,0
К-55 38,7 56,2 66,8 19,5
С-75 52,7 63,3 66,8 19,5
N-80 56,2 77,3 70,3 18,5
С-95 66,8 77,3 73,8 18,0
Р-110 77,3 98,4 87,9 15,0
* при 8а < 4,85 см2 наименьшее относительное удлинение на длине 50,8 мм
рассчитывают ио формуле
° о
6 = 39 4<)0 ——,
^0,9
где So — площадь поперечною сечения образца в см2; а —наи-
меньший предел прочности при растяжении и кгс/см2.
Таблиц а 19.4
11-40
J-55, К-55
С-75, N-80
С-95
Р-110
Отношение наруж-
ного диаметра
трубы к толщине.
СТСНКИ D/S
Расстояние между параллельными
плоскостями после испытания , не. менее
(),50£>
Z) (0,83—0,0206Z?/s)
0,65£)
D (GW—OfiMSD/s)
D (1,104—0,051879/5)
D (1,074—0,0194D/s)
D (1,080—0,0118D/s)
D (1,086—0,0163Z9/s)
Допуск на наружный диаметр трубы ±0,75%; отклонения наружного
диаметра на концах труб должны удовлетворять требованиям, ограничива-
ющим число витков с черновиками по вершинам резьбы. Допуск на толщину
стенки — 12,5% , допускаемые отклонения массы партии труб * — 1,75% , а для
отдельной трубы "Г.®-/').,,. Внутренний диаметр труб проверяется шаблоном.
Длина шаблона для труб диаметром 219,1. мм и менее равна 152,4 мм, а для
труб остальных диаметров 304,8 мм. Диаметр шаблона должен быть меньше
номинального внутреннего диаметра трубы на 3,18 мм для труб диаметром
219 мм и менее, па 3,97 мм для труб диаметром от 244,5 до 339,7 мм и па
4,76 мм для труб диаметром 406,4 мм и более.
Все трубы из стали группы прочности Р-110 подвергаготся неразруша-
ющему методу контроля: ультразвуковому илп электромагнитному и с по-
мощью магнитных порошков. Трубы из сталей остальных групп прочности
проверяют по требованию заказчика.
1 Партия труб определяется как количестпо труб, составляющих груз железно-
порожного ПЯСОГК’.
361
Характеристика обсадных
Нару-иный диаметр Трубы 1.), мм Толщина стенки s, мм Внутренний диа- метр трубы мм Масса 1 м гладкой трубы, ьг Наименьшие сминающие дан.тенн i, кге,,см2
1' У. У. Р- 1 1 0 V-Но *
114,3 (У/) 5,21 5,69 6,35 7,37 8,56 103,9 102.9 101,6 99,6 97,2 14,00 15,24 16,91 19,42 22,31 195 233 282 349 431 574 446 600 493 678 531 750 1007 1273
127,0 (5”) 5,59 6,43 7,52 9,19 10,72 12,70 115,8 114,1 112,0 108,6 105,6 101,6 16,73 19,11 22,15 26,71 30,73 35,79 1 1 1 II 1 . 215 291 390 490 703 510 737 569 844 621 946 721 1185 1607 1898
139,7 О1//) 6,20 6,98 7,72 9,17 10,54 127,3 125,7 124,3 121,4 118.6 20,41 22,86 25,13 29,51 33,57 185 219 284 345 427 593 735 441 621 785 487 703 908 524 779 1021 583 948 1293
168,3 (65/я") 7,32 8,94 10.59 12,06 153,7 150,4 147,1 144,2 29,03 35,12 41,18 46,47 177 209 321 392 550 691 405 574 725 442 647 830 472 713 928 —
177,8 (7") 5,87 6,91 8,05 9,19 19,36 11,51 12,65 13,72 166,1 1с 1,0 .161,7 159,4 157,1 154,8 152,5 150,4 24,87 29,10 33.71 38,22 42,78 47,19 51,51 55,50 102 139 160 230 304 265 369 475 579 683 751 269 380 494 605 716 801 292 413 550 684 818 943 437 598 756 915 1062 689 915 1141 1353
* Сталь V-150 стандартом нс предусмотрена.
362
Таблица 19.5
труб по стандартам АНИ
Внутренние давления, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, кгс/см2 Растягипающие усилия, при которых наиряжс ния в теле трубы достигают предела текучести, тс
— Ай X i * X I'- i ♦ (1 VI-л
224 308 337 376 512 595 547 634 650 753 751 872 1014 1382 50 69 75 83 из 131 121 139 144 165 167 191 220 300
298 342 401 546 668 583 713 692 846 801 980 1092 1336 — 83 94 109 149 180 159 191 189 227 218 263 297 359 413 481
218 300 338 374 510 605 696 544 646 742 646 767 882 748 888 1021 1211 1393 73 101 ИЗ 124 169 198 226 180 212 241 214 252 286 248 291 331 397 451
214 294 359 490 581 661 523 619 706 621 735 838 719 852 970 — 104 143 173 236 277 312 252 295 333 299 351 396 346 406 548 —
162 191 263 306 350 418 477 538 597 657 712 446 509 574 637 700 759 529 605 681 756 832 901 699 789 876 963 1044 1076 1194 1313 1424 89 104 143 166 188 226 257 288 317 346 373 241 274 307 338 369 398 287 326 365 402 439 473 377 422 465 508 547 575 634 693 746
363
244,5 (9s/8") 219,1 (8%") 193,7 (7%") Наружный диаметр трубы D, мм
CddCJAAOCO-q о оо* озЪЪ ©Ъ © * * * * * * К ГО © 00 -q Ci S. "U. со Vi Сл © ее О 4> СО н* ел to © CO 00 -q ”ha V]w© СЛ Ъе c> на о to to co to Толщина етенки s, мм
LO tO ГО (O tO CO CO CO fcO Q нА м w t J M *£*"-<3 COЪоЪ1£«.Cl"-3 -а А -А a to to № СО СО СО со о О О О Се се. 00 на се ел Оо "-q го Ъо "to Vi Vi Ci СЭ *q M -q <] ce oo a j>. -q oo "ел'co'© Внутренний диа- метр трубы d, мм
©00 00--1С1СзСЛСл£’. ел о ел со оо со оо на о 00"л***q **q Ci © © to ©OOOTtOCOGOtOtO •е о ci ел 4х ее на ро to © о ел 'ед'© ел *се co'to'*-* © СО to О- ГО СЛ н-ь Ci Cn -t>» »t> co co © OC © CO 00 4^ "ел'oi'bo to'© *CD co 00 *-A -ъ •<] Ci Масса 1 м гладкий трубы, кг
1111111 1 1 1 1 1 1 1 1 1 ел Сл 1 1 1 1 1 1 Ё Н-40 Наименьшие сминающие давления, кгс
1111111 | | 1 1 1 1 се ос 1 о 203 J-55, К-55
111£^2§|1 ел 4S ее to , . . -q -Л - 1 00 1 Ci о О'. СО 1 1 1 . СЛ 4^ co to . © ^4 to CO 1 Co '00 HH 1 С-7.->
. . . 4> Се ГО tO С5 се со н* 1 1 1 СП О-СС -q 1 1 О4мг to . , , ©осgo оо го ©се оо ' 1 1 . © 4>» 'CO 40 , ha © CO CO ‘ o A q 1 N-80
. . , СЛ СО to to . . 1 1 1 ел *q о О' 1 1 Ci Сл 4^ Со , , . S&Kgiii . -q СЛ CO tO . © HA Ci Ci 1 NOCA 1 С-9 5
. , , ел Со Со . . . 1 1 1 ЗЗС 1 1 । N 1 1 , ел w , . Ч ОЛ Aj 1 00 to cn 1 1 Р-110
11111 на се со на £31 Illi О 00 co © Ci I I I 00 to ] | | 4i* Ci co V-150 * /см2
Продолжение табл. 19.5
Внутренние давления, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, кгс/см2 Растягивающие усилия, при которых напряжения и теле трубы достигают предела текучести, тс
С '1Л ДМ 1- ОО CU ДМ I'- се о d 4
193 291 397 453 520 605 423 483 555 645 503 575 659 766 666 763 887 1040 1210 1440 125 188 256 291 331 381 273 310 353 406 324 368 419 483 427 485 559 66 76 895
174 201 207 276 313 428 482 535 596 456 513 571 636 542 610 678 755 706 784 874 1070 1192 144 166 173 228 258 352 393 434 481 375 420 463 512 446 498 550 609 577 637 705 869 961
160 180 247 278 379 417 453 522 404 445 483 557 479 528 573 662 612 664 766 1045 1141 1198 1270 166 186 256 286 390 428 462 529 - 416 456 493 565 494 542 585 671 627 678 776 1058 1148 1203 1424
128 160 220 252 283 386 425 412 453 489 538 567 623 686 749 1021 1116 1201 1287 166 207 286 325 364 496 543 529 579 628 688 727 796 872 948 1 1 1 1 1 l|ff|
365
Си КЭ о О оо Ъ ф- СО -3 -£СО 06 * £§? 339,7 (135//) 1 298,4 (Н%") Наружный диаметр трубы D, мм
11,13 12,70 16,13 ! 11,05 00 05 КЭ СО Оз'Сл'н* СЛ 05 О --J со ю * * * * ~ СО СО СЛ СО СО КЗ О- ОС' 'кэ’^-со о^Ъ S СО 05 О- -q С5со КЗ ОС' * * * * * * ЬО СО со КЗ он КЗ 05 Толщина е ггини $, м м
05> •О 00 оо сп кз сл Си О СО СО СО СО СО -<5 СС СО 00 О ОЭи* 45- —J соТл 45ч СО СО СО СО СО СО СО СО СО 00 СО СЛ -0 о t - КЭ 00 со 05Ъз'соТз- СО КЗ КЗ КЗ КЗ 1с1 2Е ~ С- —х СП Ви уч pi Jill ИЙ ди.ч- МГТ] 1 ! ;. ? • о; d . -VM
*О СЛ СО Сл СП с: 05 н* СО кз о о 125,88 Ч ® КЗ С О СО О КЭ ОС Со Ъо О о'Со'кз О 00 со КЗ I-* 68,49 7.8,56 88,55 98,17 105,16 112,22 123,47 144,75 ос /Л О: g У.СС1 1 м КЬ'ДККП 1 РУкг
37 ** *** 1 1 1 I 1 S 1 1 1 1 | 1 1 S Ills) И-4 и 4 И;шмсиыии.' сминающие давлении, кгс/см1
*** 54 *** 105 44 *** 72 99 180 и ।। §£gl
1 1 1 1 - 209 оо?~£ 1 1 1 i КЗ 00 О КЭ 1 ‘ 1 1 21(1 С-7')
1 1 1 1 1 Si 1 1 КЗ КЗ . СЛ КЗ ос 00 1 1 § 1 1 1 \-80
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 g 1 1 1 1 । । С-9 5
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 °| 1 1 1 Illi Р- 1 1 0
1 1 1 1 1 1 1 II 1 1 1 11 1 1 1 * Illi V-150 *
П ]> о д о л ж о н п е т а б л. 19.5
'Внутренние давления, при которых напряжения в теле трубы достигают Растягивающие усилия, при которых, напряжения в теле трубы достигают
предела т< кучес ги, hi с см2 Пр щела тск>41стп, тс
о * - •и
1 Ди N-8 о Д, > Г 00 о i >•
139 217
216 — . — — — — — 335 — — — — —
250 — — — 386 — — — — —
— 282 384 410 486 — — — 432 589 746 — —
122 246
192 — — — — — — 387 — — — — —
217 — — — — 4.37 -—. — — — —
949 — —. — — — — 485 , — — — — —
354 378 449 520 709 — — 707 754 896 117£ 1509
380 405 — — — — — 755 804 — — —
420 447 — — — — — 830 884 — — —
— — 441 470 — — — — — 973 1038 — — —
115 334
185 — — — — — — 535 — — — — —
209 — — — — — 602 —. — — — —
278 378 404 — — — — 789 1077 1149 — — —
— — — 440 — — — — — — 1245 — — —
115 158 — — — — — 451 621 — — — — —
108 148 489 672
— 169 .— — — — —• — 765 — — — — —
— 215 -- — — -— — —* 965 1 — — — —
367
Обсадные трубы изготовляют трех размеров длин:
1) 4,88—7,62 м, причем в партии должно быть не менее 9.5% труб дли-
ной не менее 5,49 м и отличающихся ио длине не более чем на 1,83 м;
2) 7,62—10,36 м, причем в партии должно быть не менее 95% труб
длиной не менее 8,53 м и отличающихся но длине не более чем на 1,52 м;
3) свыше 10,36 м, причем в партии должно быть не менее 95% труб
длиной не менее 10,97 м и отличающихся по длине не более чем на 1,83 м.
В табп. 19. 5 приведены размеры, масса, наименьшие сминающие и внут-
ренние давления для обсадных труб , изготовляемых по стандартам 5А , 5АС
и 5АХ АПИ.
Наименьшие сминающие давления рассчитываются в зависимости от ве-
личины отношения наружного диаметра трубы к толщине стенки (D/s) по раз-
личным формулам, приведенным в табл. 19.6—19.9
Таблица 19.6
Группа прочности стили Отношение IJ/s Расчетная формула
П-40 self),44
К-55, .1-55 г=:14,80
С-75 N-80 С-95 <=с!3,67 scl.3,38 5^12,83 D/s—1 Рсм 2от. min
Р-ПО 5=12,42
V-150 sSll,67
Таблица 19.7
ГруНП.Ч Т 1 Р< 1*1- IH стп стали < )'[ ноли [[ПС Г) / s Л ' В' CJ Рчсчс Т1Г1Я формул-!
П-40 16,45-=- 26,62 2,950 0,0463 53,08
К-55, 14,81-7-24,99 2,990 0,0541 84,71 Г А'
С-75 13,68-7-23,09 3,060 0,0642 126,89 /'<м °т min уys
N-80 13,39-1-22,46 3,070 0,0667 137,44 "I
С-95 12,84-1-21,21 3,125 0,0745 0,0820 169,07 -В \-С
Р-110 12,43-=- 20,29 3,180 200,71 J
V-150 11,684-18,57 3,335 0,1020 285,07 Таблица 19.8
Группа проч- ности стали ( ГЛИШП'ШП* l.);S Л В Расчетная формула
Н-40 26,634-42,70 2,047 0,03125
К-55,1-55 25,004-37,20 1,990 0,0360
С-75 23,104-32,05 1,985 0,0417
N-80 22,474-31,05 1,998 0,0434 г> о Г-—-
С-95 21,22-=- 28,25 2,047 0,0490 Ам -- итт111 " ]
Р-110 20,304- 26,20 2,075 0,0535
V-150 18,584- 22,12 2,170 0,0633
368
Таблица 19.9
Групп;’ нрочпостн стали Отношение D/s Расчетная формула
Н-40 К-55, J-55 С-75 N-80 С-95 Р-110 V-150 W'v/WWWWW tO tO tO Q0 Са5 Qi JS ГО СП 00 ьо to to "to о о То Vj W кА. 03 о? О ьа ка 3,3 • 10« 7'см " D/s |77/«—1|2
В табл. 19.6—19.9 приняты следующие обозначения: рсм — наименьшее
сминающее давление в кгс/см2; D — номинальный наружный диаметр в см;
s — номинальная толщина стенки в см; ат min— наименьший предел теку-
чести материала трубы в кгс/см2.
Первая формула, применяемая при наименьших значениях D/s пред-
ставляет собой формулу Ламе. Последующие две эмпирические формулы
выведены на основании свыше 2000 испытаний. Последняя формула для опре-
деления давлений в случае упругого смятия выведена из уравнения упругой
кривой при модуле упругости, равном 2,109-10е кгс/см2, и коэффициенте
Пуассона 0,3. В формулу введена поправка 0,95, учитывающая отклонение
D/s от номинального значения.
Коэффициент запаса прочности на сопротивляемость смятию обычно
принимается равным 1,125 по отношению к наименьшим сминающим давле-
ниям. При расчете на смятие учитывается уменьшение сопротивляемости
смятию при одновременном действии растягивающей нагрузки. Наименьшие
внутренние давления, при которых напряжения в теле трубы достигают
предела текучести, определяют по формуле
Р гш -- 0,875<гт, гт in 2.s/D,
где 0,875 — коэффициент, учитывающий отклонение толщины стенки.
Для муфтовых соединений в отдельных случаях внутреннее давление
ограничивается телом муфты, где напряжения достигают предела текучести
при давлении
77 м
Рпн-- От. min л ’
Т 'м
где 77м — наружный диаметр муфты; <7М — наружный диаметр резьбы муфты
в плоскости торца трубы после свинчивания соединения на стенке.
Коэффициент запаса прочности на сопротивление труб внутреннему
давлению обычно принимается равным 1,0.
Коэффициент запаса прочности на растяжение по отношению к разру-
шающим осевым нагрузкам принимается равным от 1,6 до 2,0.
Трубы подвергаются испытанию внутренним гидравлическим давлением.
Испытательное давление для безмуфтовых труб рассчитывают по формуле
Р - 0,8о-т. |n2s 77.
где or m 111—наименьший предел текучести материала трубы в кгс/см2; «- по-
минальная толщина стенки в см; 77 — наружный диаметр трубы в см.
Если нет специальной договоренности между потребителем и изготовите-
лем, то верхний предел испытательного давления для труб из сталей групп
прочности N-80,C-75, С-95 и Р-110 ограничивается величиной 703 кгс/см2.
а для труб из сталей групп прочности Н-40 и .Т-55 — величиной 211 кгс/см2,
24 3ar:.i:l 75 4 369
219,1 (85/я") 370 193,7 (7%") 177,8 (7") 168,3 (66//) 139,7 (51//) 1 127,0 (5") 114,3 (4V2“) Наружный ди-иметр I труГы I), м м 1
О СО -Л О co'*-<i''-j 05 £> to to о co 00 -Л Vj CD "1л"CO"O5 o to to co to 5,87 6,91 8,05 9,19 10,36 11,51 12,65 13,72 to o 00 *-4 "о сл О Co 05 CD 4* to C CD 05 05 tO 00 О 5,59 6,43 7,52 9,19 oo ч © сл сл СЛ co "co "be"to C5 -J СЛ CD h* Толщина стенки $, мм
00 СО о о 00 45ч О V] »-* £ч 00 7,17 6,90 1 I I 1 Co C0.4x js 1 1 ' 1 'to'o'tocn CO 4S 4,99 4,36 1 I 1 1 О h*. Jis o 00 СЛ 2,45 2,18 1,91 - 1 1 । 'bl'^j'cD Ox co h* короткая резьба Увеличение массы 1 трубы 1 КГ 1
12,53 11,62 8,63 7,90 7,17 6,17 to to GO CO JS JS . , ЪЪоЪмч 1 1 о os о co -q to Ox СЛ 05 оЪ О CO СЛ *4 to bo to . । СЛ о Си СО R-=4jO to | 'cd'Co'c’5 I 05 OJ 1,73 1,45 1,27 длинная резьба
00 00 оо СЛ СЛ СЛ 05 VjVjVi to to to ьо о 82,55 82,55 <1 -j 05 Illi CD О ' COCOCQCO oo oo 00 to 79,38 79,38 I 1 со со со 1 ООО to to to 05 05 05 I CD CD CO 00 00 СЛ СП СЛ О 05 05 СП | | 05 05 О 05 05 00 00 00 О короткая резьба сбщая длина резьбы G, Мл!
114,30 114,30 □ ООО 4s jis Jis Jis | 03 00 03 oo 101,6 101,6 101,6 101,6 101,6 101,6 CD CD CD CD 00 oo oo oo Jx £x jfcs js, to to bO to 00 00 00 oo 00 ОС 00 00 | "cD CD'o'cD ‘ о о о о co 00 oo сл СЛ СЛ j to to to 05^05 05 I 1 'ic'bo'tc 1 ООО длинная резьба
217,341 191,941 176,066 05 h-lb. 137,966 125,266 112,566 Средний диаметр в основной плоскости dcp. мм
244,5 215,9 194,5 i 187,7 ! 153,7 "co H*» о Наружный диаметр муфты Нм, мм
221,5 196,1 180,2 170,7 142,1 139,4 j i 116,7 Диаметр расточки муфты do, мм
Соединения обсадных труб
Таблица 19.10
с короткой и длинной резьбой
Длина Наименьшее разрушающее усилие тс
муфты LM, —
мм Короткая резьба Длинная резьба
с CZ х л £ ю 2 X инная зьба О in К-55 1Л с оо in СП о ьП in N-80 2
О о к а Ч о rt а X -i 6 Z и а Т £ О О а
158,8 177,8 35 46 51
60 66 127
70 77 73 82 96 101 106
. 117 123 129 153
— 184
165,1 196,8 60 67 — — — — — —
77 84 — — 83 91 — — — —
94 104 101 112 134 141 148 176
— 171 180 189 225
171,5 203,2 59 78 86 — — — — — — — —
. 92 101 98 109 — — — —
104 114 112 123 148 158 170 202
183 194 209 249
215 228 245 292
184,2 222,2 83 111 121 121 132 — —
142 155 —— — 154 169 206 218 248 291
251 266 302 354
— — — — — — — — — 290 307 349 410
184,2 228,6 55
80 106 115 — —— — —— — — — — — ——
129 140 — — 142 155 189 201 229 —
151 165 — 166 182 222 236 269 315
— 255 271 310 362
— 287 305 349 407
319 339 387 452
—- — — — — — — — — 348 369 423 493
190,5 235,0 96 254
143 155 157 171 209 222 —
246 261 299 349
288 306 350 409
— — — — — — — — — 341 362 415 484
196,8 254,0 Ill 119 — — — — — — — — —
106
127 169 182 — — 189 205 — — — —
107 212 — — — — 220 239 294 312 358
371
Наружный диаметр грубы Z), мм Толщина сгонки мм Увеличение массы трубы *, кг Общая длина резьбы G, мм Средний диаметр П ГСП' 1ВПОЙ ПЛОСКОСТИ dCp, ММ !1 а р у ж щ J й д и а м •чтп муфты 1)м, мм Лпамстр расточки муфты d0, мм
короткая резьба длинная резьба короткая резьба длинная резьба
11,43 12,70 14,15 — 10,81 9,90 8,90 - - 114,30 114,30 114,30
244,5 (9®//) 7.92 8 94 10,03 11,05 11,99 13,84 11.08 10,44 9,72 14,53 13,62 12,80 12,08 10,62 1 85.72 85 72 85,72 120,65 120,65 120,65 120,65 120,65 242,741 269,9 246,9
273,0 (103/4") 7,09 8,89 10,16 11,43 12,57 13,84 15,11 13,17 11,99 11,08 10,26 9,44 8,54 7,63 1 1 1 1 1 1 1 1 69,85 88,90 88,90 88,90 88,90 88,90 88,90 — 271,316 298,5 275,4
298,4 (113/4") 8,46 9,52 11,05 12,42 13,44 12,53 11,35 10,26 — 88,90 88,90 88,90 88,90 296,716 323,8 300,8
339,7 (133/8») 8,38 9,65 10,92 12,19 13,06 15,07 13,98 12,89 11,71 10,99 — 88,90 88,90 88,90 88,90 88,90 337,991 365,1 342,1
406,4 (16") 9,52 11,13 12,57 19,34 17,34 15,53 — 101,60 101,60 101,60 — 404,666 431,8 408,8
473,1 (186/8") 11,05 33,41 — 101,60 — 471,341 508,0 475,5
508,0 (20") 11,13 12,70 16,13 21,34 18,89 13,62 27,78 24,88 18,43 101,60 101,60 101,60 133,35 133,35 133,35 506,266 533.4 510,4
Увеличение массы одной трубы с муфтой по
сравнению с массой гладкой
грубы
372
Продолжение табл. 19.10
Длина муфты LM, ММ Наименьшее разрушающее усилие, тс
Короткая резьба Длинная резьба
короткая резьба длинная резьба Н-40 1 in и in оО СП 6 Р-! 10 1 J-55 и С-75 Х-80 С-95 р-110
— — — — — — — — 337 378 426 358 402 452 410 462 519 479 538 606 502 551 645
196,8 266,7 115 133 179 205 192 221 — — — — 205 236 222 255 315 352 387 453 334 374 411 482 385 430 472 554
203,2 93 142 190 224 256 204 240 275 343 382 365 406 421 469 490 546 607 668 — — — — — —
203,2 — 139 216 258 294 231 275 315 394 1 1 484 — — — — — —
203,2 — 146 233 270 306 248 287 326 444 472 547 — — — — — — —
228,6 — 199 322 371 341 393 — — — — - - — — — — —
228,6 — 254 342 360 — — — — — — — — — —
228,6 292,1 264 356 415 541 374 436 569 — —
(см. табл. 19.fi) той ;кс длины. Длина трубы измеряется до свободного торна муфты.
373
при этом для труб из сталей групп прочности Н-40 и J-55 наружным диамет-
ром 273 мм и более испытательное давление подсчитывают по формуле
Р = 0,6(7». т|п 2®/D.
Для труб с муфтовыми соединениями испытательное давление такое же,
как и для безмуфтовых труб, за исключением тех случаев, когда давление
ограничивается телом муфты. Для этих соединений испытательное давление
определяется по формуле
dM
р (J.oGt. min •
где dM — наружный диаметр резьбы муфты в плоскости торца ^трубы^после
свинчивания соединения на станке.
Стандарты 5А, 5АС, 5АХ и 5В АНИ предусматривают несколько конст-
рукций резьбовых соединений обсадных труб: муфтовые соединения с корот-
кой или длинной резьбой с закругленными вершинами и впадинами с углом
профиля 60°, шагом 3,175 мм; муфтовые соединения Батресе со специальной
упорной резьбой и безмуфтовые соединения Экстрэм Лайн с трапецеидальной
резьбой и дополнительными уплотнительными поверхностями. Муфтовое
соединение с короткой или длинной резьбой показано на рис. 19.1. Основ-
ные размеры, а также прочностные характеристики соединений в отношении
растягивающих осевых усилий приведены в табл. 19.10.
За разрушающее усилие для соединений с короткой и длинной резьбой
принимается наименьший результат расчета на усилие разрыва трубы под
последним полным витком резьбы и на усилие, требующееся для вырыва
резьбы. Расчет делают по формулам:
Р — 0,95А<Хв. m|n
Р - 0 95/>’£ ( 1-28?Д~°’59<т» m.in _|_Стт-
(|.5А + ()Д4£) А 4-0,14.0 / *
где Р — наименьшее разрушающее усилие в кгс; ов min— наименьший пре-
дел прочности материала трубы в кгс/см2; от_ min—наименьший предел^теку-
чести материала трубы в кгс/см2; L — длина резьбы, находящаяся в зацепле-
нии, в см; D — номинальный наружный диаметр трубы в см; F — площадь
сечения тела трубы под последним полным витком резьбы в см2.
/ = 0,7854 [(В —0,362)2 —d2Jp
где d — номинальный внутренний диаметр трубы в см.
Допускаемые отклонения на
на длине 100 мм, по шагу ±0,076 мм на длине 25,4 мм и ±0,152 мм на всей
длине резьбы. Отклонение угла профиля ±1°30”. Допуск на общую длину
наружной резьбы ±3,175 мм. Отклонение оси резьбы одного конца муфты
от оси резьбы другого конца муфты не должно превышать 0,79 мм в плоско-
сти торца и 3,12 мм на длине 1 м. Трубы и муфты к ним поставляют из стали
одной группы прочности, за исключением труб из стали групп прочности
Н-40 и J-55, для которых муфты изготовляют соответственно из стали группы
прочности J-55 и К-55.
При проверке резьбы муфты калибром-пробкой натяг А должен быть
равен 9,525 мм для труб наружным диаметром 177,8 мм и менее и 11,112 мм
для труб диаметром 193,7 мм и более *. При проверке резьбы трубы калибром-
кольцом торец калибра должен совпадать с торцом трубы. Допускаемые
отклонения натягов при проверке калибрами ±3,175 мм. Моменты свинчи-
вания соединений, предусмотренные в практических Рекомендациях RP5C1
• Эти величины натягов равны расстоянию от торца муфты до конца сбега резьбы
на трубе при свинчивании вручную.
374
элементы резьбы: по конусности мм
АНИ, приведены в табл. 19.11. При приложении этих моментов торец муфты
должен совпадать с последней риской резьбы на трубе; допускается несовпа-
дение ±2 витка.
Таблица 19.11
Наружный диаметр трубы, мм Момент свинчивания, кгс м
нормальный м ипн.мальныи максимальный
114,3 а1//) 170 140 220
139,7 (51//) 370 280 550
168,3 (б5//) 440 330 650
177,8 (7") 530 390 790
193,7 (7%") 530 390 790
219,1 (8й/а") 570 430 850
274,5 (9й//) 650 490 970
273,0 (Юз/.") 680 510 1020
dJCHObnan
плоскость
Профиль резьбы
Рис. 19.1. Соединение обсадных труб с короткой длинной резь-
бой по стандартам АНИ
375
177,8 (7") 168,3 (67а") 139,7 (572") 'СП ГО а "Ч О 114,3 W) Наруж- ный диаметр трубы 1), мм
СО ГО >-а. О се ОО Vi оз "сп со "о го сп и* о се сп ГО О 00 -Ч ’ф’сп'сеоо ОЗ CD О'- ГО О CD -Ч ОЗ “ся I't© 4^ —1 ГО СО CD “Ч ОЗ 'U. спТо- CD ГО СО 00 -Ч 03 СП "си со со "оз СЗ -Ч СП CD Толщина стенки «, мм
i-а ГО СО СО 1е'сп'о'*-ч со "ее о> се го оз се 4S О> си оз О СО '‘-4 СП С© ИЛ. to JS го го го 'ся'о’оз'се О> СО СО ьа ГО ГО СО 'о'оэ'о о со © >-а. ГО ГО >Лоо О'ГО си го се -о нормальный наружный диа- метр муфты Увеличение массы трубы Ч кг
1111 co'^’^'cn'o'^i оз со оо js со со 1 1 р со оз'ьэ'о *4 03 00 1 О ООО оз се Оч оо СП 1,10 0,74 0,10 О О О нА. со чЪ* СП нА. 00 03 уменьшенный наружный диа- метр муфты
106,68 101,92 97,16 i 95,57 92,39 Общая длина резьбы G» мм
176,632 167,107 138,532 1 125,832 113,132 Средний диаметр резьбы в основной плоскости dCp, мм
194,5 187,7 153,7 е‘ш 127,0 нормальный Наружный диаметр муфты Du, ММ
00 to 177,8 149,2 136,5 123,8 уменьшенный
181,4 | 171,8 143,3 130,6 117,9 Диаметр фаски у муфты d0, мм
254,0 | 244,5 I 235,0 ГО со Ъо 225,4 i Длииа муфты LM, мм
Соединение обсадных труб
Таблица 19.12
Батресе по стандарту АНИ
Наименьшее разрушающее усилие, тс
Муфты с нормальным наружным диаметром Муфты в уменьшенным наружным диаметром
.о f-Ч £5
। 1Л Ci । Ci
►4 и % и д к 6 6
92 из . 92 113
102 126 131 138 148 175 102 126 131 138 148 175
— 150 158 170 201 — — 145 153 160 191
— — — — — 231 — — — — 191
114 140 114 140 —,
133 163 170 180 192 228 130 163 165 174 183 217
— — 205 217 232 275 — — 165 174 183 217
136 166 . 136 166
149 183 192 202 218 258 144 183 183 192 202 241
— — 226 238 256 303 — 183 192 202 241
— — 250 263 276 329 — — 183 192 202 241
170 206 . _ 170 206
206 249 265 279 302 357 177 224 224 236 248 295
310 327 354 419 — — 224 236 248 295
— — 350 370 400 472 -— — 224 236 248 295
196 237 253 267 289 191 237 242 255 267
222 269 286 303 328 387 191 242 242 255 267 319
— — 321 339 367 434 —. 242 255 267 319
— — 354 374 405 478 242 255 267 319
— — 378 398 418 498 — —. 242 255 267 319
— — 378 398 418 498 — — 242 255 267 319
219 264 283 294 325 219 264 283 299 325
— —— 322 340 369 436 — 322 340 369 436
— — 366 387 420 496 334 351 369 439
— — 422 445 484 571 — — 334 351 369 439
263 313 263 313 __ —-
297 354 385 406 443 297 354 381 401 421 —
— — 430 454 496 585 —. — 381 401 421 501
—. — 475 502 548 646 381 401 421 501
— — 525 555 606 715 — — 381 401 421 501
377
Н эру;к- н ы и диаметр трубы I), мм Толщина стенки а, мм Увеличение массы трубы 1, кг 1 1 Общая длина резьбы G, мм Средний диаметр резьбы и основной плоскости %’ эш Наружиый диаметр муфты ом, ММ Диаметр фаски у муфты d0. мм Длина муфты LM, мм
нормальный наружный диа- метр муфты уменьшенный наружный диа- метр муфты нормальный уменьшенный |
244,5 /ПЛ/ и\ } 8,94 10,03 11,05 11,99 13,84 14,07 12*35 11,62 10,17 2,94 2,03 1,22 0,49 —0,96 114,62 243,307 269,9 257,2 248,0 269,9
273,0 (IO’//) 8,89 10,16 11,43 12,57 13,84 15,11 15,62 14,44 13,35 12,26 11,08 9,99 3,27 2,09 1,00 —0,09 114,62 271,882 298,5 285,8 276,6 269,9
298,4 (IP//)' 9,52 11,05 12,42 16,25 14,71 13,44 — 114,62 297,282 323,8 302,0 269,9
339,7 (133//) 9,65 10,92 12,19 13,06 18,25 16,71 15,25 14,35 — 114,62 338,557 365,1 343,3 269,9
406,4 (16") 11,13 12,57 20,70 17,98 — 117,16 404,825 431,8 410,3 269,9
473,1 (18е//) 11,05 39,23 — 117,16 471,500 508,0 — 477,0 269,9
508,0 (20") 11,13 12,70 16,13 24,88 21,97 15,98 — 117,16 506,425 533,4 — 511,9 269,9
1 Увеличение или уменьшение (со знаком минус) массы одной трубы с муфтой по
бодиого торца муфты.
378
Продолжение табл. 19.12
Наименьшее разрушающее усилие, тс
Муфты с нормальным наружным диаметром Муфты с уменьшенным наружным диаметром
кГЗ i in и СП и Р-110 кП LC5 И krt 6 о 00 Z кЛ 05 Р-110
290 324 — 343 383 420 461 498 571 444 488 527 603 488 535 578 662 630 681 780 290 324 343 383 420 424 424 424 444 446 446 446 469 469 469 469 558 558 558
318 361 405 372 423 474 527 577 558 611 615 673 724 792 868 943 318 361 373 372 423 473 473 473 498 498 523 523 622 622 622 622
366 423 473 424 490 548 618 654 725 — — — — — — —
413 465 518 471 531 590 725 769 859 — — — — — — —
545 613 604 681 — — — — — — — — —
603 648 —
637 725 913 671 764 964 — — — — — — — — — —
сравнению с массой гладкой трубы (см. табл. 19.5). Длину трубы измеряют до сво-
379
Для повышения герметичности соединений с короткими или длинными
резьбами некоторые фирмы применяют уплотнительные кольца из тефлона
(фторопласта). Кольца вставляют в специальные канавки, проточенные
в резьбовой части муфты.
-------
" ОсноЗки.» ПШМКШНПъ
ivr.'vu
Место А дло мгрерт
с уменьшенным
ППрИ/КНЫ У!
диаметром
Просри 11 с М’ '1г
Рис. 19.2. Соединение обсадных труб Батресе по стандартам АНИ
Для труб диаметром 114,3 т 339,7 мм: <р = 1° 47' 24"; 1г = 50,39 мм,
а = 7,62 мм; площадки по вершинам и впадинам профиля параллельны
образующей конуса.
Для труб диаметром 406,4ч- 508,0 мм: <р= 2° 23' 17"; Ц = 37,80 мм,
а — 5,08 мм; площадки по вершинам и впадинам профиля параллельны
осп резьбы
38Й
Муфтовое соединение Батресе со специальной упорной резьбой пока-
зано на рис. 19.2. Соединение обеспечивает высокую прочность при действии
осевых растягивающих нагрузок. Отличительной особенностью является
нарезание наружной резьбы па выход, т. е. без сбега резьбы.
Основные размеры и прочностные характеристики соединения Батресе
приведены в табл. 19.12.
Расчет наименьших разрушающих усилий выполняется отдельно для
трубы и для муфты, наименьший результат определяет прочность соединения
для трубы
/' < дОЛ.т,. ,п1пЛтр Г1,008 -0,015(i fl,083 —•~Т' т1П -) D
L \ on. mln /
ДЛЯ Г.1 уф ТЫ
Р — 11 - , cin'1
где Р — наименьшее разрушающее усилие в кге; о., nl)n—наименьший предел
прочности материала трубы и муфты в кгс/см2; /Др — площадь сечения
тела трубы в см2, равная 0.7851' (О2— d21; D — номинальный наружный
диаметр трубы и см; d — номинальный внутренний диаметр трубы в см;
Р,л — площадь сечения тела муфты в см2, равная 0,7854 (О2—d2); Оч —
наружный диаметр муфты в см; — наружный диаметр резьбы муфты
в плоскости торца трубы в положении свинченного от руки соединения.
Муфты для труб диаметром до 273 мм могут выполняться с уменьшенным
наружным диаметром. По требованию заказчика муфты изготовляют пз стали
последующей группы прочности с более высокими механическими свойствами.
Исключение составляют трубы из стали группы прочности С-75 и С-95, для
которых муфты изготовляют только из стали той же группы прочности.
При выполнении муфт с нормальным диаметром и труб из стали одной
и топ же группы прочности разрушающая нагрузка ограничивается телом
муфты только для труб диаметром 139,7 мм с толщиной стенок 10,54 мм
и диаметром 177.8 мм с толщиной стенок 11 51 мм и (®лее.
Прп выполнении муфт с уменьшенным диаметром и труб из стали одной
и той же группы прочности разрушающая нагрузка ограничивается телом
муфты во всех случаях, за исключением труб диаметром 114,3 мм с толщиной
стенок (>,35 и менее, диаметром 127 мм с толщиной стенок С> ,43 мм и диамет-
ром 193,7 мм с толщиной стенок 8,33 мм.
Допускаемые отклонения конусности па длине 100 мм для внутренней
резьбы мм, для наружной резьбы с полным профилем '^’^мм, (не-
полным профилем мм. Допуск на шаг ±0,051 гмм на длине 25,4 мм
и ±0,102 мм на всей длине резьбы; отклонение угла профиля ±1°.
Большой радиус закругления стороны профиля с углом паклона 109
способствует улучшению свинчиваемостп соединений . Незначительные зазоры
по профилю резьбы и применение консистентных смазок обеспечивают гер-
метичность соединений. Повышенная прочность соединения объясняется
малой высотой профиля, отсутствием радиальных давлений благодаря незна-
чительному углу наклона (3°) стороны профиля, воспринимающей растя-
гивающие нагрузки, а также участием в зацеплении витков со срезанными
вершинами.
При закреплении соединений торец муфты должен совпадать с клеймом
на трубе, расположенным па расстоянии А от торца муфты, навинченной
вручную. Для труб диаметром 114,3 мм — величинах равна 10,16 мм, дня
труб диаметром 127,0 -± 339,7 мм—12,7 мм, для труб диаметром -406,4 -±
-т- 508,0—9,52 мм. Для облегчения отыскания клейма при свинчивании
соединения по образующей трубы напротив клейма наносится светлой краской
полоса шириной 25,4 мм и длиной 100 мм для заводского соединения и дли-
ной 610 мм для соединения, свинчиваемого на буровой.
381
Соединение обсадных
Наружный диаметр трубы D, мм Толщина степ- ки S, мм Увеличение массы трубы 1, кгс Наружный диа- метр соединения, мм Внутрсиний диаметр свинченного соединения d, мм
номиналь- ный наруж- ный диаметр соединения уменьшенный наружный диаметр соединения
нор- мальны.; умень- шенный
127,0 (5") 7,52 9,19 2,09 0,64 — 136,1 136,1 — 106,63 106,63
139,7 (5V/) 6,98 7,72 9,17 10,54 2,63 2,18 0,64 0,00 1 91 1,45 —0,09 —0,73 148,8 148,8 148,8 148,8 146,8 146,8 146,8 146,8 120,29 119,41 119,41 117,09
168,3 (б5//) 8,94 10,59 12,06 1,54 0,09 —0,64 0,82 —0,64 —1,36 177,8 177.8 177,8 176,0 176,0 176,0 146,84 145,57 142,62
177,8 (7") 8,05 9,19 10,36 11,51 12,65 13,72 2,72 1,27 0,27 —0,27 0,45 -0,09 1,91 0,45 —0,54 —1,09 -0,82 —1,36 187,7 187,7 187,7 187,7 191,3 191,3 185,7 185,7 185,7 185,7 187,7 187,7 156,74 156,74 155,52 153,21 150,88 148,84
193,7 (7VS') 8,33 9,52 10,92 12,70 2,91 1,18 0,00 -1,00 1,82 0,09 -1,09 -2,09 203,4 203,4 203,4 203,4 201,2 201,2 201,2 201,2 171,96 171,96 170,31 166,75
219,1 (8в//) 8,94 10,16 11,43 12,70 14,15 5,99 3,45 1,82 0,73 —0,36 4,45 1,91 0,27 —0,82 —1,91 231,6 231,6 231,6 231,6 231,6 229,4 229,4 229,4 229,4 229,4 196,22 196,22 194,64 192,15 189,26
244,5 (96//) 10,03 11,05 11,99 13,84 4,81 2,45 1,00 -0,54 3,27 0,91 -0,54 -2,09 256,5 256,5 256,5 256,5 254,5 254,5 254,5 254,5 220,09 220,09 218,97 215,26
273,0 (10»//) 10,16 11,43 12,57 13,84 9,62 8,35 7,17 5,90 — 291,1 291,1 291,1 291,1 — 249,40 246,86 244,58 242,04
1 Увеличение или уменьшение (со знаком минус) массы одной трубы, обусловлен
длины (см. табл. 19.5). Длина измеряется до торца муфтовой части трубы.
382
Таблица 19.13
труб Экстром Лайн
Наименг.шес разрушающее усилие, тс
Соединения с нормальным наружным диаметром Соединения с уменьшенным диаметром наружным
J-5 5 К-55 С-75 N-80 С-9 5 Р-110 J-55 К-55 С-75 N-80 С-9 5 р-ип
149 189 189 198 208 248 __ —
— — 202 213 224 266 — — — — —
154 195 154 195
169 214 214 225 237 281 169 214 214 225 237 281
225 237 249 297 — — 217 229 241 286
— — 249 262 275 327 — — 217 229 241 286
216 275 274 289 303 361 216 275 274 289 303 361
— 294 309 325 386 — — 292 308 323 385
— — 325 342 360 428 — — 292 308 323 385
226 287 287 302 317 226 287 287 302 317
230 291 291 306 322 383 230 291 291 306 322 383
— — 311 327 344 409 — 306 322 338 402
— 345 363 382 454 — — 306 322 338 402
— 38G 406 427 507 - — 345 363 382 454
.... 416 438 460 547 — 345 363 382 454
251 318 318 334 351 ... . 251 318 318 334 351 __
.— — 318 334 351 418 — — 318 334 351 418
— .— 347 366 384 457 — — 337 356 374 444
— — 386 406 427 508 — — 337 356 374 444
311 395 — —. . 311 395
312 395 395 416 437 — 312 395 395 416 437 —
— — 427 450 473 562 .— 402 423 444 528
— — 457 481 505 601 — — 402 423 444 528
— — 457 481 505 601 402 423 444 528
349 443 442 466 489 349 443 442 466 489
— — 442 466 489 582 — — 442 466 489 582
— — 468 493 518 616 — 468 493 518 616
— — 532 560 589 700 — — 478 503 528 629
442 561
495 628 627 660 694 826 — —
— — 687 723 760 904 — — — — — —
— — — — — 907 — — — — — —
ное пысадкой и нарезанием резьбы, по
сравнению с массой гладкой трубы той же
383
Безмуфтовое соединение Экстрам Лайн показано на рис. 19.3. Основные
размеры и прочностные характеристики приведены в табл. 19.13. Трубы
имеют высаженные концы, уплотнение достигается за счет упорных торцов,
трапецеидальной резьбы и дополнительных уплотнительных поверхностей,
•---------265,1 max------
165,1 min----------------
-266,1max
Рис. 19.3. Соединение обсадных труб Экстрам Лайн по стандартам ЛИИ:
а — соединенно дли U -- 219.1—27.'!.(I мм; б — соединение дли 1) — 127 ,н ,7 млг.
в — профиль резьбы для D = 219,1—273,0; г — профиль резьбы дли D= I ‘27 ,н Т>; ,7 мм
20,38 для П=127.0 ±193,7
39,01 для 11=219.1 ±273,0
Линия, параллельная
оси резьбы ь
5'02'38" дляD=127,0±193,7
0=10'08" для D=2l9,1 ±273,0
11=1270
13, 0. для
31,0'3для D‘127,0±1S3.7 253Оля 0=219.7 ±273,0'
00,80 для 0 =219,1 ±273,0
ЗО.ЗОдня 12- 1'7 7,0 ±193,7
37.31 для !)' 729,1 ±27.7,0
т т
бочкообразной па ниппельной части и конической па муфтовой части трубы.
При иегюльзовапиии специальных смазок соединение обеспечивает надежную
герметичность при высоком внутреннем давлении. По данным зарубежных
исследователей, при качественном выполнении уплотнительных поверхно-
стей соединения обеспечивали герметичность при давлении газа 950 кгс/см2
с приложением сжимающих и растягивающих нагрузок и изменении темпе-
384
ратуры в пределах 200° С. Соединение допускает неоднократные свинчива-
ния без потери эксплуатационных качеств. Высокая прочность соединений
достигается высадкой концов it применением трапецеидальной резьбы с углом
профиля 12°. Для увеличения длины сопряжения резьбовой части заходную
часть резьбы делают специальной конструкции.
Прочность на растягивающие нагрузки труб с соединениями Экстрем
Лайн рассчитывают согласно Бюллетеню 5С2 АНИ по формуле
В := min.
где Р — наименьшее разрушающее усилие в кге; а„ mjn—наименьший предел
прочности материала трубы в кгс/см2; F — площадь опасного сечения тела
трубы (за F принимается меньшая из площадей, подсчитанных для ниппель-
поп части, муфтовой части или гладкой трубы).
Для ниппельной части трубы
F -0,7854 (^ —<) ,
где Ои — наружный диаметр опасного сечения ниппельной части, равный
внутреннему диаметру резьбы трубы на расстоянии 7,1 мм для резьбы с ша-
гом 4,233 мм и 7,8 мм для резьбы с шагом 5,08 мм от основной плоскости
в сторону упорного торца минус половина максимального диаметрального
натяга; dlt— номинальный внутренний диаметр свинченного соединения.
Для муфтовой части трубы
# = 0,7854
где Ом — номинальный наружный диаметр свинченного соединения; —
внутренний диаметр опасного сечения муфтовой части, равный наружному
диаметру резьбы на расстоянии 51,4 мм для резьбы с шагом 4,23.3 мм и на рас-
стоянии 55,6 мм для резьбы сшагом 5,08 мм от основной плоскости в сторону
внутрепнего уплотнения плюс половина максимального диаметрального натяга.
Для труб диаметром от 127,0 до 193,7 мм применяют резьбу с конус-
ностью 1 : 8 и шагом 4,233 мм, для труб диаметром от 219,1 до 27 3,0 мм —
с конусностью 1 '.9,6 и шагом 5,08 мм. Отклонения конусности ±0,2 мм
на длине 100 мм. Допускаемые отклонения шага ±0,08 мм на длине 25,4 мм
и ±0,15 мм на всей длине резьбы. Уплотнительная поверхность муфтовой
части соединения выполняется с конусностью 1:6; отклонение конусности
±0,52%; радиус уплотнительной поверхности ниппельной части 292,1 ±
± 6,35 мм.
Для труб с толщиной стенки более 9 мм некоторое уменьшение внутрен-
него диаметра с высаженной части не препятствует прохождению стандарт-
ного шаблона, применяемого для проверки внутреннего диаметра гладких
труб того я^е типоразмера.
При докреплении соединения до упорных торцов в резьбе и по уплотни-
тельным поверхностям обеспечивается диаметральный натяг от 0,18 до 0,26 мм
в зависимости от толщины стенки трубы. Допускаемое отклонение диамет-
рального натяга от номинальной величины ±0,05 мм.
Фирма «Валурекэ (Франция) выпускает обсадные трубы с высокогерме-
тичными муфтовыми соединениями VAM (рис. 19.4). Герметичность дости-
гается специальной формой торца трубы и внутрепнего уступа в муфте, обра-
зующих две конические уплотнительные поверхности. В соединении приме-
нена трапецеидальная резьба обсадных труб Батресе. Соединение обеспе-
чивает газогерметичность при больших растягивающих и изгибающих уси-
лиях. Для контроля резьбы могут быть использованы калибры обсадных
труб Батресе с соответствующей корректировкой натягов.
Соединения VAM требуют бережного обращения, так как небольшое
повреждение торца трубы может привести к потере герметичности. Для обеспе-
чения надлежащей герметичности соединения VAM следует свинчивать строго
регламентированным крутящим моментом. В табл. 19.14 приведены вели-
чины рекомендуемых крутящих моментов при использовании смазки,
25 '.’/aivj । 74
385
Таб л и ц а 19.14
Соединения обсадных труб фирмы «Валурек» типа VAM
;п ый •]» мм НЯ 1 S, мм чение (дном *, кгс Наименьшее разрушающее усилие в тс
для сталей труп l прочности
* о 3 _ о S -Г О .— S и 2* •* -
Нару диам 1 руб Н о ? f г- г. г с о 'Ь г " а ь К-55 >о 1- 6 N-S0 1 с-9 0 С-95 .0 (Д 7-1 6 V-1 Опти ный щий мент кгс-»
127,0 6.43 19,09 3,41 140 147 155 161 166 173 197 700***
(5") 7,52 22,13 3,08 163 170 180 186 192 200 228 249 296 900***
9.19 26.68 2,59 — 205 217 228 232 246 275 306 363 1200
10.72 30,70 2,15 — 226 238 243 250 262 297 321 381 1400
13! 1.7 6,98 22,84 3,44 166 174 184 191 198 200 234 800
(5'//) 7,72 25,11 3,19 183 192 202 210 218 226 258 281 334 950
9,17 29,48 2,71 214 226 238 247 256 265 303 330 393 1100
10,54 33.54 2,04 248 254 263 268 276 288 328 354 421 1100
168.3 7 32 29,03 7,10 206 219 231 241 250 1100
(6\/8") 8.94 35.09 6,41 249 265 279 292 302 313 357 390 464 1100
10.59 41,15 5,46 292 316 327 342 354 367 419 458 544 1200
12,06 46,43 4,40 329 350 370 386 400 414 472 516 614 1300
177.8 8,05 33,68 5,74 237 253 267 279 289 299 1000
(7"; 9,19 38,19 5,20 269 286 303 316 328 339 .387 424 504 1100
10,36 42,74 4,42 300 321 339 354 367 380 434 475 564 1200
И, 51 47,1.5 3,51 332 354 374 390 405 419 478 523 622 1200
12.65 51.46 2,76 368 378 398 406 418 440 498 538 639 1400
13,72 55,45 2,06 378 378 398 406 418 440 498 538 639 1500
14,98 60,07 1,22 — — — 406 418 440 498 538 639 1500
16,25 64,66 0,43 — — — — 418 440 498 538 639 1700
193,7 8,33 38.04 10,20 204 283 299 .313 325 336 384 420 500 1000
(7ь/в') 9,52 43.21 9,55 299 222 340 356 369 381 436 477 568 1100
10,92 49.17 8,31 341 366 387 405 420 434 496 543 646 1200
12,70 56,63 6,97 — — 445 466 484 500 571 626 744 1400
15,11 66,50 5,19 — — — — 568 587 671 735 874 1500
219,1 40.20 14,54 272 296 312 328 341 402 1000
(85/е") 8,94 46,32 13,76 313 340 360 378 392 405 463 — — 1200
10,16 53,34 12,71 354 385 406 427 443 458 523 574 — 1400
11,43 58,47 11,42 396 430 454 478 496 512 585 642 764 1500
12,70 64,57 10,31 437 475 502 527 548 565 646 709 844 1700
14,15 71,43 9.05 484 525 555 584 606 625 715 785 934 1800
• Увеличение массы одной трубы с муфтой нормального диаметра по сравне-
нию с массой гладкой трубы той же длины, измеряемой до свободного торца муфты.
•* Оптимальный момент указан для труб с муфтами нормального диаметра,
допускаемый минимальный момент на 100 кге-м меньше, а максимальный момент
на 200 кгс«м больше указанного оптимального момента.
•** Для труб диаметром 127 мм из стали группы прочности К-55 с толщиной
Стенки 6,43 мм крутящий момент должен быть равен 550 ±50 кге м, а для труб
О толщиной стенки 7,52 мм — 800 + ?2!) кгс-м.
—100
38®
Продолжение табл. IS.14
Наружный диаметр трубы D,мм Толщина стенки 8, мм Масса 1 м гладкой трубы, кг увеличение массы одной трубы *, кг Наименьшее разрушающее усилие в тс для сталей групп прочности Оптималь- ный крутя- щий мо- мент **. кгс*м
К-55 гл а г- <Ю 6 Z О С5 OS С5 и о о Р-110 Q-125 V-150
244,5 8,94 (9®/я*) 10,03 11,05 11,99 13,84 15,11 15,87 19,05 51,88 57.95 63,55 68,67 78,65 85,40 89,40 105,90 15,21 343 14.18 383 13,01 420 12,07 454 10.24 520 9,01 564 8,27 - 5,26 — 376 398 420 444 461 488 498 527 571 603 620 655 420 (436 450 469 488 502 515 535 551 556 578 595 637 662 682 692 718 740 765 795 819 - i- 1 514 574 630 681 780 847 937 986 632 - 693 825 749 892 858 1022 932 1109 1031 1227 10651262 1100 1250 1400 1600 1600 1900 1900 2100
273,0 8,89 (103/4") Ю,1б 11,43 12,57 13,84 15,11 16,51 17,78 19,05 57,91 65,87 73,73 80,75 88,40 96,03 104,35 111,81 119,20 16,81 372 15,43 423 13,79 474 12,50 518 11,10 568 9,70 617 8,18 — 6,81 - 5,46 — 414 438 471 498 527 558 577 611 632 669 687 726 464 483 496 528 549 564 591 615 632 647 673 692 709 737 758 770 801 823 892 918 962 892 918 962 568 646 724 792 868 943 1093 1093 1093 713 - 798 — 874 1041 957 1140 1040 1239 1181 1399 1181 1399 1181 1399 1200 1250 1400 1600 1700 1800 1900 2000 2100
339,7 9,65 78,55 (133/я') Ю,92 88,55 12,19 98,47 13,06 105,16 19,88 17,93 16,10 14,88 471 531 590 541 573 610 646 679 719 725 768 615 693 771 641 723 804 656 739 752 — — 1400 1400 1500 1500
* Увеличение массы одной трубы с муфтой нормального диаметра но сравне-
нию с массой гладкой трубы той же длины, намеряемой до свободного торца муфты.
** Оптимальный момент указан для труб о муфтами нормального диаметра. До-
пускаемый минимальный момент на 100 кге-м меньше, а максимальный момент на
2 00 кге м больше указанного оптимального момента.
оговоренной в Бюллетене 5А2 АНИ, там же приведены величины наименьших
разрушающих усилий.
Рис. 19.4. Соединение обсадных труб VAM фирмы «Валурек*
1 — труба; 2 — муфта; 3 — коническая уплотнительная поверхность^
4 — скошенный упорный торец
Фирма «Валурек» дополнительно использует стали, не предусмотренные
стандартами АНИ: С-90, 0,95, Q-125 и V-150 с наименьшими пределами
25*
387
219,1 (8%")
Г 5
(А А. 1—
Фч ND ра о 00
ра. -<1 фч ра
СЛ О СО О фч
кА. рА рА. рА. ND
cd со о со о
О СО 05 оо кА.
00 *q ND 00 ND
со со со со со
Си сл сл ND nd
ND ND ND на РА.
Фч Сл Сл Сл Сл
оо со о со о
СП сл 05 РА. со
ND ND ND ND ND
СО СО СЛ СО О
СЛ Сл ND -М НА.
СО СО ND ND ,
НА кА. 05 СЛ
НА рА 05 О 1
со со со , ,
00 00 Со
00 ОО № 1 1
о оо о о
о о о о о
^А ^А
ООО I 1
фч фч Фч | 1
ООО
193,7 (77/) 177,8 (7") кА об СО *05 Сл оь 139,7 (5’//) 127,0 (5") 114,3 (4»//) Наружный диаметр грубы D, IM
Сл to © со оо НА -^1’со‘сл со О ND ND СО СО Го НА. О СО ”<1 о'сл'соТа ND CD на. С5 СО 1 1 ND О О СЛ 05 CD НА рА ND О CD ^З’СЛ'НА CD Фч < ! 1 ND О О Та. СО Та Фч 05 CD o CD oo ф'фч'СЛ ND “чЗ 05 Толщина стенки s, мм
05 05 М *< СО Q0 кА. ф. -« сл "со СО V1 о СП СЛ СЛ Сл Сд О ND фн -чЗ со Тсч СП ОоТа фч 147,1 144,2
рА рА рА кА. рА [О сл оо -А Ъд 05 фч нА рА РА. ООО ND 05 00 Тд со 05 CD CD CD ND СП чД СП Ф*"nd Внутренний диаметр трубы dt мм
СО CD о со о СЛ СЛ со ND ND ND ND Vj Ta Ta О CD CD О CD Сл СЛ СО СО ND 1o“nd'-<j'-<iTa 93,7 93,7 оо оо оо *ч] ЧчД СЛ СО С0М<| 05 05 05 ND ND ND 05 05 OS CO CO CO 00 00 oo Длина ниппельной части мм
O'. Сл Сл Сл Ox СЛ Co СЛ фч CD фч фч “to o o Фч СП СЛ Сл Сл CD NDjXD ND СО Ta<oTa.V] os фч сл фч сл фч фч Сл k-A-^J Фч “cd фч о Ф* фч сл _НА оо со фч фч СЛ NDpo CO ci ФчТа Отношение прочно- сти соединения к прочности тела трубы, % 1 Соединение FI-P 1
ND ND ND ha pa. СЛ СП 03 CD C5 •Ч -ч! tsD CO ND ND ND ND на ьа co co о cd ~д ND ND CD ND фч 00 0О 00 оо 136 136 136 r3 to to ND ND ND 222 Группы прочности стали 1 Наименьшее раз- рушающее усилие, тс
ND ND ND ND ha HA- pA. фч (£> О ND ND ND ND ha фч фч ND o 00 Ф* Фч О ND CO CD S фч S S со со со ND ND ND CD CD CD ООО 05 OS 05 со
CO co CO ND I COC0005 CD cd СЛ ND СО СО ND ND ND О CO СЛ CO О 05 СЛ ND О ND ND Ф» фч pA.pA.pA. 00 оо оо 161 161 161 co co co co co co Р-1 10
Сл сл сл Сл Сл 00 00 00 00 00 о о о о о Фч фч фч фч фч 00 00 00 00 00 о о о о о Ф^ фч о о
ND ND ND ООО ND ND ND OS 05 05 ООО to ND ND о О О К-5.5 N-8 0 Рекомендуй- мый момент свинчивания» нгс« м
р?оо 00 со 1 оо сс W <х 1 Оо о о 05 05 05 05 05 CD CD CD CD СО О О О О О 05 05 05 05 о о фч фч фч ООО co co co CD CD co ООО co co co ООО ООО Р-110
Соединения обсадных труб фирмы
Таблица 10.15
«Хандрил» типа Fl-Р и супер FI-P
Соединение Супер Г1-Р
Наружный диаметр соединения мм Внутренний диа- метр соединения di, мм Отношение проч- ности соединения к прочности тела трубы, % Наименьшее разрушающее усилие, тс Рекомендуемый момент свинчива- ния, КГС’М
Группы прочности стали
N-80 Р-110 V- 1 5 0 N-80 Р-110 V-1 1)
116,7 95,1 56,8 113 142 182 440 830
116,7 93,3 60,2 132 165 — 440
116,7 90,4 52,9 132 165 — 440 —
129,4 106,6 57,5 138 172 220 520 970
129,4 104,2 61,6 165 206 263 5zu 970
129,4 100,7 53,4 165 206 263 520 970
142,9 119,3 57,4 152 190 243 620 1170
142,9 116,6 62,6 188 236 301 620 1170
143,7 113,5 60,0 205 256 328 620 1170
171,4 145,1 58,1 215 268 343 830 1380
171,4 142,1 62,5 261 326 417 830 1380
181,0 157,4 57,5 197 247 315 690 1100
181,0 155,0 59,8 229 287 367 760 1380
181,0 152,8 61,6 261 326 417 900 1600
181,0 150,5 57,3 265 331 423 900 1660
181,0 148,3 60,4 300 375 480 900 1660
196,8 175,0 53,8 183 690 —
196,8 172,6 58,0 225 281 360 830 1240
196,8 169,8 59,3 262 327 419 830 1520
196,8 166,2 56,8 289 360 462 970 1790
196,8 161,4 59,8 357 446 571 970 1790
222,2 198,4 54,8 227 830 —
222,2 196,7 56,8 266 — — 970 —
222,2 134,2 59,5 312 390 499 1100 1930
222,2 191,6 59,9 347 434 556 1100 1930
222,2 188,7 56,9 365 456 583 1100 1930
247,6 223,0 54,7 255 — 1100 —
247 6 222,4 56,3 293 — 1240 —
247,6 220,3 57,5 328 406 524 1240 1800
247,6 218,5 58,5 360 450 577 1380 2070
247,6 214^8 59,5 420 525 672 1380 2070
247,6 212,5 62,7 480 601 769 1380 2070
389
Наружный диаметр трубы Dt мм Толщина стенки S, мм Внутренний диаметр трубы d, мм Длина ниппельной части 1н, мм Соединение FI-P
отношение проч- ности соединения к прочности тела 1 трубы, % Наименьшее раз- рушающее усилие, тс Рекоменду- емый момент свинчива- ния, кгс- м
Группы прочности стали
К-55 N-80 Р-110 К -6 5 N-80 Р-110
273 (103//) 10,16 11,43 12,57 13,84 115,11 252,7 250,2 247,9 245,3 242,8 93,7 93,7 95,2 106,4 106,4 52,5 53,9 54,8 53,2 48,9 294 338 377 401 401 356 397 422 422 527 527 970 970 1380 1380 1380 1800 1800
298,4 (11®/4") 9,52 ГН,05 12,42 13,56 279,4 276,4 273,6 271,3 105,6 105,6 105,6 105,6 49,5 53,5 47,8 44,0 286 357 357 357 375 375 469 469 1050 1050 1520 1520 1800 1800
339,7 (133//) Г12,19 [13,06 315,3 313,6 108,0 108,0 54,6 51,1 458 458 482 482 — 1660 1660 —
Примечание. Взаимозаменяемость соединений труб одного диаметра обео
ЗАО
Продолжение табл. 19.15
Соединение Супер FI-P
Наружный диа- метр соединения Pj, мм Внутренний диа- метр соединении dit мм Отношение проч- ности соединения к прочности тела трубы, % Наименьшее разрушающее усилие, тс Рекомендуемый момент свинчива- ния, К( С • М
Группы прочности стали
N-80 Р- 11 о V-150 N-80 Р-1 10 V- 1 5 0
276,2 250,7 56,3 332 1240
276,2 248,2 57,8 382 — — 1240 —
276,2 245,9 58,7 425 — — 1660 —
276,2 243,3 56,4 448 559 716 1800 2070
277,0 240 8 60,0 516 645 825 1800 2070
303.2 276,6 53,5 325 1380
303,2 274,3 57,3 403 — — 1800 —
303,2 271,6 61,9 486 607 777 1800 2070
303,2 269,2 62,5 534 667 854 1800 2070
344,5 312,5 59,8 528 2070
344,5 310,8 62,4 588 — — 2070 —
печиваетса только в пределах толщин стенок, входящих в скобку.
текучести соответственно 63,3; 66,8; 87,9 и 105.4 кгс/мм2 и наименьшими пре-
делами прочности соответственно 73,8, 77,3; 94,9 и 112,5 кгс/мм2. Сортамент
труб но толщинам стенок также несколько расширен по сравнению со стандар-
тами АНИ. Трубы могут поставляться с муфтами, уменьшенными по наруж-
ному диаметру, а также с муфтами из стали более прочной, чем материал
труб. Наружные диаметры муфт такие же, как и для труб Батресе. Трубы
диаметром 114,3 мм, используемые как обсадные, приведены в главе «Насосно-
компрессорные трубы за рубежом».
В соединениях обсадных труб фирмы «Хайдрил» применяют односту-
пенчатые или двухступенчатые цилиндрические резьбы с шагом 3,175 или
4,232 мм. Резьба имеет упорный профиль, одна сторона которого для улучше-
ния условий свинчивания скошена под углом 20°, а другая, восприни-
мающая растягивающие нагрузки — под углом 6° 30'. Герметичность дости-
гается использованием дополнительных уплотнительных поверхностей.
Соединение FI-Р (рис. 19.5,а табл. 1915) обеспечивает гладкую наружную
и внутреннюю поверхность колонны. На гладкой трубе с одного конца наре-
зается наружная двухступенчатая резьба, а с другого — внутренняя резьба.
Уплотнительными поверхностями служат конические пояски с углом
уклона 14я, расположенные с обеих сторон резьбы и скошенные упорные
торцы. Применение скосов на упорных торцах препятствует радиальной
деформации муфтовой части соединения во время приложения крутящего
момента. Прочность резьбового соединения на растяжение по отношению
к прочности тела трубы составляет от 42 до 56%.
Рис. 19.5. Соединения обсадных труб фирмы «Хайдрил»:
а — соединение FI-Р; б— соединение Супер FI-Р; с — соединение Супер EU; г—соедине-
ние FI-40; д—соединение Триилисил (тройное управление); е — муфтовое соединение CTS
391
273,0 (Ю%”) 244,5 (9%’) 219,1 (8%") 177,8 (7") 168,3 (6%”) (/As) Z.*6ST 127,0 (5") 114,3 (41//) Диаметр труоы D, мм
8,89 7,92 Г 7,72 |8,18 6,91 7,32 ОС о со 05 05 СЛ 'со ф Oi СЛ to со Толщина стенки *, мм
255,3 2 23,6 203,6 202,7 164,0 153,6 127,3 125,7 114,1 ООО >Л.ЬОЬО сх> со'со Внутрений диа- метр d, мм
58,7 57,2 СЛ сл 'co'Ij 57,2 57,9 57,2 57,2 57,2 О’. фч 05 05 05 00 00 со Длина ниппель- ной части 1н, мм
42,4 41,9 41,3 39,0 40,3 О 00 39,5 40,4 39,9 се со со Со'О’.'сл Отношение прочности сое- динения к проч- ности трубы,%
1 СО со 00 оо СО Сл СЛ со 05 о 1 £ 1 1 Й1 Н-40 Наименьшее ре- шающее усилие в тс для группы прочности стали
200 1 1 к СО со 05 -J со со Сл I фч О 1 Сл К-5 5
1 1 1 1 1 1 1 1 1 SI 1 N-80
830 750 С5 о N5 Ю о о 390 330 to to Ф" JS о о 190 150 , 150 150 Рекомендуемый момент свинчи- вания, кгс • м
Соединение обсадных труб фирмы «Хандрил» типа FI-
Таблица 19.17
Соединение обсадных труб фирмы «Хайдрил» типа Супер EU
ю К et О К Рскомснду-
и Наименьшее раз- ем
н g о а £Г путающее усилие, момент
& а -S ТС свинчивания
£ й) г о В кге • м
ге 5 се £2
S П к cj « • 5 в
=в 3 и ный Di, S< и « в в Е Группы прочности стали
К Н аруж 2НИЯ нутре днени лина , мм С-7 5 N-80 Р-110 С-75 N-80 Р-110
XQ X К и й
127,0 7,52 136,4 109.9 77,8 180 189 237 690 970
(5") 9,19 137,7 106,6 79,4 218 230 287 690 970
10,36 137,7 104,2 79,4 240 252 316 690 970
12,14 137,7 100,7 79,4 240 252 316 690 970
139,7 6,98 149,9 123,7 87,3 185 830
(51//) 7,72 149,9 122,2 87,3 204 215 268 830 1100
9,17 152,4 119,3 88,9 241 253 316 830 1100
10,54 152,4 116,6 88,9 275 289 361 830 1100
12,09 154,1 113,5 90,5 308 324 504 830 1100
168,3 8,94 179,6 147,6 95,2 292 308 385 104С< 1380
(О6//) 10,59 179,6 145,1 96,8 331 349 436 1040 1380
12,06 181,7 142,1 100,0 376 395 494 1040 1380
177,8 8,05 189,1 158,9 93,7 284 299 1170
(7") 9,19 189,1 157,4 95,2 309 326 407 1170 1660
10,36 192,3 155,0 96,8 347 366 457 1170 1660
11,51 192,3 152,8 101,6 385 405 506 1170 1660
12,65 192,3 150,5 101,6 417 439 548 1170 1660
13,72 193,9 148,3 101,6 449 473 591 1170 1660
193,7 8,33 206,4 174,2 104,8 321 337 — 1240 —
(7%") 9,52 209,6 172,6 104,8 350 369 460 1240 1800
10,92 209,6 169,8 108,0 400 421 527 1240 1800
12,70 209,6 166,2 108,0 463 488 609 1240 180(1
15,11 211,1 161,4 108,0 502 529 661 1210 1800
393
Наружный диаметр
трубы D, мм
114,3 (41//)
127,0 (5')
139,7 (51//)
177,8 (7")
Таблица 19.18
_______Уединение оосадных труб фирмы «Хандрил» типа Триплпсил
Толщина внутрен- ний Наружный* Внутренний длина Наименьшее разрушающее усилие, тс Рекомендуемый момент свинчива-
НИЯ, к гс • м
диаметр диаметр ной
соединения^ соединения
трубы d, мм jD 1, мм у dj, мм 1н. мм группы прочности стали
С-7 5 N-8 0 Р-110 С-75. N-80 Р-110
6,02 102,26 119,9 99,8 82,6 89 440
6,35 101,60 119,9 99,6 82,6 95 100 125 440 580
6,88 100,54 119,9 98,5 82,6 107 из 440
7,37 99,56 119,9 97,5 82,6 117 123 154 440 580
8,56 97,18 120,6 95,1 82,6 142 149 187 440 580
9 ,4 7 95,36 120,6 93,3 82,6 144 152 190 440 580
10,92 92,46 120,6 90,4 82,6 144 152 190 440 580
6,43 114,14 132,6 112,1 82,6 109 520
7,52 111.96 132,6 109,9 82,6 135 142 177 520 690
9.19 108,62 133,4 106,6 82,6 168 176 220 520 690
10,36 106,27 133 4 104,2 82,6 168 176 220 520 690
12,14 102,72 133,4 100.7 82,6 168 176 220 520 690
6,20 127,30 146,0 125,3 82,6 114 620
6,98 125,74 146,0 123,7 82,6 135 620
7,72 124,26 146,8 122,2 82,6 154 163 203 620 830
9,17 121,36 146,8 119,3 82,6 192 202 252 620 830
10,54 118,62 146,8 116,6 82,6 196 207 258 620 830
12,09 115,52 146,8 113,5 82,6 196 207 258 620 830
6,91 163,98 185,7 162,0 96,8 165 900
8,05 161,70 185,7 160,0 96,8 204 215 . 900
9,19 159,42 185,7 157,4 96,8 243 256 319 900 1180
193,7 (77/)
219,1 (8‘/e")
244,5 (9’//)
273,0 (10’//')
298,4 (И’/4")
339,7 (13’/s")
157,08 185,7 155,0 96,8 281 296 370 900 1180
154,78 186,5 152,8 96,8 301 317 396 900 1180
152,50 186,5 150,5 96,8 301 317 396 900 1180
150,36 186,5 148,3 96,8 301 317 396 900 1180
177,02 201,6 175,0 96,8 234 246 — 1040 —
174,64 201,6 172,6 96,8 278 293 366 1040 1380
171,84 203,2 169,8 96,8 329 346 433 1040 1380
168,28 203,2 166,2 96,8 345 364 455 1040 1380
163,45 203,2 161,4 96,8 345 364 455 1040 1380
201,20 227,0 198,4 108,0 265 — — 1240 —
198,76 227,0 196,7 108,0 316 333 — 1240 ——
196,22 227,0 194,2 108,0 369 388 485 1240 1550
193,68 229,4 191,6 108,0 421 443 553 1240 1550
190,78 229,4 188,7 108,0 431 454 567 1240 1550
226,60 254,0 223,0 108,0 297 — — 1520 —
224,42 254,0 222,4 108,0 349 367 1520 —
222,38 254,0 220,3 108,0 397 418 522 1520 2070
220,50 254,0 218,5 108,0 440 464 579 1520 2070
216,80 255,6 214,8 108,0 505 532 665 1520 2070
255,27 284,2 251,7 108,0 331 — — 1800 —
252,73 284,2 250,7 108,0 399 — — 1800 —
250,19 284,2 248,2 108,0 466 490 612 1800 2500
247,91 284,2 245,9 108,0 526 553 691 1800 2500
245,37 285,8 243 3 108.0 592 622 778 1800 2500
242,83 285,8 240,8 108,0 608 641 800 1800 2500
279,41 309,6 275,8 108,0 400 — — 2070 —
276,35 309,6 274,3 108,0 489 — — 2070 —
273,61 309,6 271,6 108,0 569 599 748 2070 2900
271,32 309,6 269,3 108,0 612 645 806 2070 2900
315,34 350,8 312,5 139,7 583 614 —- 2800 —
313,60 350,8 310,8 139,7 640 674 — 2800 —
311,78 350,8 309,0 139,7 700 737 — 2800 —
308,84 350,8 306,0 139,7 796 838 1048 2800 3700
305,59 355,6 302,8 139,7 901 948 1186 2800 3700
303,20 355,6 300,4 139 7 977 1029 1286 2800 3700
Соединение Супер Fl-Р (рис. 19.5, б, табл. 19.15) взаимозаменяемо
с соединением Fl-Р и отличается от последнего повышенной прочностью
к растяжению в результате небольшого увеличения на 2,5—4,5 мм наружного
диаметра муфтового конца трубы и обжатия приблизительно на 2 мм по внут-
реннему диаметру со стороны ниппельного конца. Эти соединения применяют
на трубах диаметром от 114 до 340 мм из сталей групп прочности N-80, -110,
а также V-150. Использование стали группы прочности V-150 позв^ ляет
увеличить глубину спуска обсадных труб с соединением Супер FI -Р до 4.3 °00—-
5000 м при коэффициенте запаса прочности на растяжение 1,8 от разруша-
ющей нагрузки.
Соединение FI-Р и Супер FI-Р невзаимозамепяемы для труб одного
диаметра, нос различной толщиной стопки, за исключением случаев, отме-
ченных в табл. 19.15 скобками.
Бсзмуфтовое соединение FI-40 (рпс. 19.5, г, табл. 19.16) выполняется
па гладких тонкостенных трубах диаметром 114—273 мм . Ойо.отличается
от соединения FI-Р применением одноступенчатой резьбы и отсутствием,
уплотнительного конического пояска со стороны упорных торцов. Соедине-
ние FI-40 выполняется в основном из сталей груш i прочности 11-40 и К-55
и рекомендуется для хвостовиков и коротких обе адшх колонн длиной" до
1000—1500 м. Прочность соединения по отношению к прочности тепа трубы
составляет от 37 до 42%. Безмуфтовое соединение Супер ЕС (рпс. 19.5, в,
табл. 19.17) применяется па тру fix с высаженными наружу концами. Про-
ходное отверстие в месте высадки сужено примерно па 2 мм. Конструкция
соединения Супер EU аналогична соединениям FI-Р и Супер Fl-Р ,ио обо-,
спочпвает взаимозаменяемость в пределах одного диаметра трубы.
Соединение . Т fiji esed —тройное уплотнение (см. рис. 19.5, д) приме-
няется на труб ах, имечощих раструб па муфтовой части трубы и незначи-
тельное сужение (примерно 2 мм) ниппельной части трубы . Уплотнениями
служат конические поверхности, расположенные с обеих сторон двухступен-
чатой резьбы, а также упорные поверхности, образующие ступеньку в резьбе.
Соединение отличается высокой герметичностью и при меньшем (прибли-
зительно на 8 мм) наружном диаметре превышает по прочности стандартные
муфтовые соединения.
Муфтовое соединение CTS (см. рис. 19.5, е) имеет точно такую же конст-
рукцию с тремя уплотнительными поверхностями, как и Трин л пси.т, ио в муф-
товом исполнении. Трубы и муфты с соединениями CTS изготовляют из стали
групп прочности Р-110 и V-150. Прочность соединения по отношению к проч-
ности тела трубы составляет 70—80%.
Основные размеры, прочность соединения и рекомендуемые моменты
свинчивания для соединения Tripleseal и CTS приведены в табл. 19 18 и
19.19.
Фирма «Армко» выпускает обсадные трубы Сил Лок с высокопрочными
и герметичными муфтовыми соединениями. В соединении применена упорная
резьба конусностью 1 : 9,6 с шагом 5,08 мм и малой высотой профиля. Вер-
шины и впадины резьбы параллельны оси резьбы. Одна сторона профиля,
воспринимающая растягивающие нагрузки, выполнена с отрицательным
углом наклона, другая сторона профиля имеет угол наклона, равный 45°.
Прочность резьбового соединения соответствует прочности тела труби в глад-
кой части, за исключением труб диаметром 127 мм с толщиной стенки 10,54 мм
п труб диаметром 177,8 мм с толщиной стенки 12,(15 или 13,72 мм, где проч-
ность соединения составляет соответственно 92, 94 и 87% от прочности ио телу
трубы.
Герметичность обеспечивается уплотнительными коническими поверх-
ностями. Механическая обработка трубы производится таким образом,
чтобы на уплотнительных поясках оставались мелкие канавки от резца,
которые, по утверждению фирмы, способствуют удержанию смазки и улуч-
шают герметичность соединения. Диаметральный натяг в свинченном соеди-
нении составляет 0,7 мм. При этом расстояние между торцом трубы и внут-
ренним уступом муфты равно приблизительно 3,2 мм. При свинчивании ре-
комендуется использовать модифицированную смазку ,требования к которой
396
Таблица 19.19
Соединение обсадных труб фирмы «Хандрил» типа CTS
Наружный диаметр тру- бы D, мм Толщина стенки s, мм Наружный диаметр муф- 1 ты п , мм м Длина муфты L мм Внутренний диаметр сие- дпнеш’31 di, мм Длина шп1псльной части гн, мм Наименьшее разруша- ющее уси- лие, тс Pt; коменду- емый момент свиичиваиия, кгс • м
Группы пре чпостя стали
Р-110 V-15 0 Р- 1 10 V- НС)
114,3 7,37 123,8 97,5 197 830
(41//) 8,56 123,8 181,0 95,1 82,6 — 238 — 830
9,47 123,8 93,3 211 270 580 830
10,92 123,8 90,4 248 318 580 830
127,0 7,52 136,5 109,9 227 970
(5") 9,19 136,5 181,0 106,6 82,6 228 292 690 970
10,36 136,5 104,2 263 336 690 970
12,14 139,7 100,7 314 402 690 970
139,7 9,17 150,8 119,3 323 117U
(5*//) 10,54 150,8 181,0 116,6 82.6 298 381 830 1170
12,09 152,4 113.5 348 445 830 1170
177,8 10,36 192,1 155,0 474 1380
(7") 11,51 192,1 209,6 152,8 96,8 419 537 1170 1660
12,65 192,1 150,5 468 599 1170 1660
13,72 192,1 148,3 513 656 1170 1660
193,7 10,92 208,0 169,8 554 1660
(77/) 12,70 208,0 209,6 166,2 96,8 516 661 1380 1930
15,11 211,1 161,4 557 735 1380 1930
244,5 13,84 258,8 238,1 214,8 108,0 691 885 2070 2500
(97/') 15,11 258,8 212,2 767 982 2070 2500
273,0 13,84 287,3 238,1 243,3 108,0 996 2500
(Юз//) 15,11 287,3 240,8 864 1059 2500 2500
397
пр введены в Бюллетене 5А2АНИ. Ориентировочные крутящие моменты,
необходимые для докрепления соединений Сил Лок, приведены в табл. 19.20.
Таблица 19.20
Рекомендуемые величины крутящих моментов
для свинчивания труб Сил Лок
Наружный диаметр трубы, мм Крутящий момент свинчивания, кгс-м
наименьший оптимальный наибольший
114,3 (4X1//) 160 220 280
139,7 (5V/) 410 480 690
177,8 (7") 193,7 (7%") 580 690 850
620 760 900
219,1 (8у/) 700 840 980
244,5 (97/') 830 970 1100
273,0 (107/) 900 1040 1170
339,7 (137/') 900 1040 1300
Раздел III
НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ
Глава 20
СОРТАМЕНТ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ
Насосно-компрессорные трубы предназначаются для эксплуатации
нефтяных и газовых скважин. Их изготовляют по ГОСТ 633—63 «Трубы
насосно-компрессорные и муфты к ним».
Трубы выпускают двух типов: с гладкими концами и с высаженными
наружу концами. Различно между ними заключается в соотношении проч-
ности тела трубы и резьбового соединения.
Размеры и масса труб и муфт к ним соответствуют величинам, указанным
в табл. 20.1 и на рис. 20.1.
Рис. 20.1. Соединительные концы насосно-компрессорных труб и муфт
к ним
По длине трубы поставляют:
а) нормальной длины трех групп:
I группа — от 5,5 до 8 м;
:r'Vmia —свыше 8 до 8,5 м;
.' .,ппв —свыше 8,5 до 10 м; количество труб каждой группы
устанавливается соглашением сторон;
б) мера. ii । тины — длины и допускаемые по ним отклонения устанавли-
вают ••оглаштнием сторон.
Допускаемые отклонения
1. По наружному диаметру допускаются следующие отклонения в мм:
Для труб при условном диаметре:
от 33 до 48 мм ..............................4-0,8
—0,2
от 60 до 89 мм...........................4*1,0
—05
от 102 до 114 мм ........................4-1,2
—0,5
399
48 48,3 4,0
60 60,3 5,0
73 73,0 5,5
7,0
89 88,9 6,5
102 101,6 6,5
114 114,3 7,0
33 33,4 3,5
42 42,2 3,5
48 48,3 4,0
60 60,3 5,0
73 73,0 5,5 7,0
89 88,9 6,5 8,0
102 101,6 6,5
114 114,3 7,0
Размеры в мм
Таблица 20.1
ТрУбы, гладки?
40,3 — — — 56,0 96 50,0 8,0 2,5 4,39 0,5
50,3 — — — 73,0 ЦО 62,0 8,0 5,0 6,84 1,3
б2,0 — — — 89,0 132 74,7 8,0 6.5 9,16 2,4
59,0 6,5 Н,39
76,0 — — — 107,0 146 90,6 8,0 13,22 3,6
88,6 — — — 121,0 150 103,5 9,5 6.5 15,22 4,5
100,3 — — — 132,5 156 116,0 9,5 6,5 18,47 — 5,1
Трубы с высаженными наРУжу концами
26,4 37,30 45 25 48,3 89 39,0 8,0 3,5 2,58 0,1 0,5
35,2 46,00 51 56,0 95 47,5 8,0 3,5 3,34 0,2 0,7
40,3 53,20 57 63,5 100 55,0 8,° 3,5 4,39 0,4 0,8
50,3 65,90 89 78,0 126 67,5 9,5 4,5 6,84 0,7 1.5
62,0 78,60 95 93,0 134 80,0 9,5 5,5 9,16 0,9 2,8
59.0 6,5 11,39
76,0 95,25 102 114,3 146 97,0 9,5 13,22 1,3 4,2
73,0 6,5 15,98
88,6 107,95 102 127,0 154 109,5 9,5 15,22 1,4 5,0
100,3 120,65 108 141,3 160 122,5 9,5 6,5 18,47 1,6 6,3
Допускается увеличение наружного диаметра трубы до 1 мм на длине не более
100 мм за высаженными концами.
Для муфт прп условном диаметре труб Ц-1,0
до 60 мм.............................. —0,5
Для труб остальных диаметров .... ±1,0
2. По толщине стенки размеры обусловливаются только минусовыми
допусками в 12,5%. Отклонения в плюсовую сторону не обусловлены
и ограничиваются отклонениями по наружному диаметру и массе трубы
и контролируются проверкой шаблоном по внутреннему диаметру.
В нарезанной части трубы толщина стенки должна быть не менее 87,5%
номинальной, за вычетом пз этой величины среза стенки при проточке конуса
3. По диаметру цилиндрической расточки муфты -|-0,8 мм
4. До длине муфты...........................±2,0 мм
5. По массе для отдельной трубы...........-f-9%
Кривизна труб
Различают местную кривизну, определяемую на концевых участках
трубы, и общую кривизну. Местная кривизна на концах трубы не должна
превышать 1 мм на 1 м. Ее проверяют при помощи метровой металлической
линейки и щупа. При замере местной кривизны труб с высаженными кон-
цами длина высаженной части не учитывается.
Общую кривизну и соответствие внутреннего диаметра номинальному
проверяют шаблоном по всей длине трубы при помощи оправки длиной
1250 мм с наружным диаметром (в мм):
ДЛЯ трубы диаметром 33^3,5 ММ . . . . . 24,3
» » » 42X3,5 ММ . . . . . 33,1
» » » 48X4,0 мм . , . . . 38,2
» » » 60X5,0 мм . , . . . 48,2
» » » 73X5,5 )) . . . . . 59,7
» » » 73X7,0 » . . . . . 56,7
» » )> 89X6,5 . . . 72,9
» » » 89X8,0 » . . . . . 69 9
» » » 102X6.5 » . . . . . 85,7
» » » 114X7,0 » . . . . . 97,3
По требованию потребителей трубы размерами 60 X 5 X 73 X 5,5 мм
могут проверять оправками увеличенного диаметра 49 и 60,5 мм соответ-
ственно. При этом не менее 60% труб партии должны выдержать указанную
проверку.
Материалы труб и муфт
Трубы п муфты к ним изготовляют из сталей групп прочности Д, К, Е, Л
и М. В сталях, предназначенных для изготовления труб и муфт, допускается
содержание серы и фосфора не более 0,45% каждого, мышьяка — не более
0,15%.
Содержание серы, фосфора и мышьяка проверяется в каждой плавке
при разливке стали согласно ГОСТ 7565—73.
Трубы и муфты к ним изготовляют из материала одной группы прочности.
Механические свойства материала труб и муфт приводятся в табл. 20.2.
Испытание на расстояние выполняют по ГОСТ 10006—73, как правило,
па коротких продольных образцах.
Трубы гладкие и муфты к ним из стали групп прочности К, Е, Л и М
и трубы с высаженными концами из стали всех групп прочности для снятия
остаточных внутренних напряжений подвергаются термической обработке.
26 Заказ 754 401
Таблица 20.2
Показатели Труппа прочности стали
д К Е Л м
Временное сопротивление <тв, кгс/мм2 65 н 70 э мене 75 э 80 90
Предел текучести <гт. кге/м2 38 50 55 65 75
Относительное удлинение, % 65 16 12 12 12 12
^1(1 12 10 10 10 10
Технические требования
На наружной и внутренней поверхности труб не должно быть плен,
закатов, трещин и глубоких рисок. Эти дефекты полностью удаляются с по-
верхности трубы любым способом, кроме заварки и зачеканки. Образовав-
шиеся при этом углубления не должны превышать 12,5% номинальной тол-
щины стенки. В местах, где толщина стенки может быть замерена непосред-
ственно, глубина зачищенных дефектных мест может быть и больше указан-
ной при условии сохранения 87,5% номинальной толщины стенки.
Окалина, раковины, вмятины, мелкие продольные риски и другие
связанные со способом производства дефекты на поверхности трубы допу-
скаются на глубину, не превышающую 12,5% номинальной толщины стенки.
Глубина дефекта проверяется надпиловкой или другим способом в одном-
трех местах.
Для предохранения от коррозии наружные поверхности труб и муфт
окрашиваются.
Трубы подвергаются испытанию на сплющивание. Расстояние между
параллельными плоскостями после испытания — не более указанного в
табл. 20.3.
Таблица 20.3
Группа прочности стали Отношение диаметра к тол- щине стенки трубы D/s Расстояние между плоскостями
д К, Е Л 2^16 0.65D 0,77) 0,87)
Д К, Е Л <16 (0,98—0,027)/s) D (1,18—0,0,'iD/s) D (1,28—0,037)/s) D
Испытание на сплющивание проводится в соответствии с ГОСТ 8695—58
на кольцевых образцах шириной 60 мм, отрезаемых от обоих концов гото-
вых труб (или до нарезки резьбы).
Образцы отбираются от одной трубы каждого размера, каждой плавки.
Каждая труба снабжается муфтой, навинченной на один ее конец. За-
крепляют муфту на муфтонаверточном станке. При свинчивании труб с муф-
тами их резьбы покрывают смазкой, обеспечивающей герметичность соедине-
ния и предохраняющей резьбу от задиров и коррозии.
402
По середине муфты на наружной поверхности для определения проч-
ности труб протачивают пояски глубиной не более 1 мм и шириной 5—7 мм
с расстоянием между ними 5—10 мм в следующем количестве: для труб иа
стали группы прочности К—один поясок, группы прочности Е—два пояска,
группы прочности Л—три пояска и группы прочности М—четыре пояска.
На трубах группы прочности Д пояски не протачивают.
Основные сведения о резьбе
На трубах и муфтах нарезают коническую треугольную резьбу с углом
профиля при вершине 60° и конусностью 1 : 16. Вершины профиля имеют
закругления радиусом, несколько больше радиуса впадины, что обеспе-
чивает лучшее соприкосновение боковых поверхностей витков резьбы.
Рис. 20.2. Профиль резьбы насосно-компрессорных труб и
муфт к ним
Основные размеры профиля резьбы труб и муфт к ним приведены в
табл. 20.4 и рис. 20.2.
Таблица 20.4
Параметры резьбы
Шаг резьбы S, мм .....................
Глубина резьбы h]t мм.................
Рабочая высота профиля /г,, мм . . . .
г, мм.................................
г, мм.................................
Зазор 2, мм...........................
Угол уклона <р .......................
Конус нос Ti> 2 tg ф..................
Число ниток на длине 25 мм
10 8
2,540 3,175
1,412 1,810
1,336 1,734
0,432 0,508
0,356 0,432
0,076 0,076
1°47 '24’
1 : 16
Размеры резьбового соединения приведены в табл. 20.5 и на рис. 20.3.
26* 403
fzO>
С 00 *•! Oi Лч it» ее
Ю ф CC' © 00 м СЮ
^ОСОЧ
rfs t\5 С© CC
Условный диаметр трубы
Число ниток на длине
2 5,4 м м
Наружный диаметр трубы D
Наружный диаметр высажен-
ной части Dx
Средний диаметр резьбы
в основной плоскости dCp
Внутренний диаметр резьбы
в плоскости торца муфты dt
общая (до конца
сбега) L
до основной плоскости
(нитки с полным про-
филем) I
от основной ПЛОСКОСТИ *3
до конца сбега li &
сбег резьбы 1г
Диаметр цилиндрической
расточки у торца муфты d0
Глубина цилиндрической
расточки
Расстояние от торца муфты
до конца сбега резьбы на тру-
бе при свинчивании от руки ,4
Расстояние от торца трубы
до середины муфты при '•нии-
чпнаиии на станке В
ю
О\
М
я
я
05
[чО
О
Положение муфты на трубе при ее свинчивании вручную характеризу-
ется натягом А, который представляет собой расстояние от конца сбега
резьбы на трубе до торца муфты. Концом сбега резьбы на трубе считается
конец плавно исчезающей нитки резьбы.
Натяг соединения насосно-компрессорных труб в зависимости от их
размера колеблется в пределах 5—6,5 мм с допускаемым отклонением ±1
виток.
Конец сбега резьбы
]/(ужлебняя риска на тпруВе) Линия, ниралле иония
оси резо Вы сируВы
^Основная iHwcKucmii
Труоа и нннрти, свинченные
вручную
Рис. 20.3. Резьбовое соединение насосно-компрессорных труб
Кауба и ыуерта . сбинченнию
на станке
При принудительном креплении соединения торец муфты должен совпа-
дать с концом сбега резьбы на трубе. Допускаются отклонения не более
±1 виток.
Требования к резьбе
Резьба труб и муфт должна быть гладкой, без заусенцев, рваной и дру-
гих дефектов, нарушающих ее непрерывность и прочность, а также герметич-
ность соединения. Шероховатость поверхности резьбы должна быть не нить
5-го класса чистоты по ГОСТ 2789—73.
У первых трех витков с полным профилем допускаются червовипы по
вершинам резьбы. Резьба муфт должна быть оцинкована пли фосфатирована .
Отклонения от номинальных размеров резьбы установлены следующие
По шагу:
на длине резьбы 25,4 мм, мм......................±0,073
па всей длине резьбы, мм.......................±0,12
По половине угла профиля, градус................. -±1
По конусности нарезанной части трубы, мм . . . -'-0,36
—0.22
405
По конусности нарезанной части муфты, мм .... +0,22
—0,36
(отклонения от разности двух диаметров приняты на длине
резьбы 100 мм)
По глубине резьбы hlt мм .......................+0,05
—0,10
По длине резьбы на трубе L, виток .............. ±1
Для выхода резьбонарезного инструмента на середине муфты протачи-
вается канавка на глубину, превышающую глубину резьбы не более чем
на 0,5 мм. При отсутствии канавки допускается перерез встречных ниток
в середине муфты.
Соосность резьбы муфты
Оси резьб обоих концов муфты должны совпадать. Отклонение соосности
не должно превышать 0,75 мм в плоскости торца и 3 мм на длине 1 м. Для
проверки совпадения осей резьбы обоих концов муфту навинчивают на на-
резанный цилиндрический стержень, точно выверенный и центрированный
в патроне токарного станка или специального приспособления. В свободный
конец муфты ввинчивают другой цилиндрический чисто обработанный стер-
жень длиной не менее 250 мм. Вращая муфту, определяют биение (удвоен-
ную величину отклонения от соосности) стержня у торца муфты и у конца
стержня индикатором часового типа с ценой деления 0,01 мм. Биение близ
торца муфты должны быть не более 1,5 мм, а у свободного конца стержня —
не более 6 мм на 1 м длины, считая от середины муфты.
Проверке соосности резьбы подвергают не менее 1% муфт от партии.
Проверка резьбы
Проверка резьбы труб и муфт заключается в определении отклонений
по конусности и натягу.
Предусматривается овальность не более 0,10 мм для труб условным
диаметром до 60 мм, не более 0,13 мм для труб условным диаметром 73—
80 мм и не более 0,15 мм для труб больших диаметров.
Герметичность соединения
С целью проверки на герметичность каждую трубу с навинченной на
нее муфтой подвергают испытанию внутренним гидравлическим давлением.
Испытательное гидравлическое давление должно соответствовать вели-
чинам, указанным в табл. 20.6.
Таблица 20.6
Условный диаметр трубы, мм Испытательное гидравлическое давление в кгс/см2 для групп прочности стали
д К Е Л и М
<73 255 300 300 300
89 245 290 300 300
202 и 114 210 250 270 300
Величина испытательного давления для всех размеров труб групп проч-
ности Л и М в соответствии с требованиями ГОСТ 633—63 при необходимости
может быть повышена до 500 кгс/см2.
406
Продолжительность испытания должна быть не менее 10 с, в течение
которых испытуемая труба вблизи муфты подвергается обстукиванию мо-
лотком.
Трубы, у которых при гидроиспытании обнаружены течь или потение,
сдаче не подлежат, а у которых обнаружен пропуск в соединении, подлежат
перенареаке с последующим повторным гидравлическим испытанием.
Гарантия завода
Трубы и муфты принимаются техническим контролем завода-изготовителя,
который гарантирует соответствие всех выпускаемых труб требованиям
стандарта.
Маркировка труб и муфт
На трубах на расстоянии 0,4—0,6 м от конца, снабженного муфтой,
выбивается маркировка клеймами в следующем порядке:
Условный диа- метр трубы, мм (номер трубы) Группа проч- ности стали Толщина стен- ки, мм Товарный знак завода-изгото- вителя Месяц и год выпуска
Маркировку обводят светлой краской. Толщину стенки указывают
в маркировке только для труб условным диаметром 73 и 89 мм.
Рядом с клеймами вдоль образующей трубы наносят устойчивой светлой
краской следующую маркировку:
Условный диаметр трубы, мм Группа проч- ности стали Толщина стен- ки, мм Длина тру- бы, СМ Товарный знак завода-изготови- теля
На муфтах выбивают товарный знак завода-изготовителя.
Предохранение труб и муфт
Для предохранения от повреждений при транспортировании и хранении
на резьбы и муфты навинчивают специальные предохранительные кольца
и ниппеля. Конструкции их обеспечивают возможность свободного отвинчи-
вания и предохранения резьб и торцовых поверхностей труб и муфт от пов-
реждений. При навинчивании предохранительных колец и ниппелей резьба
смазывается антикоррозионной смазкой.
Отгрузка труб
и сопроводительная документация
Заводы-изготовители отгружают трубы повагонно. В вагоне могут быть
трубы только одного условного диаметра, одной толщины стенки, одних
групп длины и прочности стали.
Каждая партия поставляемых труб сопровождается сертификатом,
который удостоверяет их качество и соответствие требованиям ГОСТ па
насосно-компрессорные трубы.
407
Обозначение переводника Присоедини- тельная резьба по ГОСТ 633—63 f- с;
муфтово- го конца ниппель- ного конца
П-48/60 П-48/73 48 60 73 fl 6
П-48/89 89
П-60/48 С>0 48 а
П-60/73 73
П-60/89 89 6
П-73/48 73 48 а
П-73/60 60
П-73/89 89 в
П-73/102 1102 б
П-89/48 89 48 а
П-89/60 60
П-89/73 73
П-89/102 102 в
П-89/114 114
П-102/60 102 60 а
П-102/73 73
П-102/89 89
П-102/114 114 в
Размеры в мм
Таблица 20.7
Do D d d, L l Z, Z. i. Масса, кг
60,3 60,3 50,3 150 48 98 42 1,06
56,0 73,0 59,0 — 210 154 53 158 „ 1,92
88,9 76,0 — 220 155 60 160 — 2,48
73,0 48,3 40,3 55,0 170 55 92 35 58 100 1,73
73,0 59,0 — > 165 108 53 1,75
88,9 76,0 — 230 164 60 172 — 2,72
89,0 48,3 40,3 67,0 185 66 92 35 66 100 9 49
60,3 50,3 42 74 2Л7
89,0 76,0 — 165 95 60 2,17
101,6 101,6 88,6 — 185 110 62 — — 4’10
107,0 48,3 40,3 82,5 195 73 95 35 64 105 3,02
60,3 50,3 42 70 3,25
73,0 59,0 200 53 80 3,51
101,6 88,6 —. 220 144 62 95 3,79
114,3 114,3 100,3 — 190 108 65 — 4Д4
121,0 60,3 50,3 94,5 210 75 100 42 70 4,62
73,0 59,0 53 78 110 4,97
88,9 76,0 60 88 4,82
114,3 100,3 — 220 142 65 95 — 5,22
П-114/60 114 60
П-114/73 73
П-114/89 89
П-114/102 102
П-ВЗЗ/В42 ВЗЗ В42
П-ВЗЗ/В48 В48
П-В42/ВЗЗ В42 ВЗЗ
П-В42/В48 В48
П-В42/В60 В60
П-В48/ВЗЗ В48 ВЗЗ
П-В48/В42 В42
П-В48/В6О В60
П-В48/В73 В73
П-В60/ВЗЗ В60 ВЗЗ
П-В60/В42 В42
П-В60/В48 В48
П-В60/В73 В73
П-В60/В89 В89
II-B73/B33 В73 ВЗЗ
П-В73/В42 В42
П-В73/В48 В48
П-В73/В60 В60
П-В73/В89 В89
П-В73/В1О2 В102
П-В89/В42 В89 В42
П-В89/В48 В48
П-В89/В60 В60
П-В89/В73 В73
в 132,5 60,3 50,3 107,0 225 78 108 42 69 5,44
73,0 59,0 53 75 120 5,71
88,9 76,0 60 85 5,52
101,6 88,6 62 93 5,34
в 48,3 46,0 35,2 160 45 114 35 60 0,90
53,2 53,2 40,3 — 145 95 37 — — 4 AQ 1
а 56,0 37,3 26,4 41,5 165 48 94 32 56 100 1,10
в 53,2 40,3 — 170 122 37 67 — 1,27
б 65,9 65,9 50,3 — 160 107 50 — — 2,10
а 63,5 37,3 26,4 48,5 170 50 94 Q9 58 100 1,41
46,0 35,2 35 63 1,42
в 65,9 65,9 50,3 — 155 104 50 — — 1,42
6 63,5 78,6 59,0 — 210 155 54 158 — 2,74
а 78,0 37,3 26,4 59,5 175 63 92 32 55 2,04
46,0 35,2 35 62 100 2,06
53,2 40,3 37 65 2,16
в 78,6 78,6 59,0 — 165 102 54 — — 2,39
6 78,0 95,3 73,0 — 230 160 60 165 — 4,20
а 93,0 37,3 26,4 72,0 185 67 92 32 58 100 2,55
46,0 35,2 35 61 2,60
53,2 40,3 37 66 2,62
65,9 50,3 50 79 2,83
в 95,3 95,3 73,0 — 170 102 60 — — 3,20
6 93,0 108,0 88,6 240 164 64 172 4,56
а 114,3 46,0 35,2 88,2 200 73 93 35 60 105 4,19
53,2 40,3 37 65 4,28
65,9 50,3 210 50 84 4,44
78,6 59,0 54 90 4,80
Обозначение переводника Присоеди- нительная резьба по ГОСТ 633—63 Вариант D„ D
муфтово- го конца ниппель- ного конца
П-В102/В48 В102 В48 а 127,0 53,2
П-В102/В60 В60 65*9
П-В102/В73 В73 78^6
П-В102/В89 В89 95,3
П-В114/В60 В114 В60 а 141,3 65,9
П-В114/В73 В73 78,6
П-В114/В89 В89 95,3
П-В114/В102 В102 юв;о
П-833/48 ВЗЗ 48 в 48,3 48,3
П-В42/В48 В42 48 в 56,0 48,3
П-В42/60 60 60,3 60,3
П-В48/48 В48 48 а 48,3
П-В48/60 60 в • 63,5 60,3
П-В48/73 73 6 73,0 73,0
П-В60/48 В60 48 а 78,0 48,3
П-В60/60 60 60,3
П-В60/73 3 в 73,0
П-В60/89 89 б 88,9 88,9
Продолжение табл. 20.7
d d, L 1 11 I, I. Масса, кг
40,3 100,8 210 77 100 37 62 110 5,32
50,3 220 50 79 5J3
59,0 73,0 220 54 60 87 97 5,90 6,52
50,3 59,0 73,0 88,6 113,2 240 80 110 50 54 60 64 80 87 100 106 120 7,18 7,78 8,01 7,85
40,3 — 140 45 91 35 0,63 1,04 1,17
40,3 — 160 48 112 35 55
50,3 — 150 97 42 —
40,3 48,5 170 94 35 62 100 1,32
50,3 — 50 119 42 65 1,24 1,98
59,0 — 150 95 53 —
40,3 59,5 175 63 90 35 63 100 1,98
50,3 59,0 — 180 117 42 53 68 76 2;05 2,07 3,02
76,0 — 180 108 60
П-В73/48
Л-В73/60
П-В73/73
П-В73/89
П-В73/102
П-В89/48
П-В89/60
П-В89/73
П-В89/89
П-ВЮ2/60
П-В102/73
П-В102/89
П-В102/102
П-В114/60
П-В114/73
П-В114/89
П-В114/102
П-Bl 14/114
П-48/ВЗЗ
П-48/В42
П-60/ВЗЗ
П-60/В42
П-60/В48
П-73/В48
П-73/В6О
П-89/В73
В73 48 а 93,0 48,3 40,3 72,0 185 67 92 35 64 2,44
60 60,3 50,3 42 70 100 2,59
73 73,0 59,0 190 53 82 2,75
89 в 101,6 88,9 76,0 — 190 120 60 87 2,60
102 б 101,6 88,6 — 180 100 62 — з;э5
В89 48 а 114,3 48,3 40,3 50,3 88,2 200 73 93 35 62 105 4,06
60 60,3 42 68 4,18
73 73,0 59,0 210 53 89 4,40
89 88,9 76,0 60 95 4J1
В102 60 60,3 50,3 210 42 65 5,34
73 а 127,0 73,0 59,0 100,8 215 77 100 53 77 100 5 ДО
89 88,9 76,0 60 88 5,60
102 101,6 88,6 62 93 5,42
Bill 60 а 141,3 60,3 50,3 113,2 230 80 110 42 69 120 7,08
73 73,0 59,0 53 75 7,26
89 88,9 76,0 60 87 7,30
102 101,6 88,6 62 94 7,13
114 114,3 100,3 65 97 6,86
48 ВЗЗ а 56,0 37,3 26,4 43,5 170 48 94 32 58 100 1,12
B42 46,0 35,2 35 63 1,18
60 ВЗЗ а 73,0 37,3 26,4 32 57 1,47
В42 46,0 35,2 55,0 175 55 93 35 60 100 1,51
В48 53,2 40,3 37 64 1,61
73 В48 а 89,0 53,2 40,3 67,0 185 66 92 37 68 100 3,53
В60 65,9 50,3 50 80 3,61
89 В73 а 107,0 78,6 59,0 82,5 200 73 95 54 83 105 4,52
В сертификате указываются:
а) наименование организации, в систему которой входит завод-изгото
витель:
б) наименование завода-изготовителя и его местонахождение*
Поясок для маркировки
Резьба па ГОСТ в33~63
Поясок для маркировки
Рис. 20.4. Переводники для насос-
но-компрессорных труб
в) условный диаметр труб и
толщина стенки в мм;
г) длина и масса труб (группа
длины);
д) тип труб (гладкие или с вы-
саженными концами)*,
е) группа прочности, номер плав-
ки, содержание серы, фосфора и
мышьяка;
ж) номер труб ( от — до для
каждой плавки);
з) результаты механических и
технологических испытаний;
и) номера ГОСТ.
Переводники
насосно -компрессорных труб
Переводники применяют при
спуске комбинированных колонн на-
сосно-компрессорных труб, а также
при соединении подзеин сто оборудо-
вания скважин, имеющего присоеди-
нительные концы с резьбой насосно-
компрессорных труб.
В соответствии с отраслевой
пормалыо Министерства химическо-
го и нефтяного машиностроения
ОН26-02-116-68 переводники для на-
сосно-компрессорных труб должны
быть муфтово-ниппельного типа.
В зависимости от соотношений
размеров резьбовых соединений муф
тового и ниппельного концов пере-
водники имеют три конфигурации,
которые изображены на рис. 20.4, а,*6
и в. Размеры переводников приве-
дены в та от. 20.7.
Предельные отклонения от но -
мпнальных размеров переводников,
предусмотренных в табл. 20.7, не
должны превышать указанных в
табл. 20.8.
Условное обозначение перевод-
ника содержит букву П, обозпача-
Таблица 20.8
Размеры к мм
Обозначение размеров Z) о 1) d / I, и 1., 1ц Z4
Предельные отклонения +1,о -0,5 +1,0 —0,2 ±1,0 ±2,0 ±1,0 0,0 —1,0 ±1 нитка + 1,0 0,0
412
тощую переводник, условные диаметры соединяемых переводником насос-
но-компрессорных труб, группу прочности стали и номер нормали.
Пример условного обозначения переводника с резьбой пасоспо-компрес-
сорпых труб с высаженными наружу концами с условным диаметром 73 мм
на муфтовом конце и гладких с условным диаметром 48 мм на ниппельном
конце из стали группы прочности Д.
Переводник П-В 73/48-Д О H2G-02-11G-G8
Переводники изготовляют из сталей групп прочности по ГОСТ 633—63,
поковки для изготовления переводников перед механической обработкой
нормализуются.
Осн резьб обоих концов переводника должны совпадать. Отклонение
от соосности не должно превышать 0,75 мм в плоскости торца и 3 мм на
длине 1 м, считая от конца внутренней резьбы пе.реводнштт.
Все остальные технические требования к материалу и резьбе перевод-
ников соответствуют ГОСТ 633—63.
На наружной цилиндрической поверхности переводников на пояске
для маркировки наносятся обозначение завода-изготовителя, обозначение
переводника, группа прочности материала и дата выпуска. При отправке
иногородним потребителям переводники упаковывают в ящик.
Поставляемая партия переводников сопровождается документом, удо-
стоверяющим их соответствия требованиям 01126—02—116—68. В этом доку-
менте указываются наименование завода-изготовителя и его подчиненность,
местонахождение завода или его условный адрес, обозначение переводни-
ков, количество переводников, дата выпуска, группа прочности материала
и результаты проверок и испытаний.
Глава 21
КОНТРОЛЬ РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ
НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ
Калибры для резьбы насосно-компрессорных труб
и муфт к ним
Для проверки резьбы насосно-компрессорных труб и муфт к ним по
ГОСТ 633 — 63 применяют такоо же количество калибров и такого же наимено-
вания, как для бурильных труб, изготовленных по ГОСТ 631—63.
Сплошные гладкие пробки используют для труб диаметром до 50,8 мм;
для труб диаметром от 50,8 мм до 101,6 мм применяют гладкие пробки-
крестовины.
Резьбовые калибры изготовляются в соответствии с ГОСТ 10654—63
«Калибры для резьбы насосно-компрессорных труб и муфт к ним».
Размеры и профиль резьбы калибров, копусность резьбы должны соот-
ветствовать рис. 2.2 (см. главу 2) и табл. 21.1. Отклонения шага резьбы,
половины угла профиля, а также конусности по линии среднего диаметра
нс должны превышать величин, указанных в табл. 21.2.
Калибры-кольца должны быть припасованы к калибру-пробке с натя-
гом Н (см. табл. 21.1). Калибр-пробка для припасовки должен быть отобран
или изготовлен отдельно с отклонениями шага резьбы и конусности, указан-
ными в табл. 21.2, а отклонение половины угла профиля пе должно превы-
шать ±10'. Этот калибр-пробка должен входить в число заказанных калибров
каждой поставки. К одной пробке должно быть припасовано не более десяти
калибров-колец. Предельный износ калибров-пробок по среднему диаметру
на всей длине резьбы допускается меньше номинала лишь на 0,030 мм.
Величину натяга Н калибров-колец следует проверять в эксплуатации
413
Размеры
Условный диаметр трубы Шаг резьбы Диа
пробки
номиналь- ный d предельное отклонение d номиналь- ный dt предельное отклонение dt
Труби
48 60 73 89 102 114 2,54 3,175 47,828 59,893 72,593 88,468 101,092 113,792 +0 075 —0,125 46,924 58,989 71,689 87,564 99,866 112,566 ±0,025
33 42 48 2,54 36,874 45,606 52,749 Труби 35,970 44,701 51.845 с висаженни
60 3,175 65,373 +0,075 64,148 ±0,025
73 89 102 114 78,073 94,742 107,442 120,142 -0,125 76,848 93,516 106,216 118,916
Кольца L, h 1 Ширина проточки В±2
dtnta номинальная допускаемое отклонение
Труби
48,412 60,477 73,177 89,052 35 42 53 60 +4 12,7 22,3 29,3 40,3 47,3 13
101,752 62 49,3 16
114,452 65 52,3
Труби с висаженни
37,459 32 19,3 13
46,190 35 22,3
53,334 37 24,3
66,034 78,734 50 54 +4 12,7 37,3 41,3 16
95,402 60 47,3
108,102 64 51,3
120,802 67 54,3
414
в мм
Таблица 21.1
метры в основной плоскости
кольца
max „ . предельное „ , предельное номинальный отклонение di номинальный «1 отклонение
гладкие
45,436 46,020 46,924
57,501 58,085 58,989
70,201 70,785 +0.125 71,689 ±0,025
86,076 86,660 -0,075 87,564
97,980 98,641 99,866
110,680 111,341 112,566
ми наружу концами
34,482 35,066
43,213 43,797
50,357 50,941
62,262 62,922
74,962 75,622
91,630 92,291
104,330 104,991
117,030 117,691
+0,125
—0,075
35,970
44,701
51,845
64,148
76,848
93,516
106,216
118,916
±0,025
Продолжение табл. 21.1
Длина кольца L Диаметры Канавка b,/2 Натяг для колец при при- пасовке к пробке Н
номиналь- ная предельное отклонение В1 mln max минималь- ный предельное отклонение
гладкие
31,9 38,9 ±0,2 50 62 44 56 0,30 5
49,9 74,7 68,5 ±0,1
56,9 90,6 84,5
57,9 ±0,25 103,5 96,5 0,35 6,5
60,9 116 109
ми наружу концами
28,9 ±0,2 39 33 0,30 5
31,9 47,5 41,5
33,9 55 49
45,9 ±025 67,5 61 0,35 6,5 -иЛ 4
49,9 80 73,5 ±U,1
55,9 97 90
59,9 109,5 103
62,9 122,5 115,5
415
калибром-пробкой, к которому они были припасованы при изготовлении,
или другим калибром-пробкой (по фактическому натягу), предельные от-
клонения которого соответствуют требованиям стандарта.
Таблица 21.2
Калибр Предельные отклонения
шага резьбы, мм половины угла профиля, мин конусности по линии среднего диаметра, мм
Пробка Кольцо ±0,013 ±0,020 ±12 ±18 ±0,025 -0,005 —0,030
Примечания; 1. Отклонения шага относятся к расстоянию между любыми
двумя витками резьбы калибра. - . Отклонение шага между внешней боковой сторо-
ной профиля первого полного нитка у торцов пробки или кольца и соответствующей
по наклону стороной любого другого витка резьбы не должно превышать предельных
отклонений шага со знаком плюс, указанных в табл. 21.2. Отклонения со знаком
минус нс нормируются. 3. Отклонения конусности по линии среднего диаметра резь-
бы калибра относятся соответственно к длине резьбы пробки и кольца минус два их
крайних витка (по одному с каждой сторопыК Величина Ъ должна быть не менее
0,5 шага.
Предельный износ калибров-колец, определяемый уменьшением номи-
нального натяга, допускается на величину 0,5 мм. Остальные технические
требования — в соответствии с ГОСТ 10653—63.
Маркировка калибров
На каждом калибре должны быть нанесены следующие данные:
а) наименование и тип трубы, для которой предназначается калибр;
б) условный диаметр трубы в мм;
в) обозначение калибров с левой резьбой;
г) натяг у торца трубы Ат (номинальный) на кольцах по ГОСТ 633—63
и натяг А (номинальный) на пробках;
д) порядковый номер калибра;
е) месяц и год изготовления;
ж) товарный знак предприятия-поставщика;
3) номер стандарта.
Примеры маркировки
Калибр-пробка для насосно-компрессорных труб гладких условного
диаметра 102 мм:
Нас-компр. Г 102 А 6,5 143 VI—65 ГОСТ 10654—63
(товарный знак завода-поставщика)
Калибр-пробка для насосно-компрессорных труб с высаженными наружу
концами условного диаметра 89 мм и с левой резьбой:
Нас-компр. В 89 Лев. А 6,5 191 VII—65 ГОСТ 10654—63
(товарный знак завода-поставщика)
Калибр-кольцо для насосно-компрессорных труб гладких условного
диаметра 73 мм:
Нас-компр. Г 73 Лт 2,54 20 XI—64 ГОСТ 10654—63
(товарный знак завода-поставщика)
416
Примечание. Дополнительные знаки маркировки устанавливаются по
соглашению сторон.
При припасовке к одному калибру-пробке одного или нескольких ка-
либров-колец номер на этих кольцах наносят в виде дробп, числитель кото-
рой указывает номер пробки, а знаменатель — порядковый номер кольца.
Калибр-пробка снабжается аттестатом. В аттестате должны быть ука-
заны: фактические значения отклонений шага, половины угла профиля,
конусности по линии среднего диаметра и по среднему диаметру резьбы
в основной плоскости.
Требования к упаковке соответствуют ГОСТ 10653—63 «Храпение и ре-
монт калибров» (см. главу 2).
Проверка резьбы насосно-компрессорных труб
Резьбу насосно-компрессорных труб и муфт к ним проверяют так же,
как и резьбу бурильных труб, по ГОСТ 632—64 (см. главу 12).
Патяг оцинкованной или фосфатированной резьбы муфты по резьбо-
вому калибру-пробке должен быть равен натягу А, принятому для ручного
свинчивания муфты с трубой, с допускаемым отклонением ± 1 питка (см.
рис. 12.1, а).
Натяг резьбы трубы Ат по резьбовому калибру-кольцу должен быть
равен 1 нитке с допускаемыми отклонениями ±1 нитка (см. рис. 12.1, б).
Конусность резьбы по наружному диаметру каждой трубы и по внут-
реннему диаметру каждой муфты проверяют гладкими коническими калиб-
рами-кольцами и пробками (полными или неполными) или специальными
приборами. Шаг резьбы, угол профиля, конусность по среднему диаметру
и глубину резьбы проверяют также специальными приборами или универ-
сальными измерительными средствами. Измерительная плоскость калибра-
кольца пе должна доходить до торца трубы на величину Ат = 1 нитке
(рис. 12.1, б).
При навинчивании калибра-кольца на трубу измерительная плоскость
кольца может не доходить до торца трубы па величину А г плюс 1 нитка
или может совпадать с торцом трубы (Ат минус 1 нитка).
Натяг резьбы должны проверять у каждой муфты резьбовым калибром-
пробкой.
При ввинчивании калибра-пробки в муфту измерительная плоскость
пробки не должна доходить до торца муфты на величину А с допускаемыми
отклонениями ±1 нитка (рис. 12.1, а). Расстояние А от торца му фгы д ок онца
сбега резьбы на трубе при свипчивании вручную равно: 5 мм — для гладких
труб диаметром 48, 60, 7.3, 89 мм и для труб с высаженными наружу кон-
цами диаметром 33, 42, 48 мм; 6,5 мм — для труб остальных размеров.
В спорных случаях натяги труб и муфт должны быть проверены новыми
резьбовыми калибрами (кольцами и пробками), точность изготовления кото-
рых должна соответствовать стандарту на калибры.
Овальность резьбы муфт проверяют гладкой пробкой (лопаткой). Напри-
мер, при проверке муфт к трубам условным диаметром 73, 89 мм разность рас-
стояний от торца пробки до торца муфты при разных положениях лопатки
не должна превышать 0,13 X 16 = 2,08 мм.
Проверке соосности резьбы должно быть подвергнуто не менее 1% муфт.
Для проверки совпадения осей резьбы обоих концов муфту навинчивают
на нарезанный цилиндрический стержень, точно выверенный и центриро-
ванный в патроне товарного станка или специального приспособления.
В свободный конец муфты ввинчивают другой (цилиндрический) чисто обра-
ботанный стержень длиной не менее 250 мм. Вращая муфту, определяют
биение (удвоенную величину отклонения от соосности) стержня у торца
муфты и у конца стержня индикатором часового типа с ценой деления 0,01 мм.
Отсчет величины биения у конца стержня ведут от середины муфты.
27 Заказ 754
417
Глава 22
НОВЫЕ ВИДЫ
НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ
Насосно-компрессорные трубы стандартной конструкции изготовляются
как гладкие, так и с высаженными концами.
Трубы с высаженными наружу концами благодаря высадке имеют резь-
бовое соединение, равнопрочное с телом трубы.
В настоящее время разработаны и на практике находят применение не-
которые новые виды насосно-компрессорных труб, из которых можно отме-
тить следующие,
Насосно-компрессорные трубы раструбной
конструкции
Более совершенной является раструбная конструкция насосно-компрес-
сорных труб, изготовляемых как с неравнопрочным, так и с равнопрочным
резьбовым соединением. Отличительная особенность этих труб — наличие
резьбы на одном конце трубы и раструба на другом, что приводит к умень-
шению общего числа резьбовых соединений в колонне в 2 раза.
Насосно-компрессорные трубы с приваренным соединительным концом-
раструбом предусмотрены двух типов: 1) трубы, у которых с одного конца
приваривается раструб, а с другого термически обработанного конца наре-
зается резьба непосредственно на трубе; трубы этого типа по прочности
соответствуют стандартным трубам с высаженными концами; 2) трубы не-
равнопрочные, у которых с одного конца приваривается раструб, а на дру-
гом конце нарезается резьба непосредственно на трубе; по прочности эти
трубы соответствуют гладким насосно-компрессорным трубам стандартной
конструкции.
Изготовление труб обоих видов предусмотрено по отраслевой нормали
Министерства нефтяной промышленности Н380—54.
Размеры труб раструбной конструкции и их соединительных концов по
Н380—54 приведены на рис. 22.1 и в табл. 22.1.
Трубы и соединительные концы-раструбы изготовляют из стали группы
прочности Д.
Наружный диаметр трубы Лн Толщина стенки б Наружный диаметр соедини- тельного конца раструба Дс В1 d do Lp
48,3 4 55 49 40,3 49,5 140
60,3 5 72 61,2 50,3 61,5 150
73,0 5,5 88,7 73,5 62,0 74 160
88,9 6,5 106 89,8 75,9 90 170
114,3 7 131,5 115,5 100,3 116 190
Предельные отклонения —• В7 Л7 -3
418
Сварной шов
Сварной шов должен иметь прочность не ниже прочности тела трубы.
Твердость сварного шва и зоны термического влияния должна быть не выпи
твердости соединительного конца-раструба, приваренного к трубе.
tJejb6a по ГОС! 633-63 для
Рис. 22.1. Соединительный конец-раструб насосно-ком-
прессорных труб
Сварной шов и резьбовое соединение равнопрочных труб разрушаются
при следующих растягивающих нагрузках:
условный диаметр трубы, мм............................ 48 60 73 89 114
растягивающая нагрузка, тс ........................... 30 50 70 100140
Грат, образующийся при сварке на наружной и внутренней поверх-
ностях трубы, удаляют. После удаления грата на наружной и внутренней
поверхностях труб не должно быть резких переходов, уступов и подрезов.
На наружной поверхности сварных швов труб после удаления наружного
грата не допускаются какие-либо дефекты. Внутренняя полость труб пол-
ностью очищается от стружек и брызг металла.
Таблица 22.1
L. L, L, L, С Масса, кг Размеры насосно- компрессориых труб, к которым приаареи раструб, м
теорети- ческая 1 м трубы раструба
48 56 1.0 4,39 0,891 48,3x4
8 55 65 50 6,84 1,777 60,3x5
66 84 9,16 2,377 73,0X5,5
73 84 1,5 13,22 3,977 88,9X6,5
9,5 78 103 40 18,47 7,705 114,3X7
— — +2 ±2 — — — —
27'
419
Качество сварного шва проверяется наружным осмотром и обмерами.
Наружный и внутренний диаметры трубы в месте сварного шва должны
быть в пределах, указанных в табл. 22.2.
Таблица 22.2
Диаметр Размеры, мм
Наружный 48,3 «0,3 73 88,9 1 114,3
Наибольший наружный 49,3 61,5 74 91 116
На именьшнй внутрепни й 39,2 49 60,5 74,4 98,8
Резьба раструба, а также резьба, нарезаемая непосредственно на трубе»
должна быть соосна с трубой. Допускаемые отклонения на перекос осей
и их параллельное смещение приведены в табл. 22.3.
Таблица 22.3
Перекос осей на 1 м длины, мм Параллельное смещение осей, мм
при па- резке При сварке. с умма ti- ll biii п ри нарезке при сварке суммар- ное
Раструб Нарезка на трубе 1,0 1,5 3,0 4,о 0,15 0,15 0,4 0,55
Соосность резьбы и раструба проверяют до приварки при помощи резь-
бовой оправки и индикатора или любого другого приспособления, обеспечи-
вающего необходимую точность. Соосность раструба с телом трубы после
приварки проверяют специальным приспособление»; ввинчиваемым в резь (у
раструба, с замером биения поверхности трубы вблизи сварного шва и на
расстояния 250 мм от него. Проверке подлежат все трубы. Если соосность
приваренного раструба и трубы проверяется приспособлением, располага-
емым на наружной поверхности раструба, отклонение должно соответство-
вать только величине, допускаемой при сварке.
Насосно-компрессорные трубы
из алюминиевых сплавов
На нефтяных промыслах большое количество стальных насосно-ком-
прессорных труб выходит из строя из-за коррозионных разрушений в сква-
жинах с агрессивными средами. В скважинах сильно обводпенпых, в продук-
ции которых содержится сероводород, наблюдается наиболее интенсивная
коррозия стальных насосно-компрессорных труб. Это приводит к значитель-
ным материальным затратам, связанным с заменой вышедших из строя труб,
необходимостью проведения текущего ремонта, к простоям скважин, а следо-
вательно, и к снижению добычи нефти.
В результате лабораторных исследований и многолетних промысловых
наблюдений выявлена устойчивость алюминиевого сплава Д16Т в скважинах
с коррозионными средами и подтверждена целесообразность замены им
стальных труб.
Работа алюминиевых труб показала возможность отказа от добавки
ингибитора, который обычно закачивается в скважины, оборудованные
стальными трубами, для повышения их стойкости против коррозии.
420
Благодаря небольшой массе удельная прочность алюминиевых труб
в 2,5 раза выше, чем стальных. Это позволяет составлять колонну труб из
алюминиевого сплава в 2,5 раза длиннее по сравнению с колонной, составлен-
ной из стальных труб.
Применение облегченных насосно-компрессорных труб улучшает усло-
вия работы обслуживающей бригады, повышает производительность труда,
поднимает культуру производства.
Трубы сплава Д16Т размером 73 мм за последние годы широко внед-
ряются па промыслах объединения Азнефть, главным образом в скважинах
сильно обводненных, эксплуатирующихся погружными электроцентро-
бежнымл насосами, в которых наблюдается интенсивная коррозия стальных
труб.
Средний срок работы труб пз алюминиевого сплава в указанных усло-
виях составляет более 3 лет, тогда как время работы стальных труб в тех же
скважппах не превышало 1 года. Установлено, что отработанные в скважппах
трубы, в зависимости от их состояния, целесообразно использовать на вы-
кидах скважин с коррозионными средами.
Всесоюзным институтом легких сплавов (ВИЛС) созданы новые сплавы,
более высокопрочные м коррозиоппоустойчпвые — 01915 и 01953Т1, которые
предложены для испытания в нефтяной промышленности.
Насосно-компрессорные трубы
с защитными покрытиями
Основной целью нанесения покрытий является предотвращение отло-
жений в трубах парафина и солей, а также защита от коррозии. При исполь-
зовании труб с покрытиями уменьшается количество подземных ремонтов
скважин. Кроме того, при этом улучшаются гидравлические показатели
насоспо-компрессорных колонн и выкидных линии.
Внутреннюю поверхность насосно-компрессорных труб покрывают
стеклом, эмалями, эпоксидными смолами или лаками. Наибольшее распро-
странение в пастоягцее время получпло остеклование труб.
Слой стекла па внутреннюю поверхность насосно-компрессорных труб
наносят в специальных механизированных цехах.
Основными характеристиками, определяющими работоспособность на-
сосно-компрессорных труб с указанными защитными покрытиями, являются
способность покрытия сохранить целостность при деформации труб, а также
их сопротивляемость истиранию. Испытания труб на раздавливание пока-
зали, что лаковые покрытия при этом не разрушаются, в эпоксидных смолах
образуются трещины, а эмаль истекло разрушаются до полного откалывания.
По износостойкости силикатные покрытия (эмали и стекла) превосходят
полимерные (смолы и лаки). Термостойкость полимерных покрытий соста-
вляет 100—150е С, силикатных 200—600° С.
При монтаже насосно-компрессорной колонны из труб с покрытиями
принимаются меры для защиты внутренней поверхности соединительных
муфт.
Насосно-компрессорные безмуфтовые трубы
Безмуфтовые трубы НКБ1 обеспечивают герметичность соединений при
давлении газа до 500 кгс/см2. Концы труб имеют высадку наружу; соединение
обладает большей прочностью, чем тело гладкой части трубы.
Контакт по внутренним упорным торцам обеспечивает гладкую безза-
зорную поверхность внутреннего проходного капала. Герметичность соеди-
нений обеспечивается коническими уплотнительными поверхностями, рас-
положенными за резьбой со стороны меньших диаметров (рис. 22.2).
В ,соединении труб НКБ1 диаметром 60, 73, 89, 102 и 114 мм применена
трапецеидальная резьба с углами наклона профиля 3 и 10°, шагом 4,233 мм,
конусностью 1 : 12 и глубиной профиля 1,2 мм (рис. 22.3).
421
Рис. 22.2. Соединение насосно-компрессорных безмуфтовых
труб НКБ1
Рис. 22,3. Профиль резьбы труб НКБ1
и НКМ
Рис. 22.4. Соединение насосно-ком-
прессорных муфтовых труб НКМ
422
Размеры и масса труб НКБ1 приведены в табл. 22.4, основные размеры
соединений — и табл. 22.5.
Таблица 22.4
Размеры (в мм) и масса безмуфтовых труб НКБ1
Условный диаметр трубы Наружный диаметр D Толщина стенки « Внутренний диа- метр d Масса 1 м гладкой I трубы, кг 1 Увеличение массы одной трубы вслед- ; ствие высадки обоих концов, кг Диаметр высажен- ной части Длина высадки Lo Наибольший внут- ренний диаметр в плоскости торца трубы dH
60 60,3 5,0 50,3 6,84 1,8 71 120 53,5
73 73,0 5,5 62,0 9,16 2,2 84 125 65,5
7,0 59,0 11,39 2,6 86 63,0
89 88,9 6,5 75 9 13,22 3,2 102 125 79,5
8,0 72,9 15,98 3,7 104 77,0 92,0
102 101,6 6,5 88,6 15,22 4,0 116 125
114 114,3 7,0 100,3 18,47 4,8 130 125 104,0
Допускаемые отклонения по шагу ±0,05 мм на длине 25,4 мм и по
шагу ±0,08 мм на всей длине резьбы. Допуск на угол наклона ±1°. До-
пускаемые отклонения конусности на длине 50 мм по наружному и внутрен-
нему диаметрам +0,15 мм для ниппельной части и —0,15 мм — для муфто-
вой части.
Натяг резьбы ниппельного конца трубы проверяется гладким калибром-
кольцом, резьбовым калибром-кольцом с неполным профилем и резьбовым
калибром-кольцом с полным профилем. Расстояние от торца трубы до изме-
рительной плоскости гладкого и резьбового калибров-колец должно рав-
няться 18_ь5 мм.
Натяг резьбы муфтового конца при проверке резьбовым калибром-
пробкой равен 5_ьв мм. При проверке гладким калибром-пробкой торец
калибра должен совпадать с торцом муфтового конца трубы или утопать
не более чем на 1,5 мм.
Для труб НКБ1 диаметром 27, 33, 42, 48 и 52 мм разработано аналогич-
ное соединение, где применена трапецеидальная резьба с шагом 3,175 мм,
конусностью 1 : 16 и глубиной профиля 1,0 мм.
Насосно-компрессорные муфтовые трубы
Муфтовое соединение гладких труб НКМ обеспечивает герметичность
соединений при давлении газа до 500 кгс/см2. Прочность соединений со-
ставляет 85—90% прочности по телу трубы, что на 25—35% превышает
прочность соединений гладких насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633—63.
Конструкция конических уплотнительных поверхностей и профиль
резьбы аналогичны применяемым в соединениях труб НКБ1.
При докреплепии соединений происходит контакт по внутренним упор-
ным торцам.
Размеры труб и муфт НКМ, а также величины страгивающих нагрузок
приведены в табл. 22.6.
Страгивающую нагрузку определяют по телу трубы в опасном сечении,
находящемся на расстоянии 12 мм от конца сбега резьбы, по формуле
Рстр = 0, 785 [(D — 0,17)2- (D —2s)2] <JT m|n, кгс,
где D — номинальный наружный диаметр трубы в см; s — номинальная
толщина стенки трубы в см; ат min—наименьший предел текучести матери-
ала трубы в кгс/см2.
423
Основные размеры со
Условный диаметр трубы Ниппельный конец трубы
внутренний диаметр резьбы в основной плоскости dBH. диаметр большого основания конуса dt наружный диаметр резьбы в плоскости торца rfg диаметр коническо- го пояска в плос- кости торца da расстояние от тор- ца трубы до упор- ного уступа L расстояние от упор- ного уступа до на- чала конического пояска It
60 62,267 66 60,167 57,167 70 52
73 75,267 79 72,750 69,750 75 57
89 91.267 95 88.750 85,750 75 57
102 104,267 108 101.750 98,750 75 57
114 117,267 121 114,750 111,750 75 57
Размеры труб и
Условный диаметр трубы Трубы Муфты
наруж- ный диаметр и толщина стенки 5 внутрен- ний диаметр d наруж- ный дитметр °м длина диаметр фски у торца муфта внутрен- ний диаметр М}ф ты rfM
73 73,0 5,5 7,0 62,0 59,0 89 135 75,0 60
89 88,9 6,5 8,0 75,9 72,9 107 155 91,0 74
102 101,6 6,5 88,6 121 155 104,0 88
Основные размеры со
Трубы
Условный 3 ю га д IS «Зз 1 Л S к К £ S о к 3 е от юнца бы L е от >снов- ости Е R
диаметр трубы ренни [етр р< iOBHOi кости т £ со О « 3= « КЪ •г О , . О Л стр Ki ОГО ПС ОСКОС’ a da тояни а до г i реэы I- к к о g s = g а Р?31 чньтм м 1
£0-5 Д’ 2 к Ч Д’ о Я £ о Я _
г** Д о О х с» 2 а я а cj О, qj а
Д Е1 m К Тэ Я 2 Я Н 5? а н О К-7 К о*©
73 70,625 69,275 66,875 65 45 25
89 86,500 84,317 81,917 75 55 35
102 99,200 97,017 94,616 75 55 35
424
внутренний
диаметр резьбы
в основной
плоскости d
диаметр кони-
ческой расточки
в расчетной
плоскости
уплотнения d
единений НКМ (в мм)
внутренний диа-
метр резьбы
в плоскости
торца муфты «Л
расстояние от
торца муфты до
внутреннего
упора Li
Муфты
расстояние от
торца муфты до
расчетной плос-
кости уплотне-
ния 14
длина резьбы
с полным про-
филем It
общая длина
резьбы h
Таблица 22,6 муфт НКМ (в мм)
41 230 53 300 61 280 76 140 70 820 И Группа прочности стали Страгивающие нагрузки для соединения, кгс
CD О ОО О СЛ СС о с о £*• Н* 05 t e> CD CD ОЭ Сл5 СЛ 0 0 0 0-0
о н* 00 сл Ю О СО <1 CD СЛ ЬЭ 05 О CD OS —1 О О О О О-
to Со О CD -q С> О ЬЗ оо ь*. сл сл Сл to -q to О О О О О Й
СО Сл to О СО CDO-Otn^ -q to CD to CO CO QO СП О *-J О О О О О S
о CD О <] 4>. I-*. СЛ tO ООО О О 05 05 05 Oj 05 внутренний диа- метр резьбы в ос- новной плоскости ^вн. м
i-а» О CD *-1 О СО Сл to '05 СО 4S 4^^ внутренний диаметр резьбы в плоскости торца с/4
tO о CD —J 05 о оо сл оо'оо'оо'оо'Ьо диаметр конической выточки в плос- кости торца d5
НЛ. CD СО 05 сл со сл CD “О оо оо’ооооЪз О О О О О диаметр конической расточки в расчет- ной плоскости уплотнения d л
СП Сл сл сл о расстояние от тор- ца до внутреннего упора Lj
05 05 03 05 СЛ <-*• •-*. »-*• 05 расстояние от тор- ца до начала сбега резьбы h
05 05 05 05 05 сл сл сл сл О расстояние от тор- ца до конца сбега резьбы 13
*-q •<] -О О to to to to 05 расстояние от тор- ца до расчетной плоскости уплотне- ния h
единения НКБ1 (в мм)
йг
Ьа
S
Я
65
Размеры резьбовых соединений приведены на рис. 22.4 и в табл. 22.7.
Профиль резьбы и допускаемые отклонения от номинальных размеров резьбы
соответствуют требованиям для резьбы труб НКБ1 (рис. 22.3).
Для насосно-компрессорных труб диаметром 114 мм можно применять
соединение обсадных труб ОТТГ1 диаметром 114 мм, имеющее’аналогичные
эксплуатационные характеристики.
Натяг резьбы муфты, проверяемый резьбовым калибром-пробкой, должен
быть равен 3,8-i.5 мм. При проверке натяга гладким калибром-пробкой
торец калибра должен утопать относительно торца муфты на 1,2—2,7 мм.
Натяг резьбы трубы проверяется гладким калибром-кольцом, резьбо-
вым калибром-кольцом с неполным профилем и резьбовым калибром-коль-
цом с полным профилем. Расстояние от торца трубы до измерительной плос-
кости гладкого и резьбового калибров-колец должно равняться 18,8_1<в мм.
Глава 23
ЭКСПЛУАТАЦИЯ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ
Рациональный процесс эксплуатации насосно-компрессорных труб при
добыче нефти и газа требует выполнения следующих основных работ:
1) учета паличия и движения парка труб;
2) правильного транспортирования и хранения труб;
•3) проверки качества, подготовки и спуска труб в скважину;
4) профилактических мер при эксплуатации скважин;
5) правильного подъема труб из скважин;
6) отбраковки труб.
Вопросы выбора конструкции труб, расчета и компоновки колонн,
а также работы, связанные с организацией ремонта и восстановления отбра-
кованных труб, рассматриваются отдельно в других главах.
Учет наличия и движения парка труб
Весь парк насосно-компрессорных труб, находящийся в ведении про-
мысла, подлежит учету, для чего бухгалтерия промысла ведет специальную
инвентарную карточку. В инвентарной карточке при каждом новом посту-
плении труб на промысел фиксируются типоразмер, количество и место-
нахождение труб (участок и номер скважин), а также фамилия мастера,
на участке которого находится данная скважина.
О всех изменениях в составе парка, о движении (перемещении) труб
внутри промысла, о передаче труб на ремонт и на восстановление делаются
отметки в инвентарной карточке.
Бухгалтерия промысла ежемесячно составляет отчет о поступлении,
расходе и остатках насосно-компрессорных труб. Кроме того, по истечении
каждого полугодия промысел представляет отчет об удельных нормах рас-
хода труб по соответствующей форме.
Наряду с общим учетом, который ведется бухгалтерией, работа труб
учитывается также по каждой скважине в отдельности. Для этой цели поль-
зуются книгой первичной документации скважины, где оператор или мастер
участка регулярно делает подробные отметки о получении новых труб,
спуско-подъемных операциях, о дефектах, выявленных в трубах, об авариях
и их характере, об отбраковке труб непосредственно у скважин и о всех
остальных моментах, связанных с работой труб в данной скважине.
Транспортирование и хранение труб
Трубы как со складов на территорию промысла, так и внутри промысла
должны перевозиться специальным транспортом (автотрубовозами, тележ-
ками-прицепами и др.). Концы труб при перевозке не должны свешиваться
426
или выступать за габариты транспортных средств больше, чем на 1 м. Концы
труб должны быть защищены от порчи резьбы предохранительными коль-
цами и ниппелями. Трубы должны быть надежно закреплены на транспорт-
ных средствах.
При разгрузке труб нельзя сбрасывать их, а также ударять трубу о
трубу. При разгрузке и укладке труб у скважины необходимо, чтобы муфто-
вые концы были обращены в направлении устья скважины.
Свободные от эксплуатации трубы следует хранить на специальных
стеллажах или мостках. Трубы укладываются рядами, а между рядами
помещаются деревянные прокладки. Резьбовые концы труб смазываются
консистентной антикоррозионной смазкой и защищаются предохранитель-
ными кольцами и ниппелями.
Трубы, направляемые на ремонт, должны быть рассортированы по типо-
размерам и по маркам материала, из которого они изготовлены.
Проверка качества, подготовка и спуск труб в скважину
Все трубы, как новые, так и бывшие в работе, при подготовке к спуску
в скважину подвергают тщательной проверке.
Путем визуального осмотра определяются состояние наружной поверх-
ности трубы, резьб и сварного шва и соответствие их требованиям
ГОСТ 633-63.
Внутренний диаметр и общую кривизну труб проверяют путем шабло-
нирования цилиндрическими оправками, размеры которых приведены в
главе 20 раздела III. Степень удаления наружного и внутреннего грата
у труб с приваренными концами проверяют также шаблонами соответству-
ющих размеров по нормали Н380—54 (см. главу 20).
Резьбу труб и муфт (раструбов) проверяют наружным осмотром и инстру-
ментальным обмером, для чего она должна быть тщательно очищена и про-
мыта керосином.
Обнаруженные при осмотре небольшие забоины на поверхности нип-
пельного конца должны быть зачищены трехгранным бархатным напаль-
ником.
На трубах, забракованных при проверке, делают белой краской пометку
«брак» и откладывают их в сторону, а затем отправляют в цех по ремонту
насосно-компрессорных труб.
Трубу, впервые спускаемую в скважину, следует промерить стальной
рулеткой для определения ее длины. Длину трубы замеряют в соответствии
с указанием ГОСТ 633—63.
При спуске в скважину труб разных диаметров и конструкций следует
группировать их и спускать в скважину группами по типам и размерам,
соединяя их между собой при помощи переводников. Трубы подтаскивают
к мосткам специальными вилками.
Поднимаемые с мостков трубы должны иметь навинченные на ниппель-
ных концах предохранительные кольца. Нельзя допускать ударов конца
трубы о фланец колонны или о другие металлические предметы.
При подъеме труб с мостков необходимо пропустить через них шаблон
и следить за его выходом из трубы. При задержке шаблона в трубе ее следует
забраковать. При спуске труб, установленных за пальцем, шаблонирование
производится по мере надобности.
Подняв трубу с мостков, следует отвинтить предохранительное кольцо,
тщательно очистить резьбу ниппеля, муфту предыдущей трубы смазать
консистентной смазкой Р-2 или Р-402; можно также использовать смазку
следующего состава (в %):
Машинное масло ....................38—44
Технический жир....................... 5
Графит.............................55—55
Каустическая сода ................. 1—2
427
Вводить резьбу трубы в муфту предыдущей трубы следует осторожно,
избегая ударов. Лишь после того как резьбы войдут в сопряжение, можно
приступить к свинчиванию. Свинчивание производится двумя ключами.
Чтобы достигнуть правильного сопряжения резьбового соединения насосно-
компрессорных труб без высадки, в табл. 23.1 рекомендуются следующие
минимальные величины крутящих моментов:
Таблица 23.1
Условный диаметр трубы., мм 48 6 0 7.3 89 102 114
Крутящий момент, кгс м 50 80 100 130 160 170-200
Если прп свинчивании труо муфта свободно, ое.з особого усилия навин-
чивается па ниппель до последнего витка резьбы или же, наоборот, после
Рис. 23.1. Соединение колонны
насосно-компрессорных труб с
планшайбой:
I — предохранительный ниппель; 2 —
муфта соединительного патрубка; 3 —
планшайба; 1 — соединительный па-
трубок
свинчивания остается более двух от-
крытых, не вошедших в муфту витков,
следует забраковать обе трубы, т. е.
посаженную на элеватор и очередную,
поднятую с мостков.
Подъем колонны труб для освобож-
дения элеватора или снятия с клиньев,
а также спуск в скважину и посадку
ее на фланец необходимо производить
плавно, без рывков. Чтобы муфта не
задевала фланец колонны, следует
пользоваться специальной направля-
ющей воронкой. Воронку применяют
также для предохранения верхней
трубы (соединительного патрубка) от
истирания штангами и их муфтами при
спуске насосных штанг.
Спущенную в скважину колонну
соединяют с планшайбой (рис. 23.1)
при помощи соединительного патрубка
длиной 0,5—0,6 м, который по раз-
мерам и прочностным показателям ана-
логичен верхней трубе. Спуск колонны
с планшайбой и установка ее на фланец
производятся при помощи подъемного
патрубка, который по типоразмеру и прочностным показателям также анало-
гичен верхней трубе колонны. После посадки планшайбы на устье скважины
для предохранения резьбы муфты соединительного патрубка от повреждения
следует навинтить па нее предохранительный' ниппель.
Профилактические меры при эксплуатации скважины
При эксплуатации скважин компрессорным способом, отличающимся
интенсивным образованием окалины, необходимо для предотвращения при-
хвата труб продуктами коррозии обезвоживать сжатый воздух, подаваемый
в скважину путем периодического впрыскивания нефти, и по мере надобности
применять центральную продувку. В скважинах, дающих нефть с большим
содержанием парафина, необходимо периодически очищать трубы от отло-
жения парафина без их подъема.
428
В скважинах, где нефть содержит сероводород или другие корродиру-
ющие жидкости, во избежание обрыва труб вследствие коррозии периодически
{но графику) следует заменять изношенные трубы новыми. Также периоди-
чески следует проверять состояние и заменять трубы первого ряда.
Подъем труб из скважины
При подъеме из скважины планшайбы с колонной насосно-компрес-
сорных труб нужно применять, как и при спуске, специальный патрубок.
Перед началом подъема следует убедиться в отсутствии прихвата ко-
лонны путем осторожного ее натягивания. Если обнаружен прихват, необ-
ходимо прочистить кольцевое пространство продувкой сжатым воздухом по
центральной системе с одновременным расхаживанием труб. Растягивающее
усилие не должно превышать величины страгивающей нагрузки для резьбо-
вых соединений, при этом следует учитывать коэффициент запаса прочности,
равный 1,3—1,5. В табл. 23.2 приведены допускаемые нагрузки при коэф-
фициенте запаса прочности К = 1,5.
Таблица 23.2
Условный диаметр трубы, мм Предельно допускаемая нагрузка, тс
Неравнопрачныс трубы Равнопрочные трубы
Группа прочности стали
д К Е Л м д К Е Л м
48 11 11 12 14 16 14 19 21 24 28
60 14 19 21 24 28 22 29 32 38 44
73 20 26 29 34 39 30 39 43 51 59
89 30 39 43 51 59 43 56 62 73 84
102 31 40 44 52 60 49 65 72 84 97
114 38 50 55 65 76 60 79 87 101 118
Поднимать трубы следует плавно, без рывков и переходов с одной ско-
рости па другую. Отвинченную трубу можно поднимать лишь после полного
выхода ее из соединения.
Если в процессе подъема труб соединение не развинчивается, нанесение
ударов кувалдой по муфте для облегчения развинчивания не допускается.
Можно допустить лишь обстукивание муфты молотком, при этом не допу-
скается наносить удары по торцу муфты.
Перед укладыванием трубы на мостки па ее ниппельный конец следует
навинтить предохранительное кольцо, а при укладывании на мостки ее
ниппельный конец надо опереть на специальный совок, медленно спуская
при этом подъемный крюк с элеватором.
Укладывать трубы на мостках следует рядами, отделяя каждый ряд
деревянными прокладками. При установке труб за палец они должны опи-
раться па прочную платформу (подтрубник).
Трубы условным диаметром 48 и 60 мм поднимать свечами не рекомен-
дуется; в случае подъема их свечами следует для предохранения от изгиба
в середине пролета установить второй палец. Если трубы устанавливаются
за палец на длительное время, их необходимо надежно прикрепить к под-
трубнику.
Для исследования работы колонны насосных труб в нефтяных сква-
жинах институтом АзНИПИнефть предложено устройство для трубного
429
динамометрирования УДТ-1М, которое устанавливается на устье и может
использоваться без остановки работы
Рис. 23.2. Устройство для трубного
динамометрирования УДТ-1М:
1 — колонна насосно-компрессорных труб;
2 — гидравлический динамограф
нагрузок на трубы при других способах
скважины (рис. 23.2).
Устройство для трубного ди-
памометрирования, снабженное
гидравлическим динамографом
ГД М-3, позволяет записывать из-
менения усилий на верхнюю трубу
за цикл работы насосной уста-
новки на трубную динамограмму.
Анализ трубной динамограммы
позволяет исследовать работу ко-
лонны насосных труб и устанав-
ливать степень работоспособности
глубинного насоса. По трубной
динамограмме можно определить
истинную величину нагрузки на
колонну при ударе плунжера
насоса о жидкость, что нельзя
определить по обычной штанго-
вой динамограмме. При помощи
трубного динамометрирования
можно также контролировать
сцепляемость пакерующих ус-
тройств в стволе скважины.
Устройство УДТ-1М может
быть использовано и для замера
эксплуатации, когда они подвер-
гнуты периодическим знакопеременным нагрузкам.
Комплект УДТ-1М включает в себя планшайбу и газовый тройник на
устье скважины. УДТ-1М можно применять для труб диаметрами 48, 60,
73 и 89 мм. Грузоподъемность устройства — 20 т, масса 88 кг.
Отбраковка насосно -компрессорных труб
В результате многократных спуско-подъемных операций, особенно при
глубиннонасосной эксплуатации, происходит постепенная сработка резьбы,
тела трубы и наружной поверхности муфты: часто наблюдается недовинчи-
вание соединения, вызванное забоинами, образовавшимися на резьбе вслед-
ствие небрежного обращения с ней, или попаданием песка. Внутренняя поверх-
ность труб истирается штангами и штанговыми муфтами. Иногда по мер©
работы труб в скважине на них выявляются ранее не замеченные дефекты за-
водского происхождения. В процессе эксплуатации некоторых скважин трубы
подвергаются интенсивной коррозии, на их стенках откладываются соль,,
парафин, продукты коррозии и т. д. В результате подобных явлений трубы
теряют герметичность, прочность, их проходной канал значительно сокра-
щается. Эти дефекты могут привести к осложнениям и авариям.
Проверка и отбраковка труб выполняются в следующем порядке. После-
очистки каждой трубы по всей длине и промывки керосином резьбовой части
трубу подвергают наружному осмотру для выявления на ее поверхности
плен, сквозных свищей, трещин в теле или сварном шве, неудаленного грата
смятия в теле, глубоких рисок и поперечных надрезов, сработанной резьбы,
среза или вмятин витков, следов заедания резьбы, размыва резьбы, отложе-
кий солей, парафина и др.
Универсальным мерительным инструментом проверяют отклонения
по наружному диаметру, сплюснутость или овальность труб и муфт.
При помощи линейки и угольника выявляют местную кривизну, не-
соосность и перекос соединительных концов раструбных труб.
Резьбовыми и гладкими калибрами проверяют овальность резьбовой
части, отклонения по конусности и величину натяга (см. главу 21).
430
При помощи шаблонов, размеры которых регламентируются ГОСТ
и нормалью, проверяют соответствие внутренних диаметров труб номиналь-
ным размерам и общую кривизну, наружный и внутренний диаметры свар-
ного шва.
Основные виды повреждений и выход из строя труб
в процессе эксплуатации
Аварии с насосно-компрессорными трубами происходят из-за наличия
дефектов в трубах и неправильной их эксплуатации. Соблюдение техниче-
ских требований при изготовлении труб и правил эксплуатации может зна-
чительно удлинить срок их службы и обеспечить безаварийную работу.
Основными причинами выхода насосно-компрессорных труб из строя
являются:
1) негерметичность резьбовых соединений и как следствие размыв их;
2) коррозия труб от агрессивного действия пластовых вод и необезво-
женного рабочего агента (сжатого воздуха);
3) отложение на внутренней поверхности труб солей, парафина, окалины
и др.;
4) истирание внутренней поверхности труб штангами и штанговыми
муфтами;
5) износ резьбы труб и муфт вследствие многократного свинчивания —
развинчивания;
6) забоины и повреждения резьб вследствие небрежного обращения
при спуско-подъемных операциях;
7) повреждение поверхности и тела труб ключами;
8) износ наружных поверхностей труб и муфт вследствие частых спуско-
подъемных операций;
9) различные повреждения из-за несоблюдения правил транспортирова-
ния, складирования и хранения труб;
10) скрытые дефекты заводского происхождения.
Почти все эти виды повреждений могут привести к авариям с тяжелым
исходом — падением колонны в скважину, если своевременно их не выяв-
лять и не предупреждать.
Кроме аварий, связанных непосредственно с повреждениями самих
труб, происходят аварии, вызванные повреждениями колонн глубиннона-
сосных штанг (обрыв, отвинчивание, падение штанговых колонн), устьевого
оборудования и несоблюдением технологии спуско-подъемных операций.
Г л а в а 24
РАСЧЕТ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ КОЛОНН
В зависимости от способа эксплуатации (фонтанный, компрессорный
или глубиннонасосный) измепяются условия работы насосно-компрессорных
колонн.
В фонтанном и компрессорном способах добычи основным видом нагрузки
являются постоянные по величине силы собственного веса труб и давление
газонефтяной смеси или сжатого воздуха (газа). Периодические изменения
давления подаваемой в скважину среды (связанные с неравномерной подачей
от компрессора) создают переменные нагрузки.
При глубиннонасосном способе добычи, кроме постоянных сил собствен-
ного веса труб и веса жидкости в трубах, действуют также переменные силы,
связанные с работой глубинного насоса. К ним относятся вес столба жидкости,
находящегося над плунжером насоса, силы трения плунжера о стенки вту-
лок насоса, силы трения насосных штанг о стенки подъемных труб,
431
инерционные силы, изгибающий момент, воспринимаемый нижней частью ко-
лонны, и др. В случае погружного электронасоса в основном действуют
вес труб, жидкости, элсктрокабеля.
Вследствие различного характера действующих усилий расчет колонн
ведут раздельно по способам эксплуатации.
Фонтанный и компрессорный способы
эксплуатации скважин
Слабым звеном у гладких труб (ГОСТ 633 — 63) является резьбовое соеди-
нение. Нарезка резьбы приводит к уменьшению прочности труб, особенно
труб малых размеров с малой толщиной стенки.
Исходной величиной для расчета труб является сопротивление труб
растягивающим нагрузкам. Усилие, при котором напряжения в нарезанной
части трубы достигают предела текучести (страгивающая нагрузка), опре-
деляется по формулам (14.31) и (14.33).
Предельно допустимую длину Zj подвески для одноразмерной колонны
вычисляют из выражения
h^OcTp/"^. (24Л>
где <?стр — страгивающая нагрузка для выбранного типа и размера трубы;
п — коэффициент запаса прочности, обычно принимаемый равным 1,3—1,4;
д, — вес 1 м труб.
Для двухразмерной колонны длины секции будут
Для трехразмерноп колонны
стр~ стр Фетр'~*2 стр _ .
<2Стр/'г?1’ z2- nq2 , пдз , likli + h-l- (24.3)
Счет секций ведется снизу вверх. Обычно внизу колонны устанавливаются
трубы меньшего размера, в направлении к устью — размер труб увели-
чивается.
Для труб с высаженными наружу концами прочность по телу соответ-
ствует прочности по нарезанной части трубы (равнопрочная конструкция).
Расчет труб ведут по телу трубы, исходя из растяжения от собственного веса.
Для одноразмерной колонны, допустим, длину подвески находят из вы-
ражения
li = Qt/nQi или Zj-o.'/ny, (24.4)
где q-, — вес 1 м трубы; у — удельный вес материала; (?i — растягивающее
усилие, соответствующее пределу текучести материала трубы-.
01 =
Здесь Fi — площадь сечения труб; От — предел текучести.
Для двухразмерной колонны длины нижней и верхней секции будут
С9 — Q1
= Z.,-=—, (24.5)
да — вес 1 м труб второй секции; Qz — усилие, соответствующее пределу
текучести материала трубы второй секции:
О. ст;/л>.
Для трехразмерной колонны
Oq — Oi Оз —О9
h-QJnq., Z.,.= -^^-; *3 = ^4^. (24.6)
432
где q3 — вес 1 м труб третьей секции; (?3 — усилие, соответствующее пределу
текучести для труб третьей секции
При фонтанном и компрессорном способах эксплуатации трубы подвер-
гаются, кроме собственного веса, воздействию давления газонефтяной смеси
или сжатого воздуха, подаваемого в скважину. Для труб, воспринимающих
наружное давление (например, трубы второго ряда при двухрядном лифте),
допускаемая длина подвески будет меньше, так как кроме растягивающих
напряжений от собственного веса трубы испытывают сжимающие напря-
жения от наружного давления. В этих условиях наиболее нагруженные от
собственного веса верхние трубы испытывают наибольшее наружное давление.
Пользуясь теорией наибольших касательных напряжений, допускаемую
длину подвески для одноразмерной колонны определяем из выражения
( пт pD \ _ рР
\ п 26 / " 26
I = ------------------------- ПЛ И I -==---------------------
<1 Y
(24.7)
где р — давление сжатого воздуха в кгс/см2; D — наружный диаметр трубы;
<5 — толщина стенки трубы в см; /-’ — площадь сечения трубы; q — вес
I м труб.
Для двухразмерной колонны длины нижней и верхней секции будут
равны:
/ <тт ptD] \ PiP-iFi
I п 2Й! ) 1 п 262 ?1Z1
----------,h - ; ---------------• <2'!-s)
Для трехразмерных колонн
PiP-ll'i ,
2ба
Ч-2
(24.9)
ат Р.ч^зА'з , ,
„ 2б3 —714—72'2
</я
где ['г, /<’3 — площадь сечений труб первой, второй и третьей секций;
Pv Pit Рз — разность давлении снаружи и внутри верхней части каждой
секции; qY, qz, q3 — вес 1 м труб каждой секции; от, от, от — предел
текучести материала труб каждой секции.
Глубиннонасосный способ эксплуатации скважин
Статический расчет насосно-компрсссорпых колонн производится с уче-
том собственного веса труб, жидкости в трубах и насосных штанг. Необходи-
мость учета веса штанг связана с происходящими на практике обрывами
пли отвинчиванием насосных штанг.
Допустимую длину подвески одноразмерной колонны труб при глубин-
нонасосном способе эксплуатации определяют из выражения
1~~ " (7т~(-?ш + 7ж) ’ (24,10)
где Q — нагрузка, при которой напряжение в опасном сечении трубы
достигает предела текучести; нагрузка эта для гладких труб соответствует
28 Заказ 754
42,3
страгивающему усилию; п — коэффициент запаса прочности, обычно равный
1,3—1,4. Для работы с погружным электронасосом следует учесть вес труб,
жидкости и электрокабеля.
Для двухразмерной колонны допустимые длины нижней и верхней
секций будут равны
. __ *2< ~~ Z2" ~ ~ <21 .
1 « (?1 + ?ш |-?ж) ’ 2~ п^2 + Я1к) ’ U • )
гДе Qii Qi — нагрузки, соответствующие пределу текучести для нижней
и верхней секций; gt, q2 — вес 1 м труб нижней и верхней секций; qu, —
вес 1 м штанг; дж — вес 1 м столба жидкости в кольцевом пространстве
между штангой и трубой нижней секции; ?2,< — вес 1 м жидкости в кольце-
вом пространстве между внутренними сечениями труб верхней и нижней
секций (второй и первой секций).
Для трехразмерной колонны длины секций (счет секций ведется снизу
вверх) будут равны:
z <21—11 (?ш 4~9ж) (i‘i 4~ /з) . z <2> — <21 — п^зЧ2к. [ <2з — <2-7
1 — и (91 Ь?ш Ь9ж) ’ 2 ~ И (9.. -Г q -2 к) ’ 3’~ п(?зт?як!
(24.12)
где Q3 — нагрузка, соответствующая пределу текучести для третьей секции;
q3 — вес 1 м труб третьей секции; дзк — вес 1 м жидкости в кольцевом
пространстве между внутренними сечениями труб третьей и второй секций.
В формулах (24.11), (24.12) запас прочности при расчете секций колонны
принимается одинаковым.
Если запас прочности по секциям одной колонны разный, то для двух-
размерной колонны
z __ <21 — nih (?ш 4~?ж) . z _ Q>ni— Qin2
3~ «1 (914*9111+9ж) ’ 2~~ «1«2 (92T'-?w)
Для трехразмерной колонны
<21 —га1 (9ш 4~9ж) Qi 4- 1Я) .
«1 (91 4- 9ш + 9ж)
<2arel — (?1И2 —П1га2^39’К
"1'7'1. (92 +?'>J<)
z <2зй2~ <2'2re3
3~ П2П3 (9з + 9зк)
(24.13)
Нижние трубы при глубиннонасосной эксплуатации испытывают зна-
чительное давление. Расчет труб на внутреннее давление ведут по формуле
(14.46).
Приведенные выше формулы позволяют определять как наибольшую
длину подвески, так и длины отдельных секций колонн при заданном коэф-
фициенте запаса прочности и типоразмерах насосно-компрессорных колонп.
Как отмечалось, кроме статических нагрузок, на колонну действуют
переменные усилия. Эти нагрузки действуют вдоль всей колонны и связаны
с переменным воздействием на колонну веса столба жидкости в трубах и спл
трения о стенки труб.
При движении плунжера насоса вниз на трубы, кроме собственного
веса, будут действовать вес столба жидкости в трубах и сила трения плун-
жера насоса и штанг о стенки труб. При ходе плунжера вверх вес жидкости
передается с труб на штанги, а силы трения изменяют свое направление.
Поэтому трубы испытывают переменные напряжения, частота которых равна
числу качаний глубинного насоса.
Следовательно, трубы работают при асимметричном цикле нагружения.
Располагая опытными данными наибольшего <ттах и наименьшего сгт । „ на-
434
пряжений цикла, можно определить постоянную ат и переменную па состав-
ляющие пз зависимостей:
Omax_l_Omln . Оп.ях ^min
От-= 2 ’ аа— 2
Постоянная и переменная (амплитуда) составляющие цикла для любого
рассматриваемого сечения могут быть получены также расчетным путем.
Можно считать, что в любом сечении трубы наибольшее напряжение при
ходе плунжера вниз бу ет
<2т 4" Р 1к -г Р-гр
<Тгоах“ р
Наименьшее напряжение при ходе плунжера вверх составит
Ст— Ртр
in~ р
Здесь Qr — вес труб (Рт) и жидкости в кольцевом пространстве между
внутренней поверхностью трубы и наружной поверхностью плунжера,
Ст = Рт + Ржк; РЯ! — вес жидкости, Рж = (Рп - Рш) Рп — площадь
сечения плунжера; Рш — площадь сечения штанги; уж — удельный вес
жидкости; L — длина подвески; Рт!> — сила трения; F — площадь сечения
трубы по опасному месту.
Тогда
/ Рж \ 1
От~~ yQt Т”~2 J р ’ (24.14)
ой=(ртр + 4?!£)-Г- (24-15)
Имея постоянную составляющую и амплитуду оа напряжения от пере-
менного растяжения — сжатия, можно определить коэффициент запаса
прочности.
В рассматриваемом случае можно принять, что постоянные и переменные
нагрузки изменяются пропорционально длине подвески. Следовательно,
имеется подобие циклов рабочих и предельных напряжений и поэтому коэф-
фициент запаса можно вычислить из выражения для расчета элементов при
переменных нагрузках:
_______(q-iU
Оа :-(Ф0)дОт ’ (24'1С)
где (ог_1)д — предел выносливости трубы при симметричном цикле растяже-
ния — сжатия
_ _ 20-1 — 0.)
(Ка)д - (Л'а)д<т0 •
Здесь (Лд)д — коэффициент концентрации напряжения трубы; o.j —
предел выносливости материала труб при симметричном цикле растяжения —
сжатия; о0 — максимальное напряжение для материала трубы при пульси-
рующем цикле.
Величину ф можно определить по табл. (4.5).
При отсутствии необходимых для расчета данных можно пользоваться
зависимостью, приведенной на рис. 24.1. На диаграмме по оси абсцисс
откладываются постоянные напряжения, а по оси ординат — переменные.
Точки С и D соответствуют временному сопротивлению и пределу выносли-
вости для труб.
28*
435
Точка А (а,п, аа) характеризует рабочие напряжения, а точка В — пре-
дельные напряжения. На диаграмме линия FD является линией предельных
напряжений для различных циклов нагружений.
Так как в нашем случае имеется подобие циклов рабочих и предельных
напряжении, то запас прочности найдем из отношения п = ОВ/ОА = ObjOa.
Пользуясь соотношением сторон на диаграмме, получаем
«Г
Если точка рабочего цикла находится на прямой FE, ограничивающей
цикл по пределу текучести, расчет на усталостную прочность не проводят
и ограничиваются расчетом на стати-
ческую прочность.
Помимо переменной величины ра-
стяжения — сжатия, трубы подверга-
ются переменным изгибающим напря-
жениям. При ходе плунжера вверх на
трубы не действует осевая растягива-
ющая сила веса жидкости Р ж, однако
при этом на внутреннюю боковую стен-
ку труб передается гидростатическое
давление столба жидкости. В этом слу-
чае, т. е. при отсутствии осевых растя-
Рис. 24.1. Диаграмма зависимости гивающих сил, гидростатические силы
между оа и <Тщ создают изгибающий момент, который
при определенных условиях приводит
к потере устойчивости нижней части
колонны. При ходе плунжера вниз колонна вновь приобретает прямолиней-
ную форму.
Критическую длину подвески, при которой происходит потеря устой-
чивости нижней части колонны, определяют из выражения
1,02 )/ EJ (?т + <7ж)2
»кр =
Уж/Щ
где — площадь плунжера за вычетом площади сечения штанг.
С увеличением глубины подвески возрастает гидростатическое давление,
и искривление колонны распространится на большую длину, что приведет
к изгибу высших порядков с образованием ряда полуволн. Приближенное
значение длины полуволны искривленного участка колонны при ходе плун-
жера вверх находят из выражения
_________EJ__________
/’’оУж/— (9т-|-^ж) 2 ’ (24,18)
где J — момент инерции сечения трубы; I — длина подвески; — вес
1 м трубы; qx — вес 1 м жидкости в трубах за вычетом объема штанг; z —
расстояние от насоса до рассматриваемого сечения.
Как видно из формулы (24.18), с увеличением z, т. е. по мере удаления
от насоса, длина полуволны увеличивается.
Периодическое искривление труб в нижней части колонны приводит
к переменным напряжениям и способствует износу труб. Наряду с этим
на износ труб в большей степени может влиять искривление насосных штанг,
связанное с потерей их устойчивости в нижней части над насосом. Потеря
устойчивости штанг произойдет при ходе штанг вниз, когда на штанговую
колонну действует сжимающее усилие, обусловленное трением плунжера
и перепадом давления в нагнетательном клапане насоса при прохождении
436
через пего жидкости. Периодическое искривление штанг способствует износу
труб главным образом в процессе трения штанговых муфт о стенкп труб.
Для штанговых колонн длиной больше 10,3 EJ/q критическая сила,
приводящая к потере устойчивости низа штапг, равна
/\р - -3.41 УEJql ; (24.19)
^кр ’ + РтР-
Здесь J — момент инерции сечения штанги; q вес 1 м штанг;
Р п —pl' кл.
где р — перепад давления; — площадь сечения клапана.
Если трубы-искривляются при ходе плунжера вверх, то штапгп искри-
вляются при ходе вниз. В связи с тем, что искривление труб увеличивается
с ростом гидростатического давления, передаваемого трубам, следует ожи-
дать, что с увеличением глубин подвесок износ труб и вероятность наруше-
ния герметичности будут увеличиваться.
Пример. Определить наибольшую глубину спуска двухступенчатой
колонны из новых труб при глубиннонасосной эксплуатации, исходя из ста-
тического расчета при следующих условиях:
диаметр колонны, мм ........................89 и 73 (трубы
гладкие)
группа прочности стали ........................... К
ат, кгс/см2 .............................. +-50
диаметр штанг, мм................................ 22
плотность нефти, см3 ............................ 0,9
коэффициент запаса прочности..................... 1,3
Длину второй (верхней) секции труб диаметром 89 мм определим из
выражения
, <22-<21 58 500-38 700
п(?2 + ?2к) 1,3-(13,7+ 1,35)
Длина нижней секции труб диаметром 73 м будет
_ <21 —'+> (?ш l-fa) = 38 700-1,3-1015 (2,95+2,38) _
h ~ н(?1+9ш + 9ж) 1,3-(9,5+2,95 + 2,38) -1640 м.
Глава 25
ЦЕХИ ПОХРЕМОНТУ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ
И ИХ ОБОРУДОВАНИЕ
Технологический план
В процессе эксплуатации насосно-компрессорных труб наблюдаются
следующие основные виды их повреждений:
а) негерметичность резьбовых соединений и, как следствие, размыв
резьбовых соединений;
б) коррозия труб от агрессивного действия продукции скважин;
в) истирание внутренней поверхности труб штангами;
г) износ наружных поверхностей труб и муфт в результате частых
спуско-подъемных операций;
д) искривление труб;
437
е) повреждение резьб труб вследствие неправильных приемов работ
при спуско-подъемных операциях;
ж) повреждение наружных поверхностей тела труб ключами при свин-
чивании — развинчивании;
з) отложение на внутренних поверхностях труб парафина, солей и дру-
гих осадков;
и) различные повреждения труб и муфт аварийного порядка.
Для ремонта и восстановления насосно-компрессорных труб создаются
специальные цехи или участки. В тех случаях, когда объем ремонтных работ
по трубам в нефтедобывающем районе невелик, ремонт их организовывается
на базах цехов подземного и капитального ремонта скважин.
При создании специального цеха по ремонту насосно-компрессорных
труб деятельность его должна основываться на принципе крупносерийного
производства.
В качестве примера приводится описание специализированного цеха
по ремонту пасосно-компрессорпых труб для всех НГДУ нефтяной промыш-
ленности Азербайджана. Проект цеха разработан институтом Гипроморнефть.
Назначение цеха: приемка с нефтепромыслов отбракованных труб;
технический осмотр и сортировка труб; ремонт и восстановление; комплекто-
вание отремонтированных труб с соединительными муфтами; испытание труб
и их контроль; определение целевого назначения отремонтированных труб
и сдача их предприятиям.
На промыслах трубы очищают от парафина, солей и окалины. Трубы,
требующие ремонта, рассортировывают по типоразмерам, отгружают в спепцех.
Ремонт труб запроектирован по следующей схеме: прибывшие с. промыс-
лов насосно-компрессорные трубы сгружают на приемные стеллажи. Отсюда
трубы переносят по типоразмерам на стеллажи технического осмотра, где
визуальным осмотром и инструментальным обмером определяют возможность
их ремонта или реставрации.
Подлежащие ремонту трубы сортируют по количеству подлежащих
обработке концов и передают па стеллажи ожидания ремонта. Искривленные
трубы направляют в отделение правки. Остальные трубы, не поддающиеся
ремонту, направляют на стеллажи брака.
Рассортированные трубы в необходимых количествах передают на при-
цеховые стеллажи ожидания, а оттуда на наклонные операционные стеллажи
производственного корпуса, на которых укладываются в один ряд.
На рис. 25.1 приведен технологический план производственного корпуса
цеха по ремонту насосно-компрессорных труб с расположенным в нем обо-
рудованием.
Трубы, уложенные в один ряд на наклонных стеллажах 14, при помощи
перекидных устройств 15 передаются поочередно по одной штуке на роль-
ганги 16. По рольгангам трубы подаются к металлообрабатывающим стан-
кам, расположенным по обе стороны стеллажей в станочных отделениях I
и II. В отделениях размещено следующее оборудование: четыре трубоотрез-
ных станка 1. модели 9Д151; четыре трубонарезных станка 2 модели 9В143;
один станок 3 для отвинчивания муфт (использован муфтонаверточный ста-
нок с некоторой переделкой); два станка4 для навинчивания муфт на трубы;
один муфторасточной станок 5 модели 9У-183Н1; один муфтонарезиой станок 6
модели 9У113; универсально-заточной станок 7 модели 3641; два токарно-
винторезных станка 8, модели 1К62; вертикально-сверлильный станок 9 мо-
дели 2А125.
Кроме того, в станочном отделении I размещены насосы 10, обслужива-
ющие стенд испытания труб, расположенный в отделении V.
Станочное отделение работает в две смены. В первую смену обрабаты-
ваются трубы, требующие ремонта обоих концов, во вторую смену трубы,
требующие ремонта одного конца. Такой организацией работ обеспечи-
вается непрерывность поточной линии.
В отделении III установлены генератор 11 и электродвигатель 12. Отде-
ление IV предназначено для материального склада. В отделении V осуще-
ствляется испытание отремонтированных труб.
438
Трубы, подлежащие ремонту, подвергаются осмотру для определения
объема и вида ремонта по следующим признакам.
А. Трубы, у которых муфты сильно изношены или деформированы,
ремонтируют путем отвинчивания изношенных муфт и замены их новыми.
Допускаемые предельные величины износа муфт, при которых они могут
быть повторно использованы, приведены в табл. 25.1,
Рис. 25.1. Производственный корпус цеха по ремонту насосно-компрессор-
ных труб
В случаях затруднений при отвинчивании муфт или в случаях, когда
концевая часть трубы вблизи муфты непригодна, отрезается конец трубы
с муфтой с последующей нарезкой на трубе повой резьбы.
Б. Трубы с сорванной и промытой резьбой, а также с отдельными пов-
режденными нитками резьбы ремонтируют путем отрезки концов труб с на-
рушенной резьбой и нарезания новой резьбы.
Как новые, так и старые резьбы у муфт и труб признаются годными,
если они отвечают всем требованиям, предъявляемым ГОСТ 633—63 на трубы
насосно-компрессорные и муфты к ним.
439
Таблица 25.1
Труба Муфта
допускаемый наружный
условный диаметр, мм номинальный диаметр, мм диаметр при равномерной
сработке, мм
48 56,0 52,0
60 73,0 69,0
73 89,0 83,0
89 107,0 101,0
102 121,0 115,0
114 132,5 126,5
В. Трубы, у которых толщина стейки п результате износа уменьшилась
более чем па [/4 номинальной толщины, по прямому назначению не допу-
скаются. В таких случаях участки с уменьшенными толщинами стенок отре-
зают, если после отрезки дефектных участков остающаяся длина трубы будет
не менее 4 м.
Г. Трубы, имеющие повреждения на наружных поверхностях (вмятины,
трещины, промытости, сильную овальность или другие дефекты), ремонти-
руют так же, как и трубы с уменьшенной толщиной стенок.
Д. Искривленные трубы восстанавливаются правкой на правильных
прессах. После правки трубы должны быть прямолинейны. Прямолинейность
выправленной трубы, а также соответствие внутреннего диаметра трубы
номинальному проверяют по всей длине трубы при помощи точеной оправки
длиной 1250 мм и наружным диаметром согласно табл. 25.2.
Таблица 25.2
Размеры в мм
Условный диаметр трубы Толщина стенки Наружный диаметр оправки Условный диаметр трубы Толщина стенки Наружный диаметр оправки
33 3,5 24,3 73 5,5 7,0 59,7 56,7
42 3,5 33,1 89 6,5 8,0 72,9 69,9
48 4,0 38,2 102 6,5 85,7
60 5,0 48,2 114 7,0 97,3
Технология ремонта насосно-компрессорных труб сводится к следующим
операциям:
1. Отрезка изношенных концов трубы обычно на длину 400—500 мм
осуществляется на трубоотрезных станках.
2. Нарезка новой резьбы ведут на трубонарезных станках.
3. Навинчивание муфты.
4. Испытание отремонтированной трубы внутренним гидростатическим
давлением с одновременным приложением растягивающего усилия.
Отрезанные концы труб с муфтами транспортируют к станку для отвин-
чивания. Отвинченные муфты проверяют визуальным осмотром и инструмен-
тальным обмером для возможности их повторного использования. Годные
муфты навинчиваются на трубы, забракованные сдают в металлолом. Для
компенсации недостающего количества муфт цех изготовляет новые муфты.
440
Новые муфты изготовляют на муфторасточном и муфтонарезном станках.
Отремонтированные трубы с навинченными на них муфтами передают
в отделение V для испытания внутренним гидростатическим давлением с одно-
временным растяжением. Для испытаний трубы подают партиями одного
диаметра и из сталей одной группы прочности. Комбинированное испытание
труб на внутреннее давление и растяжение введено с целью приблизить
контроль труб к условиям работы в скважинах и тем самым увеличить их
эксплуатационную надежность.
Институтом Гипроморнефть для описываемого цеха установлены вели-
чины растягивающих сил и внутренних давлений жидкости, применяемых
при испытаниях отремонтированных насосно-компрессорных труб. Величины
эти приведены в табл. 25.3.
Таблица 25.3
Параметры Группа прочности стали К, Е, Л, М Группа прочности стали Д
Условный диаметр труб, мм
«0 73 89 60 73 8*3
Давление опрес- совки, кгс/см2 . . Растягивающие усилия, кгс . . . 150 15 000 150 20 000 100 25 000 150 10 000 150 15 000 100 18 000
Оборудование, приспособления и инструмент
Станочное оборудование
При ремонте насосно-компрессорпых труб выполняются следукмцпе ста-
ночные операции: отрезка концов труб, разрезка заготовок из муфты, раста-
чивание муфт, нарезание конических резьб на муфтах и трубах, навинчива-
ние муфт. Для выполнения перечисленных операций используют специаль-
ные трубообрабатывающие станки: трубоотрезные, трубонарезные, муфто-
отрезные, муфторасточные, муфтонарезные и муфтонаверточные. Основные
данные трубоотрезных станков приведены в табл. 25.4.
Станки для нарезания резьбы на трубах. Для на-
резания конических резьб на насосно-компрессорных трубах используют
полуавтоматические трубонарезные стапки, оснащенные трубонарезными
патронами. В качестве режущего инструмента применяют круглые плашки.
Основные данные трубонарезных станков приведены в табл. 25.5.
Муфтоотрезные станки. Муфтоотрезные станки предназна-
чены для разрезки труб на заготовки для соединительных муфт. Основные
данные муфтоотрезных станков для разрезки заготовок муфт к насосно-комп-
рессорным трубам приведены в табл. 25.6.
Муфторасточпые станки. Коническая расточка муфт про-
изводится на горизонтальных станках моделей 9В182, 9У183Н1 и др. Станки
предназначены для расточки с двух сторон конических отверстий под резьб у,
подрезки торцов, снятия фасок, расточки цилиндрических выточек в муфтах.
Основные данные муфторасточных станков приведены в табл. 25.7.
Муфтонарезные станки. Эти станки предназначены для
нарезания конических резьб в муфтах, предварительно расточенных на
441
Таблица 25.4
Параметры Модель станка
ЭД 151 ЭД 152 ЭД 15.3 9Д157
Наименьший и паиболь-
ший наружные диаметры обрабатываемых труб, мм 10—114 38—180 38—273 114—426
Наименьшая и наиболь-
шая длина обрабатывае- мого конца трубы при ра- боте с упором, мм . . . 50—500 100—450 100—400 200-500
Оснониые размеры Расстояние от оси шипи-
деля до основания стан-
ка, мм Наименьшее и паиболь- 1050 1100 1100 1100
шее расстояние от торца патрона до отрезных рез- 35-265
цов, мм Расстояние от торца па- 20-165 80-320 35-290
трона до роликов меха- низма подачи трубы, мм 1100 1175 1510 2045
Отре-тые суппорты
Число суппортов . . Наибольшее механи- 2 2 2 2
ческое перемещение каж- дого суппорта, мм ... 75 75 150 180
Механика станка
Число скоростей шпин- деля 10 11 10 10
Пределы скоростей вра- щения шпинделя, об/мин 75,5-600 36,5-374 26,9-214 21,0-170
Пределы рабочих подач
отрезных суппортов (бес- ступенчатое регулирова- ние), мм/мин 15-150 10—80 5—50 5—35
Мощность электродви- гателя, кВт:
главного привода 7 10 10 14
гидропривода . . . 1,7 2,8 2,8 2,8
насоса охлаждения механизма подачи 0,125 0,125 0,15 0,15
трубы Габаритные размеры, 1,0 0,6 0,6 0,6
мм:
длина 1790 2150 2525 3625
ширина 1300 1565 2515 2370
высота 1710 1895 2285 2325
Масса станка, кг 3540 6400 10 100 15 450
442
Продолжение табл. 25.4
Параметры Модель станка
9Д 1 1 ЭЛ 152 9Д153 9Д1 7 7
11роизвадительность станка Расчетная производи- тельность — количество отрезаемых концов в час 112 (114 х 5) 40 (125 х 13) 29 (219 X 12,5) 20 (426 X 12)
Таблица 25.5
Параметры Модель станка
9140 ЭВ 143 9У113
Основные размеры Расстояние от оси шпинделя до го- ризонтальных направляющих стани- ны, мм Наименьшее и наибольшее расстоя- ние от торца фланца шпинделя до кор- пуса зажимного патрона, мм .... 75 75 80
460—840 555-1015 —
Обрабатываемые изделия Наименьший и наибольший наруж- ный диаметр нарезаемых труб, мм . . 40—121 40-219 48,3—219
Число ниток на 25,4 мм нарезаемой резьбы 6, 8, 10, HV2 4, 5, 6, 8, 4, 5, 6, 8,
10 10
Наибольшая длина нарезаемой резь- бы, мм 86 98,5 —
Шпиндельная бабка и механика станка Наибольшее перемещение бабки, мм 380 460 460
Пределы скорости вращения шпин- деля , об/мин 12,4—72,5 7,3—57 7,4—49,2
Число электродвигателей .... 4 4 4
Мощность электродвигателей, кВт: главного движения (постоянного тока) 5,6 8,5 10,0
ускоренного хода 1,7 2,8 2.8
зажимного патрона . 1,7 2,8 3.0
пасоса охлаждения 1,8 1,8 1,8
Габаритные размеры, мм: длина 3540 4400 4400
ширина 1222 1750 1750
высота 1568 1900 1900
Масса станка, кг 3800 13 000 13 000
443
Табл н ц а 25.fi
Параметры Модель станка
9Д162 УД 1 G 3
Диаметры разрезаемых труб, мм .... 38—180 28—273
Расстояние от торца зажимного патрона до отрезных резцов, мм: наименьшее 30 80
наибольшее 90 320
Расстояние от торца патрона до роликов механической подачи трубы, мм 1495 1904
Количество суппортов 1 2
Наибольший ход суппорта, мм 100 210
Число скоростей шпинделя 12 12
Пределы скорости вращения шпинделя, об/мин 30,5—374 20,9—215
Пределы рабочих подач (бесступенчатое ре- гулирование), мм/мин 5—225 5—225
Количество электродвигателей трехфазно- го тока 5 5
Мощность электродвигателей, кВт: общая 14,895 15,25
привода главного движения 10,0 2,8 10,0
гидропривода 2,8
Габаритные размеры, мм 2400Х1655Х 3314Х2220Х
Масса станка, кг Х1895 8000 Х2222 10 500
Таблица 25.7
Параметры Модель станка
9В182 9У183Н1
Число суппортов 2 2
Пределы наружных диаметров обрабатываемых муфт, мм 48—114 48—114
Наибольшая длина хода загрузочного приспособ- ления 440 440
Мощность электродвигателей, кВт 32 35
Габаритные размеры, мм: длина 5040 7540
ширина 2850 2700
высота 1775 2330
муфторасточных станках. Нарезание производится специальными муфтонарез-
ными патронами с одного конца муфты за один проход. Для нарезания муфт ши-
роко применяют вертикальный’ двухшпиидельнып станок модели 9У113Н2.
Основные данные станка 9У113Н2 приведены в табл. 25.8.
Муфтонаверточные станки. Станки предназначены для
навинчивания муфт на трубы. Труба с предварительно навинченной на нее
от руки муфтой закрепляется в пневматических тисках со сменными губ-
444
Таблица 25.8
Па раметры
Модель станка 9У113Н2
Наибольшее расстояние от оси шпинделя до вер-
тикальных направляющих стопки, мм ...........
Количество шпинделей.......................
Расстояние между шпинделями, мм ...........
Предельные размеры обрабатываемых муфт, мм
Наибольшая длина нарезки, мт...............
Число нарезаемых ниток на 25,4 мм .........
Пределы скорости вращения шпинделя, об/мин
Наибольший ход шпиндельной бабки, мм . . .
Подача инструмента, мм/мин
наименьшая...............................
наибольшая ..............................
Длина передвижения каретки, мм ............
Скорость передвижения каретки, м/мин ....
Привод ....................................
сип......................................
мощность, кВт ...........................
скорость вращения, об/мин ...............
Электродвигатель ускоренного хода:
мощность, кВт .............................
скорость вращения, об/мин................
Электродвигатель гидронасоса:
мощность, кВт .............................
скорость вращения, об/мин ...............
Габаритные размеры, мм.....................
Масса станка, кг ..........................
300
2
500
48,3—114
100
8 и 10
11,4—55,2
240
25.
124
100
5
Э лектродвигат^л ь
постоянного тока
П72
10,0
750—1500
3,0
1365
3,0
1000
3600Х 25ООХ 3590
18 800
ками. Муфта закрепляется в самозажимном патроне. Для всего диапазона
размеров навинчиваемых муфт применяют четыре сменных патрона.
Таблица 25.9
Параметры Модель счапка
9 В 17 3 9 В 1 75
Расстояние от осп зажимов до основания станка, мм 1 1100 1100
Наименьший п наибольший диаметры навинчи- ваемых труб, мм 38—219 114-426
Мощность электродвигателя в кВт при напряже- нии, В: 220 8,5 28,5
440 9,5 30
Габаритные размеры, мм: длина 2355 3520
ширина 1395 1650
высота 2080 2355
Масса станка, кг 8000 11 500
445
Для довинчивания муф-
ты включают электропри-
вод шпинделя. При дости-
жении крутящим моментом
заданной величины электро-
двигатель привода шпин-
деля автоматически отклю-
чается. Управление стан-
ками осуществляется кноп-
ками и рукояткой пневма-
тического крана. Основные
данные станков приведены
в табл. 25.9.
Оборудование
S’ для гидроиспытаний
и
§ Насосно-компрессорные
трубы подвергаются испы-
о таниям внутренним гидра-
» влическим давлением на
Н трубопрокатных заводах с
о навинченными на один ко-
¥ нец муфтами. Продолжп-
§ тольность испытаний, ме-
ст тоды контроля и отбраков-
g ки такие же, как и для об-
w садных труб (см. главу 15).
к Величины испытатель-
Е ных давлений для насосно-
“ компрессорных труб, изго-
3 товляемых по ГОСТ 633—
g 63, должны отвечать дан-
ным, приведенным в
§ табл. 25.10.
По требованию потре-
g бителя величина испыта-
“ тельного давления для всех
о размеров труб из стали
групп прочности Л и М
может быть повышена до
50 кгс/см2.
о На промыслах насоспо-
о] компрессорные трубы под-
вергаются испытаниям ги-
дравлическим давлением
при обнаружении утечек в
колонне, в процессе ее экс-
плуатации, а также в тех
случаях, когда трубы под-
вергались ремонту. Вели-
чины испытательных давле-
нии для отремонтирован-
ных труб определяются теми
давлениями, которым они
будут подвергаться в про-
цессе эксплуатации.
Схема гидроиспытаннп
отремонтированных труб и
446
Таблица 25.10
Условный диаметр трубы, мм Испытательные гидравлические давления и нгс/см’ для труб из стали групп прочности
д К Е Л и М
<73 255 200 300 300
89 245 290 300 300
Ю2 и 114 210 250 270 300
применяемое оборудование зависят от объема и характера производства. При
небольшом объеме производства трубы испытывают темп же методами, как
бурильные и обсадные трубы в базах производственного обслуживания.
Испытания осуществляются с навинченными на концы труб головками по-
штучно (см. главу 5) илп группами по нескольку штук одновременно (см.
главу 15).
Институтом Гипроморнефть разработан специальным стенд для проведе-
ния комбинированных испытаний насосно-компрессорных труб на одно-
временное действие внутреннего гидростатического давления и растягивающих
сил, показанный на рис. 25.2.
Стенд состоит из станины 1, которая кроме своего основного назначения
служит водяным корытом. В передней его части смонтирован цилиндр дви-
жения 2, который компенсирует разную длину испытуемых труб в пределах
до 1 м и создает растягивающее усилие.
Па конец штока цилиндра движения монтируется передняя головка 3.
Головка уплотняет трубу по наружной поверхности муфты при помощи
манжеты, фиксирует трубу за заплечики муфты клиньями для передачи
растягивающего усилия, позволяет выпускать воздух пз испытуемой трубы
по мере заполнения ее водой.
Передняя головка расположена на тележке 4, которая перемещается по
направляющим, установленным на станине. Тележка предназначена для
снятия поперечных усилий со штока цилиндра движения.
Неподвижно установленная задняя головка 8 предпазпачгштся для
уплотнения п фиксации трубы, а также для заполнения трубы водой и пере-
дачи давления во время испытания. На передней и задней головках смонти-
рованы по два пневмоцилипдра 5, на штоках которых посажены клинья для
захвата и освобождения испытуемой трубы.
Стенд снабжен четырьмя неприводными роликами 7, на которых при испы-
тании лежит труба, а также четырьмя пневмосбрасывателями 6 для удаления
испытанных труб. Ролики установлены на пружинных амортизаторах и регу-
лируются по высоте.
Для обстукивания при испытании служат электромагнитные ударники,
Наладка стенда на заданный размер труб осуществляется заменой
клиньев, манжетодержателя, а также регулировкой роликов по высоте
для совмещения оси трубы с осью головки.
Растягивающее усилие и внутреннее давление в трубе создаются двумя
насосами типа ГВ-351. Величина необходимого давления, развиваемого
этими насосами, устанавливается па электроконтактных манометрах. Для
заполнения трубы и перемещения передней головки используется центро-
бежный насос типа 2К-6.
Управление стендом — дистанционное с пневматической и электриче-
ской передачей команд. На пульте управления смонтированы восьмиполюс-
ный и четырехходовоп краны, кнопки управления электродвигателями насо-
сов и электромагнитным ударником, электроконтактные и показывающие
манометры.
447
Техническая характеристика стенда
Назначение.....................................испытание насосно-
компрессорных труб
с одновременным
воздействием растя-
гивающих усилий'
п внутреннего
давления
Максимальное усилие растяжения, кгс............ 250<!
Максимальное давление опрессовки, кгс/см2 .... 200
Размеры испытуемых труб, мм ............... ... 60—102
Управление..................................... дистанционное
(электрическое
п пневматическое)
Давление сжатого воздуха, кгс/см2.............. 2
Рабочий агент ................................. вода
Габаритные размеры, мм ........................
длина........................................ 12 300
ширина....................................... 1000
высота ...................................... 1400
Насосы
Тип.............................................. гидропоршневоп
Г Б-351
Подача, л/мин ......................................... 30
Давление, кгс/см2 ..................................... 200
Электродвигатель привода насоса А-71-6:
мощность, кВт ....................................... 14
Габаритные размеры, мм:
длина.......................................... 1840
ширина............................................... 690
высота .............................................. 640
Масса насоса, кг...................................... 395
Тип .............................................центробежный од-
ноступенчатый 2К-6
Подача, м3/ч .................................. 10—30
Напор, мм вод. ст.............................. 34—24
Электродвигатель привода насоса А-41-2:
мощность, кВт ..................................... 2,8
Габаритные размеры, мм:
длина............................................... 790
ширина............................................. 350
высота ............................................ 320
Масса насоса, кг....................................... 81
О величине растягивающего усилия судят по показаниям манометра.
Перевод показании манометра в величину растягивающих ус,1Лнй дан в
табл. 25.11.
Таблица 25.11
Показание мано- метра, кгс/см2 Растягивающее усилие, кгс Показание мано- метра, кгс/см2 Растягивающее усилие .кгс
20 10 000 36 18 000
25 12 500 40 20 000
30 15 000 50 25 000
448
Специальные приспособления и инструмент
Трубонарезные патроны. Трубонарезные патроны пред-
назначены для нарезания на концах труб конической резьбы па полуавто-
матических трубонарезных станках. В табл. 25.12 приведены типоразмеры
трубонарезных патронов МИЗ для нарезания резьб на насосно-компрессорных
трубах.
Таблица 25.12
Тип патрона Для нарезания труб диаметром Тип патрона Для нарезания труб диаметром
ММ ДЮЙМЫ мм ДЮЙМЫ
тнзк 25—73 1—3 ТН4Кл 40—114 1V2-43A (с левой резьбой)
ТНЗКл 25-73 1—3 (с левой резьбой) ТН6К 114—168 472-е5/8
ТН4К 40—114 11/2-4яА ТНбКл 114—168 41/2-6% (с левой резьбой)
Трубонарезные патроны — полуавтоматического действия. Во время
работы патронам сообщается вращательное и поступательное движение,
соответствующее шагу резьбы. Для обеспечения требуемой конусности
Рис. 25.3. Трубонарез-
ная плашка
резьбы резьбовые плашки, установленные в кулачках, одновременно и равно-
мерно раздвигаются. В конечный момент нарезания плашки автоматически
расходятся и быстро выходят из зацепления с резьбой.
Переналадка патронов на нужные размеры резьбы осуществляется
перестановкой сменных деталей: плашек, кулачков и упорных колец.
29 3aita.’i 75 4
449
Плашки к трубонарезным патронам. Конструкция
плашек и область их применения приведены на рис. 25.3 и в табл. 25.13.
Таблица 25.13
ММ Номинальные размеры труб, J дюймы Обозначение плашки Угол профиля, градус 1 Конусность резьбы Число ниток па 25.4 мм Количество плашек | в|номллек1е
4,8-89 НКГ ГОСТ 633-63 33 ~ 48_ НКВ ГОСТ 633—63 1-11/., 11/2—3"НКГ 60 1 : 16 10 4
42—50 Б Г ГОСТ 7909—56 60—89 — НКВ ГОСТ 633—63 —Ш1~'89 Бур ГОСТ 631-63 27/g—З1/2 63.5 БГ ГОСТ 7909—56 21// Бур 60 1 :16 8 4
48—<89 11/э_3 НКГ ГОСТ 633-63 11/2-3" НКГ 60 1 : 16 10 5
4,8-114 ]1/2—4 НКВ ГОСТ 633-63 102 — 114 31Д,_4 НКГ ГОСТ 633—63 —- 9~ *,14 Бур ГОСТ 631-63 oi/o — 4х/2 21/2—4" Бур 60 1 : 16 8 5
114 — 16.8 41'.,-б5 в БурГОСТ 631—63 114~1(i8 Обе ГОСТ 632-64 41 ? я 4-6" Бур 60 1 : 16 8 6
Материал плашек — быстрорежущая сталь марки Р18, твердость
HRC=62 4-65. Геометрия заточенной трубонарезной плашки, установленной
в патроне, показана на рис. 25.4.
При нарезании резьбы на трубах из стали группы прочности Д реко-
мендуются следующие углы: а= 1° 30' 4- 2° 30°; у = 20 4- 25°; X = 1 4- 3°;
(О берется приблизительно равным углу подъема нарезки трубы.
Размер /п определяют по формуле
1П - 1К +1,3 —1,< sin ш,
где 1„ — снос осп плашки от оси патрона в мм; ZK — расстояние между
450
осью патрона и серединой кулачка в мм; 1,3 — расстояние от середины
кулачка до оси отверстия плашки под палец в мм.
Скорость резания при работе трубонарезными патронами выбирают
в пределах 4—7 м/мин в зависимости от материала трубы. Резание осуще-
ствляется с охлаждением. В качестве охлаждающесмазывающей жидкости
рекомендуется применять сульфофрезол. Охлаждающая жидкость поступает
Рис. 25.5. Резец для наружной реаь- Рис. 25.6. Резец для внутренней
бы труб НКБ1 резьбы труб НКБ1 и НКМ
через шпиндель станка, затем по отверстиям в шпинделе патрона и в план-
шайбе попадает в маслопроводы, откуда через ряд косых отверстий подается
к плашкам.
Муфторасточные патроны. Предназначены для расточки
отверстий под резьбу в муфтах. Позволяют одновременно растачивать кони-
ческие или цилиндрические отверстия и выточки, подрезать торец и снимать
наружные и внутренние фаски. Имеют три типа ножей:
разверточные, обрабатывающие отверстие под резьбу;
расточные, обрабатывающие выточку;
торцовые, предназначенные для подрезания торцов и снятия фасок.
Патроны устанавливаются па муфторасточных станках моделей 9182,
9183 или на их модификациях. На этих станках муфторасточными патронами
обрабатываются муфты с двух сторон последовательно, для чего па станок
устанавливают два патрона, один из которых имеет правое, а другой левое
направление резания. При растачивании муфта вращается, а патроны непод-
вижны. Изготовитель патронов МИЗ.
Муфтонарезные патроны. Муфтонарезные патроны пред-
назначены для нарезания конической резьбы в соединительных муфтах
к трубам.
29*
451
Патроны нарезают муфты, предварительно расточенные, за один проход.
Патроны устанавливают на муфтонарезных станках, центрируют буртиком
и прикрепляют к шпинделю станка винтами.
Муфты размером 48—73 мм нарезают плоскими плашками, 89 мм и
выше — круглыми плашками.
Перестановкой сменных деталей (плашек, головки, крестовины, кулач-
ков и упорного кольца) можно настроить каждый патрон на нарезку муфт
различных размеров.
В патронах предусматривается возможность регулирования диаметра
длины нарезки и конусности.
Условные обозначения патронов для нарезания резьбы круглыми плаш-
ками п основные данные о круглых плашках, изготовляемых МИЗ, приве-
дены в табл. 25.14.
Таблица 25.14
Тип патрона Н оминал ь н ы е размеры , дюймы муфт, мм Обозначение плашки Конусш сть Угол профи- ля, градус Число ниток 25.4 мм я а к Количество плашек в комплекте
МН4К 3 89 НКГ 3" НКГ 10 2,54 4
МН8К З1 /а 89 БУ₽ А нкв 89 3" НКВ—Бур 8 3,175 4
МН4К 3’/» ЛоТ нкг 31/.,'' 1 : 16 60 8 3,17 5 4
МН8К 31/» 102 НКВ . ~ НКГ 114 31/»" 4я 8 3,17 8 3.17 5 4
МН4К 41/г W бур 4" 8 3,175 5
МН8К ВН13К 4 TTZ нкв 4" 8_ 3,17 5 5
Основные данные о плоских плашках приведены в табл. 25.15. Мате-
риал плашек, режимы резания и охлаждения такие же, как при работе
трубонарезными плашками.
Резцы. На рис. 25.5 показана конструкция резца для нарезания
наружной резьбы на трубах НКБ1, на рис. 25.6 —конструкция резца
для нарезания внутренней резьбы на трубах НКБ1 и НКМ.
452
Таблиц а 25.15
Размеры м уфт, дюймы мм Обозначение плашек Угол профиля, градус Конусность Число ниток на 25,4 мм
шаг, мм
JJA нкг 48 И/г'НКГ 10 2.54
11/., ^8 11КВ II// нкв 10 2,54
W нкг 2" НКГ 10
2,54
-ПТГ Ш{и 2" НКВ 8
3.175
нкг 21/2"НКГ 60 1 : 16 10 2 54
21/. икв 21/.." НКВ 8 3,1 7.5
Конструкции резцов для нарезания резьб на трубах, изготовляемых
по ГОСТ 633—63, а также технология заточки п доводк;1 резцов описаны
в разделе I «Трубы бурильные», глава 8.
Глава 26
НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ,
ПРИМЕНЯЕМЫЕ ЗА РУБЕЖОМ
За рубежом применяют насосно-компрессорные трубы наружным диа-
метром от 26,7 до 114,3 мм с высаженными концами, без высадки или с раст-
рубом па муфтовом конце трубы. Для соединении насосно-компрессорных
труб наряду с обычной резьбой с конусностью 1 : 16, углом профиля 60°
и шагом 3,175 или 2,54 мм используют специальные трапецеидальные или
упорные резьбы. С целью повышения герметичности применяют соединения
с дополнительными уплотнительными поверхностями, а также с уплотни-
тельными кольцами из тефлона (фторопласта). Для предохранения труб от
коррозии некоторые фирмы применяют покрытие внутренней поверхности
труб пластмассами.
Насосно-компрессорные трубы изготовляют бесшовными из сталей
группы прочности Н-40, J-55 и N-80 по стандарту 5А АНИ, из стали группы
прочности Р-105 по стандарту 5АХ АНИ и из стали группы прочности С-751
для скважин с сернистой средой по стандарту 5АС АНИ.
Химический состав сталей группы прочности Н-40, J-55, N-80 и Р-105
в стандартах не указывается. Типичные химические составы приведены
в табл. 26.1.
1 Химический состав стали группы прочности С-75 приведен в главе 19 «Обсадные
трубы, применяемые за рубежом».
453
Таблица 26.1
Группа прочности стали Термическая обработка Содержа пие углерода, Содержание марганца, % Другие ком- поненты, %
Н-40 J-55 N-80 Р-105 Нормализация Нормализация и отпуск 0,27-0,37 0,37—0,47 0,38—0,48 0,37—0,45 0,20—0,27 0,38—0,45 0,70—1,00 0,80—1,00 1,40—1,70 0,60—0,80 2,25-2,75 1,40—1,70 Мо - 0,15 Сг — 0,80 Ni - 1,80 Мо - 0,25 Мо — 0,15 V — 0,08 Мо - 0,15 Сг - 0,9
Таблица 26.2
Группа прочности стали Наименьший предел проч- ности при растяжении, кгс/см2 Наименьший предел текучести, KJC/CM2 Наибольший предел текучести, кгс/см2 Наименьшее относительное удлинение 6 на длине 50,8 мм при So > 4,8 5 см2, %
Н-40 42,2 28,1 29,5
J-55 52,7 38,7 56,2 24,0
С-75 66,8 52,7 63,3 19,5
N-80 70,3 56,2 77,3 18,5
Р-105 84,4 73,8 94,9 16,0
Примечание. При So < 4,85 см2 наименьшее относительное удлинение на дли-
не 50,8 мм рассчитывают по формуле fi=39490 где ^о—площадь попе-
речного сечения образца в см2, ов—наименьший пределпрочности при растяжении
в кгс/см’.
Таблица 26.3
Групия прочности стали Отношение наружного диаметра трубы к толщине стенки D!& Расстояние между параллель- ными плоскостями после испытания, не менее
Н-40 ->16 0,502)
<16 D (0,83—0,020621/s)
J-55 >16 0,652)
3,93+16 2) (0,98—0,02062»/s)
<3,93 2) (1,104-0,0518D/s)
С-75 9+25 2) (1,074—0,01942)/s)
и N-80
Р-105 9+25 D (1,086-0,01632)/s)
454
Конец сбега резьбы
''Соединение,
свинченное
/ ручную
/J’ZL
Соединение
свинченное
но станке
затаил
£-
''Основная плоскость
Рис. 26.1. Соединение гладких насосно-компрессорных труб по стандар-
там АНИ
Рис. 26.2. Соединение труб с высаженными наружу концами по стандар-
там АНИ
455
Насосно-компрессорные трубы
Наружный Толщина Внутрен- ний Масса 1 м Наименьшие сминающие давления, кгс/см2
диаметр стенки диаметр гладкой
трубы D, мм S, мм трубы d, мм трубы,
Н-4 0 J-5 5 С-75 N-80 Р-105
26,7 (1,0 0") 2,87 21,0 1,68 540 742 1013 1081 —
33,4 (1,315") 3,38 26,6 2,50 511 703 959 1023 —
42,2 (1,660") 3,18 35,8 3,05 391 538
3,56 35,1 3,38 434 597 814 869 —
48,3 (1,900") 3,18 41,9 3,53 346 467 — —
3,68 40,9 4,05 396 544 743 793 —
52,4 (2,063") 3,96 44,5 4,74 393 541 737 786 —
60,3 (2%/') 4,24 51,8 5,87 368 505 669 702
4,83 50,6 6,60 414 569 776 828 1087
6,45 47,4 8,56 — — 1007 1074 1410
73,0 (27/в») 5,51 62,0 9,18 392 540 736 785 985
7,82 57,4 12,57 — — 1009 1076 1412
88,9 (31/2") 5,49 77,9 11,29 325 420 530 553
6,45 76,0 13,12 378 520 706 740 917
7,34 74,2 14,76 426 586 799 852 —
9,52 69,9 18,65 — — 1009 1076 1412
101,6 (4") 5,74 90,1 13,57 285 359 446 463
6,65 88,3 15,58 344 463 591 619 —
И4,3 (4Va") 6,88 100,5 18,23 316 402 506 527 —
приведены
Механические свойства сталей по стандартам АНИ
в табл. 26.2.
Предел текучести определяется как нагрузка, требующаяся для созда-
ния относительного удлинения, равного 0,5% для сталей группы прочности
Н-40, J-55, С-75 и N-80 п 0,6% для стали Р-105. На растяжение испытывают
образцы с полным поперечным сечением трубы пли образцы шириной около
38 мм, вырезанные по длине трубы. Допускается проводить испытание па
образцах шириной 19 мм для труб диаметром 88,9 мм и меньше и шириной
25,4 мм для труб диаметром 101,6 и 114,3 мм.
Испытанию на сплющивание подвергают образцы, вырезанные пз трубы
с шириной кольца не менее 63,5 мм. Не допускается появление третий прп
сплющивании образца по диаметру до величины, указанной в табл. 26.3.
Трубы подвергаются испытанию внутренним гидравлическим давлением.
За величину испытательного давления р принимают пшмешлпее пз ртссчн -
тайных отдельно для трубы и муфты:
для трубы
2s .
Р~0,8стт# >
Таблица 26.4
по стандартам АНИ
Внутреннее давление, при котором напряжения в теле трубы достигают предела текучести, кгс/см2 Растягивающее усилие, при котором напряжения в теле трубы достигают предела текучести, тс
пости стали
Н-40 J-55 С-7 5 N-8 0 Р- 105 Н-40 J-5 5 С-7 5 N-80 Р- 1 0 5
529 728 993 1059 — 6,0 8,3 11,3 12,1 —
498 684 933 995 -- 9,0 12,3 16,8 17,9 —
370 510 10,9 15,0 — — —
415 571 778 830 — 12,1 16,7 22,8 24,3 —
324 445 12,6 17,4 — —
375 517 704 751 — 14,5 20,0 27,2 29,0 —
372 512 697 744 — 17,0 23,3 31,8 33,9 __
346 476 649 692 — 21,0 28,9 39,4 42,1 —
394 541 738 787 1033 23,7 32,6 44,4 47,4 62,2
— — 987 1052 1381 — — 57,6 61,5 80,7
371 510 697 743 975 32.9 45,2 61,7 65,8 86,4
— — 988 1005 1384 — 84,6 90,2 118,4
304 418 569 607 40,5 55,6 75,9 80,9
357 491 669 714 938 47,0 64,7 88,2 94,1 123,5
406 559 762 813 — 52,9 72,8 99,3 105,8 —
— — 988 1054 1384 — — 125,4 133,7 175,5
278 382 522 556 48,7 66,9 91,2 97,3 —
323 443 605 645 — 55,9 76,8 104,8 111,7 —
297 408 555 593 — 65,4 89,9 122,6 130,8 —
для муфты
р ~ 0,8Пт. mln Г) •
где Dm — наружный диаметр муфты; dM — наружный диаметр резьбы муфты
п плоскости торца трубы после свинчивания соединения на станке.
Если нет специальной договоренности между потребителем и изготови-
телем, то испытательное давление для труб из сталей групп прочности Н-40
и J-55 ограничивается величиной 211 кгс/см2, а для труб группы прочности
стали С-75, N-80 и Р-105 величиной 703 кгс/см2. Продолжительность испы-
тания не менее 5 с.
Допуск на наружный диаметр трубы размером 114,3 мм ±0,86 мм,
для труб остальных размеров ±0,79 мм. Допуск на толщину стенки —
12,5%. Допускаемые отклонения массы партии труб — 1,75% ,а для отдель-
4-6 5
нон трубы _g’g%. Внутренний диаметр гладких труб, а также труб
с высаженными наружу концами проверяют шаблоном длиной 1067 мм. Диа-
метр шаблона должен быть меньше номинального внутреннего диаметра
трубы на 2,38 мм для труб диаметром 73 мм и менее и на 3 ,18 мм для труб
457
Соединения гладких насосно-компрессорных
Наружный диаметр трубы D Толщина стенки s Внутренний диаметр трубы d Увеличение массы трубы кг Шаг резьбы Средний диа- метр резьбы в основной плос- кости d „ ср Общая длина резьбы G Наружный диаметр муфты Z?M
26,7 (1,050") 2,87 21,0 0,09 2,54 25,334 27,8 33,4
33,4 (1,315") 3,38 26,6 0,18 2,54 32,065 28,6 42,2
42,2 (1,660") 3,56 35,1 0,36 2,54 40,828 31,8 52,2
48,3 (1,900") 3,68 40,9 0,27 2,54 46,924 34,9 55,9
60,3 (23/а") 4,24 51,8 0,73 2,54 58,989 41,3 73,0
4,83 50,6 0,73 2,54 58,989 41,3 73,0
6,45 47,4 0,64 2,54 58,989 41,3 73,0
73,0 (2’/8") 5,51 62,0 1,45 2,54 71,689 52,4 88,9
7,82 57,4 1,18 2,54 71,689 52,4 88,9
88,9 (3*//) 5,49 77,9 2,45 2,54 87,564 58,8 108,0
6,45 76,0 2,27 2,54 87,564 58,8 108,0
7,34 74,2 2,18 2,54 87,564 58,8 108,0
9,52 69,9 1,82 2,54 87,564 58,8 108,0
101,6 (4") 5,74 90,1 2,81 3,175 99,866 60,3 126,0
114,3 (4»//) 6,88 100,5 2,72 3,175 112,566 65,1 132,1
Увеличение массы одной трубы с муфтой но сравнению с массой гладг.ой трубы
диаметром 88,9 мм и более. По длине трубы изготовляют двух разме-
ров: 6,10—7,32 м и 8,53—9,75 м, причем в партии, составляющей груз
железнодорожного вагона, трубы не должны отличаться по длине более
чем на 0,61 м.
Все трубы из стали группы прочности Р-105 подвергают неразруша-
ющему методу контроля: ультразвуковому или электромагнитному и с по-
мощью магнитных порошков. Трубы из сталей других групп прочности
проверяют по требованию заказчика.
В табл. 26.4 приведены размеры, масса и наименьшие сминающие и вну-
тренние давления для насосно-компрессорных труб, изготовляемых по стан-
дартам 5А, 5АХ и 5АС АНИ.
Формулы для расчета наименьших смипающпх давлений для труб из
стали группы прочности Н-40, J-55, С-75 и N-80, а также формулы для рас-
чета наименьшего внутреннего давления приведены в главе «Обсадные трубы,
применяемые за рубежом».
Для труб из стали группы прочности Р-105 при отношении наружного
диаметра трубы к толщине стенки (D/s) меньше 12,56 наименьшие сминающие
давления определяют по формуле
£>/s —1 .
Рем —2От. mln т/м »
458
Таблица 26.5
труб ио стандартам АНИ (размеры в мм)
Длина муфты LM Гасстолпие от торца муфты до конца сбега ре- зьбы на трубе при свинчнва- 1 НИЦ Вручную (натяг/ А Ширина юрко- , вой плоскости * 1 Диаметр рас- точки муфты d0 Диаметр торцо- вой ПЛОСКОСТИ у Муфт со ско- cflMii 2о° D Страгивающие нагрузки в тс для сталей группы прочности
Н-40 J-55 С-75 N- 8 0 Р- 105
81,0 5,08 1,6 28,3 30,0 2,9 4,0 5,4 5,8 —
82,6 5,08 2,4 35,0 37,8 5,0 6,8 9,3 9,9 —
88,9 5,08 3,2 43,8 47,2 7,0 9,7 13 14 —
95,2 5,08 1,6 49,9 52,1 8,7 12 16 17 —
108,0 5,08 4,8 61,9 66,7 14 19 26 27
108,0 5,08 4,8 61,9 66,7 16 22 30 32 43
108,0 5,08 4,8 61,9 66,7 — — 44 46 61
130,2 5,08 4,8 74,6 81,0 24 33 45 48 63
130,2 5,08 4,8 74,6 81,0 — — 68 72 95
142,9 5,08 4,8 90,5 98,4 30 40 55 59
142,9 5,08 4,8 90,5 98,4 36 50 68 72 95
142,9 5,08 4,8 90,5 98,4 42 58 79 84 —
142,9 5,08 4,8 90,5 98,4 — — 105 112 147
146,0 6,35 4,8 103,2 111,1 33 45 61 65 —
155,6 6,35 4,8 115,9 123,2 47 65 89 95 —
(см. табл. 20.4) той же длинм.
Длина трубы измеряете!! до свободного торца муфты.
при /)/* от 12,57 до 20,66
Г 3,162 "1
Рсм = от. mln [_-дд--0,0795J-189,81.
Коэффициент запаса прочности на сопротивляемость смятию обычно
принимается равным 1,125, а коэффициент запаса прочности на сопротивля-
емость труб внутреннему давлению обычно принимается равным 1,0 по отно-
шению к наименьшим расчетным давлениям.
Растягивающая нагрузка Рт [кге], при которой напряжение в теле
трубы достигает предела текучести, рассчитывается по формуле
л. (D2 — d-)
1’т — От, m|n----д ’
где ат min— наименьший предел текучести материала трубы в кгс/см2; D —
наружный диаметр трубы в см; d — номинальный внутренний диаметр
трубы в см.
Стандартами 5А, 5АХ, 5АС и 5В АНИ предусмотрены муфтовые соедине-
ния для насосно-компрессорных труб без высадки и с высаженными наружу
концами, а также безмуфтовое соединение Интеграл — для труб, имеющих
о одной стороны раструб для внутренней резьбы, а с другой — небольшое
459'
Соединения наеоено-компреееорных труб е высаженными
Наружный диаметр трубы D Толщина стенки s Внутренний диа- метр трубы d Увеличение масссы трубы кг Шаг резьбы Средний Диаметр в основной плос- кости dcp Общая ЛЛИца резьбы G Наружны^ диа- М(*т|' высадКИ £)t длина Д° переход- ной части i3 —
нор- маль- ная муфта умень- шен- ная муфта
26,7 (1,050") 2,87 21,0 0,64 — 2,54 32,065 28,6 33,4 60,3
33,4 (1,315") 3,38 26.6 0,64 — 2,54 39,970 31,8 37,3 63,5
42,2 (1,660") 3,56 35,1 0,73 — 2,54 44,701 34,9 46,0 66,7
48,3 (1,900") 3,68 40,9 0,91 — 2,54 51,845 36,5 53,2 68,3
60,3 (23/в") 4,83 50,6 1,82 1,34 3,175 64,148 49,2 65,9 101,6
6,45 47,4 1,63 1,16 3,175 64,148 49,2 65,9 101,6
73,0 (2?/в") 5,51 62,0 2,54 1,71 3,175 76,848 54,0 78,6 108,0
7,82 57,4 2,27 1,43 3,175 76,848 54,0 78,6 108,0
88,9 (3'/2") 6,45 76,0 4,18 2,45 3,175 93,516 60,3 95,2 114,3
9,52 69,9 3,72 2,00 3,175 93,516 60,3 95,2 114,3
101,6 (4") 6,65 88,3 4,81 — 3,175 106,216 60,5 108,0 114,3
114,3 (41/,") 6,88 100,5 5,99 — 3,175 118,916 66,7 120,6 120,6
‘ Увеличение массы
одной
трубы с муфтой по сравнению с массой
гладкой трубы
обжатие для наружной резьбы. Страгивающая нагрузка для муфтовых со-
единений гладких насосно-компрессорных труб и безмуфтовых соединении
Интеграл определяется согласно Бюллетеню 5С2 АНИ в зависимости от пло-
щади поперечного сечения трубы под последним витком резьбы по формуле
л [(£> — 2^)2- d2]
“ От , m In /± ’
где )1г —глубина резьбы (1,41 мм для резьбы с шагом 2,54 мм и 1,81 мм
для резьбы с шагом 3,175 мм).
Для труб с высаженными наружу концами допустимые растягивающие
усилия находят в зависимости от площади поперечного сечения трубы.
На рис. 26.1 показано соединение гладких насосно-компрессорных
труб. По требованию заказчика муфты могут изготовляться со скосами по
наружному диаметру под элеватор 20°. Основные данные о соединениях
гладких насосно-компрессорных труб приведены в табл. 26.5.
Соединение насосно-компрессорных труб с высаженными наружу кон-
цами показано на рис. 26.2. Для труб диаметром 60,3; 73,0 и 88,9 мм могут
460
Таблица 26.6
наружу концами по стандартам АНИ (размеры в мм)
Наружный диаметр муфты DM Диаметр расточки муфты d0 Длина муфты LM Ширина торцовой плоскости муфты В Диаметр тор- цовой плос- кости у муф- ты со ско- сами 20° Группа прочности стали
нор- маль- ный умень- шен- ный нор- маль- ный умень- шен- ный
42,4 — 35,0 82,6 2,4 37,8 — Н-40, J-55, С-75, N-80
48,3 — 38,9 88,9 2,4 42,8 — Н-40, J-55, С-75, N-80
55,9 — 47,6 95,2 3,2 51,0 — Н-40, J-55, С-75, N-80
63,5 — 54,8 98,4 3,2 58,3 — Н-40, J-55, С-75, N-80
77,8 73,9 67,5 123 8 4,0 71,8 69,9 Н-40, J-55, С-75, N-80 Р-105
77,8 73,9 67,5 123,8 4,0 71,8 69,9 С-75, N-80, Р-105
93,2 87,9 80,2 133,4 5,6 85,9 83,2 Н-40, J-55, С-75, N-80, Р-105,
93,2 87,9 80,2 133,4 5,6 85,9 83,2 С-75, N-80, Р-105
114,3 106,2 96,8 146,0 6,4 104,8 100,7 Н-40, J-55, С-75, N-80, Р-105
114,3 — 96,8 146,0 6,4 104,8 100,7 С-75, N-80, Р-105
127,0 — 109,6 152,4 6,4 117,5 — Н-40, J-55, С-75, N-80
141,3 — 122,2 158,8 6,4 131,0 — Н-40, J-55, С-75, N-80
(см. табл. 26.4) той же длины. Длина
трубы измеряется до свободного торца муфты.
Рис. 26.3. Соединение Интеграл для насосно-компрессорных труб
по стандартам АНИ
461
Соединение насосно-компрессорных труб
На ру;кный диаметр трубы D Толщина стенки S Внутренний диаметр - 'грубы d Увеличе- ние массы трубы1, кг Шаг резьбы Средний диаметр в основной плоскости rfcp Общая длина резьбы G
33,4 (1,315") 3,38 26,6 0,09 2,54 32,065 28,6
42,2 (1,660") 3,18 35,8 0,09 2,54 40,828 31,8
3,56 35,1 0,09 2,54 40,828 31,8
48,3 (1,900") 3,18 41,9 0,09 2,54 46,924 34,9
3,68 40,9 0,09 2,54 46,924 34,9
52,4 (2,063") 3,96 44,5 0,09 2,54 51,845 36,5
1 Увеличение массы одной трубы, обусловленное высадкой и нарезанием резьбы,
рястся до торца муфтовой части трубы.
изготовляться муфты с уменьшенным наружным диаметром. По требованию
заказчика муфты могут поставляться со скосами по наружному диаметру
под элеватор 20°. Основные размеры соединений насосно-компрессорных
труб с высаженными наружу концами приведены в табл. 26.6 и па рис. 26.2.
Безмуфтовые соединения Интеграл (рис. 26.3, табл. 26.7) применяют
на трубах диаметром 33,4, 42,2, 48,3 и 53,2 мм из сталей группы прочности
Н-40, J-55, С-75 и N-80. Резьба соединений Интеграл взаимозаменяема
с резьбой гладких насосно-компрессорных труб.
Таблица 26.8
Соединение насосно-компрессорных труб Экстрам Лайн
(размеры в мм)
Наружный диаметр трубы Толщина стенки Внутрен- ний диа- метр трубы Наруж- ный диа- метр соеди- нения Внутренний диаметр соединения Длина ниппель- ной части Группа прочности стали
60,3 (2%") 4,83 50,6 76,2 49,1 71,4 J, С, N, Р
5,54 49,2 76,2 47,7 71,4 J,C,N,P
6,45 47,4 76,2 45,9 71,4 С, N, Р
73,0 (2?/8") 5,51 62,0 88,9 60,5 76,2 J, С, N,P
7,01 59,0 92,1 57,5 76,2 J, С, N, Р
7,82 57,4 92,1 55,9 76,2 С, N, Р
11,18 50,7 95,2 49,1 76,2 С, N, Р
88,9 (31/2") 6,45 76,0 108,0 73,8 90,5 J,C,N, Р
9,52 69,9 108,0 67,7 90,5 С, N, Р
11,40 66,1 111,1 63,9 90,5 С, N, Р
13,46 62,0 111,1 59,8 90,5 С, N, Р
462
Таблица 26.7
Интеграл по стандартам АНИ (размеры в мм)
Ниппельная часть Муфтовая часть Страгивающая нагрузка в тс дли сталей группы прочности
наружный диаметр внутренний диаметр dx длина вы- садки '1 mln наружный диаметр DM 1 диаметр расточки d0 длина вы- садки го mln
Н-40 J-55 С-75 N-80
33,4 24,6 34,9 39,4 35,0 44,4 7,2 10,0 13,5 14,5
42,2 33,0 38,1 47,8 43,8 47,6 10,1 13,8 —
42,2 33,0 38,1 47,8 43,8 47,6 10,1 13,8 18,9 20,1
48,3 38,9 41,3 53,6 49,9 50,8 12,2 16,8 — —
48,3 ОО Q ио, d 41,3 53,6 49,9 50,8 12,2 16,8 22,8 24,4
53,2 42,5 42,9 59,1 54,8 54,0 16,2 22,3 30,4 32,4
по сравнению с массой гладкой трубы той же
длины (см, табл. 26.4). Длина изме-
Для стандартных соединений насосно-компрессорных труб используют
резьбу с конусностью 1 : 16, углом профиля 60° и шагом 3,175 или 2,54 мм
аналогично резьбе для насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633—63.
Допускаемые отклонения но конус-
ности на длине 100 мм мм, по
шагу ±0,76 мм на длине 25,4 мм, и
+ 0,152 мм на всей длине. Допуск на
I л 051
глубину резьбы _о’1О2 мм‘
Расстояние от торца муфты до конца
сбега резьбы на трубе при свинчивании
от руки равно 6,35 мм для резьбы с «
шагом 3,175 мм и 5,08 мм для резьбы
с шагом 2,54 мм.
Фирма «Армко» выпускает насосно-
компрессорные трубы диаметром 60,3;
73 и 88,9 мм с высокогерметичным без-
муфтовым соединением Экстрам Лайн,
по конструкции аналогичным соедине-
нию Экстрам Лайн для обсадных труб.
Концы труб имеют высадку несколько
больше стандартной. В соединениях
применена резьба с шагом 4,232 мм в
конусностью 1 : 16. Дополнительными
уплотнениями служат конический по-
ясок в муфтовой части трубы, сопряга-
емый с бочкообразной поверхностью ра-
диусом 228,6 мм па ниппельной части
Прочность соединения на растяжение превышает прочность по телу трубы.
Основные размеры соединений Экстрам Лайн приведены в табл. 26.8.
Фирма «Хандрил» применяет для насосно-компрессорных труб безмуфто-
вые соединения с двухступенчатой цилиндрической резьбой FI, А-95, CS,
РН-6 (рис. 26.4). В соединениях FI и А-95 для создания герметичности
л
Рис. 26.4. Соединение насосно-
компрессорных труб фирмы «Хай-
дрил»:
<i — соединение FI и А-95; б — соеди-
нение CS и РН-6
трубы, а также упорные торцы.
463
Таблица 26.9
Соединение насосно-компрессорных труб
типа FI фирмы «Хайдрил»
(размеры в мм)
Наружный диаметр трубы D Толщина стенки s Внутренний диа- метр трубы d Длина ниппельной части гн Отношение проч- ности соединения к прочности тела трубы, % Страгивающая нагрузка в тс для стали группы прочности Рекомендуемый момент свинчива- ния, кге-м
J-5 5 N-80
60,3 (23//) 4,83 50,6 53,2 47,7 15 23 55
73,0 (27//') 5,51 62,0 54,0 49,9 23 33 85
88,9 (З1//) 6,45 76,0 66,7 52,0 34 49 110
7,34 74,2 67,5 53,7 39 57 НО
Г 9,35 70,2 68,3 57,4 52 75 ПО
[11,40 66,1 69,8 48,3 52 75 110
101,6 (4") Гб,65 88,3 66,7 54,2 42 60 150
[7,26 87,1 66,7 54,5 45 66 150
8,38 84,8 68,3 53,0 50 73 150
114,3 (41//) [6,88 100,5 66,7 53,1 48 69 210
[7,37 99,6 68,3 49,8 48 69 210
Примечание. Взаимозаменяемость соединений печивается для толщин стенок, взятых в скобки. труб одного диаметра обсс-
Таблица 26.10
Соединение насосно-компрессорных труб фирмы
«Хайдрил» типа FI-40 (размеры в мм)
Наружный диаметр трубы D Толщина стенки s Внутренний диа- метр трубы d Длина ниппель- I ной части 1„ Отношение проч- ности соединения к прочности тела трубы, % Разрушающее усилие, в тс для сталей группы прочности Рекомендуемый момент свинчи- вания, кге-м
Н-4 0 К-55 N-80
26,7 (1,050") 3,91 18,8 26,2 42,0 3,2 — — 15
33,4 (1,315") 4,55 24,3 34,1 35,9 5,0 — — 20
42,2 (1,660") 4,85 32,5 34,1 37,2 7,3 — — 25
48,3 (1,900") 5,08 38,1 46,8 36,4 8,6 — — 35
88,9 (З1//) 5,49 77,9 46,0 35,7 22 33 36 100
101,6 (4") 5,74 90,1 46,0 36,3 26 41 44 140
464
Таблица 2li.ll
Соединение насосно-компрессорных труб
фирмы «Хайдрил» типа А-95 (размеры в мм)
Наружный диаметр 'грубы JJ Толщина стенки s Внутренний диа- МгТр Трубы d Наружный диа- метр соединения D, Ви у трся и ий дпа- метр соединения d, Длина ниппель- ной части Z Отношение прочно- сти соединения к прочности тела трубы. % Страгиваю- щая нагруз- ка в тс для сталей группы прочности Рекомен- дуемый момент свинчива- ния в иге - м для сталей" группы прочности
J- 5 б N-8U J-5;i N-80
42,2 (1,660") 3,56 35,0 47,1 33,0 55,8 95 16 23 55 85
48,3 (1,900") 3,68 40,9 53,2 38,8 55,8 95 19 28 85 ПО
52,4 (2,063") 3,96 44,5 58,4 43,2 56,0 95 22 32 100 120
60,3 (23/в") 4,83 50,6 66,8 49,4 57,8 95 31 45 150 210
73,0 (2?,/) 5,51 62,0 80,1 60,3 59,6 95 43 63 210 290
88,9 (3’//) 6,45 76,0 96,6 74,2 71,0 95 61 89 350 420
101,6 (4") 6,65 88,3 109,6 86,2 71,0 95 73 106 420 480
114,3 (4V/) 6,88 100,5 122,6 98,2 72,2 95 85 124 480 620
против внутреннего и наружного давления применяют скошенные под
углом
30° наружные упорные торцы и конические внутренние уплотнительные
поверхности с углом наклона 14°.
Соединение П (табл. 26.9) предназначено для
гладких труб диаметром от 60,3 до 101,6 мм. Проч-
ность резьбового соединения па растяжение по отно-
шению к прочности тела трубы составляет от 48 до
53%. Соединения невзаимозаменяемы для тру б одного
диаметра с различной толщиной стоики. Для тонкостен-
ных труб используют соединение FI-40 с односту-
пенчатой резьбой (табл. 26.10).
Соединения типа А-95 используют для труб с
высадкой несколько больше стандартной (табл. 26.11).
Прочность резьбового соединения па растяжение ио
отношению к прочности тела трубы для соединения
типа Л-95 составляет 95% . Применение соединений
А-95 в большинстве случаев позволяет спускать в сква-
жину колонну на размер больше колонны труб со
стандартными муфтовыми соединениями.
В соединениях CS п РП-6 помимо скошенных на-
ружных торцов и конических внутренних уплотнитель-
ных поверхностей имеются внутренние упорные торцы.
Соединение CS (табл. 26.12) применяют для труб ,
Рис. 26.5, Соединение насосно-компрессорных труб DS
и DSS с уплотнительным тефлоновым кольцом
30 Заказ 754
465
Таблица 26.12
Соединение насосно-компрессорных труб
фирмы «Хандрил» типа CS (размеры в мм)
Наружный диаметр трубы D Толщина стенки ? Внутренний диа- метр трубы d Наружный диаметр сое- динения Dj Внутренний диа- метр соединения di I Длина ниппель- ной части /н Отношение проч- ности соединения к прочности тела трубы, % Рекомендуе- мый момент свинчивания в кгс - м для сталей груп- пы прочности
нор- мальный умень- шенный
J-5 5 С-7 5, N-80, Р-105
26,7 (1,050") 2,87 20,93 33,7 33,0 17,5 55,5 140 30 40
3,91 18,85 33,7 — 17.5 55,5 108 30 40
33,4 (1,315") 3,38 26,64 39,4 38,6 24,6 55,5 116 40 55
4,55 24,30 40,6 — 21,9 55,5 104 40 55
42,2 (1,660") 3,56 35,04 47,8 47,2 33,0 55,5 114 55 85
4,85 32,46 48,9 — 30,9 55,5 103 55 85
48,3 (1,900") 3,68 40,90 53,6 53,2 38,9 55,5 110 85 НО
5,08 38,10 54,9 — 36,6 55,5 103 85 110
52,4 (21/,в") 3,96 44,48 59,2 58,4 43,2 55,5 109 95 125
60,3 (23//) 4,83 50,66 49,24 69,5 66,8 49,4 57,7 106 150 210
5,54 69,5 — 48,0 57,7 105 150 210
73,0 (27/8") 5,51 62,00 81.8 80,0 60,3 59,4 102 210 290
88,9 (37/) 6.45 76,00 98,2 96,6 74,2 70,8 105 350 410
7,34 74,22 98,2 — 73,1 70,8 101 350 410
101,6 (4") 6,65 88,30 110,3 109,7 86,2 70,8 105 410 480
114,3 (41//) 6,88 100,54 123,3 122,6 98,2 71,9 105 480 620
7,37 99,57 125,3 — 97,5 71,6 103 480 620
имеющих большую высадку по сравнению со стандартной. Прочность соедине-
ния на растяжение больше, чем прочность тела трубы. Три уплотнительные
поверхности обеспечивают высокую герметичность соединений. По данным
фирмы соединения CS выдерживали при ис пытании давление до 1550 кгс/см2.
Соединение РН-6 (табл. 26.13) попользуют на толстостенных насосно-ком-
прессорных трубах, предназначенных для работы при высоких давлениях.
Соединение РН-6 отличается от соединения CS увеличенной высадкой кон-
цов труб и усиленной резьбой. Гладкая внутренняя поверхность труб с соеди-
нениями CS и РН-6 способствует увеличению коррозионной стойкости.
Для борьбы с коррозией при воздействии особо агрессивных сред на трубах
с соединениями CS и РН-6 применяют внутренние пластмассовые покрытия.
Конструкции соединений CS-CB и РН-6-СВ (соединения с «коррозионным
барьером») выполнены с учетом применения на трубах с внутренним пласт-
массовым покрытием специального кольца для лучшей защиты места стыка
внутренних торцов.
466
Q0 “О © СП фч фч СО Ю
QOttQtOOOtOWD
© © Ъэ *£* со ьо ф> Vj
-о©слф-ч45-соьзьо
© ГО О 45*. О СП СК о
'о'о'^-1'сл ©"© ©
OOOOOOOfc
tototototototooo
Наружный диаметр трубы ft © © 13 В В 114,3 (41 /2") 101,6 (4”) (//те) б‘88 73,0 (2’/8’) 60,3 (2%") Наружный диаметр трубы D
Толщина стенки О 00 © сл № © 8,3? to tO © CD ©coi w cn © to tn О © 'to'cD 05 00 © © © 45ч tO А- со © © СЛф'фч СО со сл Толщина степни s
Внутренний диаметр трубы И в © © © ЬО --1 00 ф. 00 w2©o © M 00 M СЛ сл сл сл сл to СО СЛ «0 © фч 45ч 4>* СО © -ч! ьосо'фч © Ф* to Внутренний диа- метр трубы d
05 ОО 45ч О to 05 о ^kAjxCOO
длина ниппельной части 130, 134, 117, 109, 109, 114, 115, © © © 00 оо СП СО to 00 сл 73, 74, 79, Наружный диа- мето соединения D.
I насос (змеры © to СИ CD CO СП СЛ to -О кА СО -о фч© со
Шаг резьбы со © О СП со C5 C5 Ci 05 -* CO 00 00 СП СЛ СЛ СП СП О на 45ч сл -О 00 оэ^ © сл фч фч фч к-4 сл сл Внутренний диа- мего соединения d.
я 5 to A (\3 0
наружный диа- метр соединения а и а о — S 00 00 to ►*. 1о © 82,: 00 oo co oo к-й- to bo '©'©'to'tO со Ф^ Ф Сл фч СЛ СЛ Длина ниппель- ной части 1..
В
Внутренний диа- метр соединения о © Г5 © •ТЗ В »-а ил. О О QO 00 108 о © • to О 05 CD © О О О о о О © 00 оо 00 кА кА ф © кА -а © о Отношение проч- ности соединения к прочности тела «ггчл-Лкг 0/
Отношение проч- ности соединения к прочности трубы, % Е
х труб 1-3 9 ОХ -a © 05 tO о о 550 C5 СП Сл СП CD СЛ СЛ СЛ О О О О фч фч фч СО СО фч фч фч О © © о о о о to to to to to to © о © J-55 Рекомендуем) мент свинчи соединения в для сталей г прочное'
наи- мень- ший Рекомендуе- мый момент свинчива- ния, кгс- м S3 в J3 9 О 00 СЛ СО о о 760 со -ч -а -о о С5 05 05 О С О О © © © фч фч to to to кА -а о о о о о co co co © © о © о о С-75
наи- боль- ший to 05 кА фч СО О О СЛ о о 970 ьз to CD CD сл <( -а -о © © © © -О -О -О фч фч © © © СО 00 о © о ф о co co co © © © Р-105 ый мо- вания кгс - м руппы ГН
Таблица
Соединение насосно-компрессорных труб типа РН-6
(размеры в мм)
Таблица 26.15
Соединение DSS для насосно-компрессорных труб
(размеры в мм)
Наружный диаметр трубы 1 Толщина стенки Внутренний диаметр трубы Шаг резьбы Длина ниппельной части Наружный диа- метр соединения Внутренний диа- метр соединения Отношение про- чности соединения к прочности тела трубы, % Рекомендуе- мый момент свинчива- ния, кге м
наи- мень- ший наи- боль- ший
33,4 (1,315") 3,38 26,64 3,175 39,7 39,4 25,6 120 20 40
42,2 (1,660") 3,56 35,04 3,175 46,0 47,8 33,0 111 30 55
48,3 (1,900") 3,68 40,90 3,175 50,8 53,7 38,9 НО 55 75
52,4 (2,063") 3,96 44,48 3,175 55,6 58,2 43,2 115 75 125
60,3 (23/а") 4,83 50,66 3,175 69,8 68,6 49,4 114 100 140
5,54 49,24 3,175 69,8 68,6 48,2 111 100 140
6,45 47,42 3,175 69,8 71,1 45,8 112 НО 150
6,63 46,94 3,175 69,8 71,1 45,6 НО 110 150
8,53 43,26 3,175 69,8 73,7 41,7 109 110 150
73,0 (27/а") 5,51 62,00 4,233 76,2 81,8 60,3 115 130 170
7,01 59,00 4,233 76,2 85,3 57,5 НО 140 180
7,82 57,38 4,233 76,2 87,4 55,9 109 140 180
8,03 56,96 4,233 76,2 87,4 55,4 109 140 180
8,64 55,74 4,233 76,2 88,9 54,1 109 140 180
9,19 54,64 4,233 76,2 88,9 53,0 108 140 180
10,29 52,44 4,233 76,2 92,1 50,8 107 140 180
11,18 50,66 4,233 76,2 92,1 49,4 105 140 180
88,9 (Зу2") 6,45 76,00 4,233 85,7 98,2 74,2 114 150 200
7,34 74,22 4,233 85,7 100,0 73,0 109 150 200
9,35 70,20 4,233 85,7 102,9 68,6 109 150 200
101,6 (4") 5 74 90,12 4,233 88,9 109,9 88,6 114 170 200
6,65 88,30 4,233 88,9 111,7 86,8 111 170 200
7,26 87,07 4,233 88,9 112,3 85,5 111 170 200
8,38 84,84 4,233 88,9 114,3 83,0 111 170 200
114,3 (41/а") 6,88 100,54 4,233 92,1 124,2 99,0 112 170 200
8,56 97,18 4,233 92,1 127,0 95,7 109 170 200
9,47 95,35 4,233 92,1 128,3 93,8 108 170 200
10,92 92,46 4,233 92,1 130,6 90,7 108 170 200
Фирмы «Стюарт», «Атлас Брэдфорд», «Бакер» и другие изготовляют
насосно-компрессорные трубы с безмуфтовыми соединениями DS и DSS
с упорной резьбой, упорными торцами и уплотнительными кольцами из
тефлона. Соединения DS и DSS отличаются размерами высадки концов
труб (рис. 26.5, табл. 26.14 и 26.15)
Насосно-компрессорные трубы изготовляются с соединениями, анало-
гичными соединениям Сил Лок, Батресе и VAM для обсадных труб, приве-
денных в главе «Обсадные трубы, применяемые за рубежом».
468
В соединении насосно-компрессорных труб Сил Лок диаметром 60,
73 и 89 мм применена резьба с шагом 4,233 мм и конусностью 1 : 12. В соеди-
нениях Батресе (табл. 26.16) и VAM (табл. 26.17) шаг резьбы равен 3,175 мм,
конусность 1 : 16. Все соединения равнопрочны с телом трубы.
Таблица 26.16
Соединение Батресе для насосно-компрессорных труб
(размеры в мм)
Наружный диаметр трубы Толщина стенки 1 _ . Внутренний диаметр Общая длина резьбы» мм Средний диаметр резьбы в основной плоскости Наружный диаметр муфты Наружный диаметр резьбы муфты в плоскости торца Длина муфты
нормаль- ный умень- шенный нормаль- ный умень- шенный
50,8 (2") 4,19 42,4 82,6 49,83 63,5 58,4 56,9 54,6 196,8
60,3 (2э/а") 4,83 6,45 50,6 47,4 92,1 59,36 73,0 68,6 66,4 64,4 215,9
73,0 (27//) 5,51 7,01 7,82 62,0 59,0 57,4 92,1 71,06 88,9 81,8 80,6 77,2 215,9
88,9 (З1//) 6,45 7,34 11,40 76,0 74,2 66,1 92,1 87,93 108,0 98,2 98,2 93,3 215,9
101,6 (4") 6,65 88,3 98,4 90,63 120,6 111,8 110,8 105,8 228,6
114,3 (4i/2“) 6,88 100,54 105,8 113,33 132,1 125,0 122,9 119,4 241,3
Стандарты АНИ предусматривают использование насосно-компрессор-
ных труб из стали группы прочности N-80 для бурильных колонн диаметром
27, 33, 42 и 48 мм. Концы труб имеют высадку под приварку высокопрочных
замков со специальной замковой резьбой, шагом 4,233 мм п конусностью
1 : 8. В тех случаях, когда требуется обеспечить высокую герметичность
замковых соединений, на основании конуса ниппельной части замка де-
лается кольцевая проточка, в которую вставляется уплотнительное кольцо
круглого сечения толщиной 2,6 мм. Размеры насосно-компрессорных труб
с высаженными концами и приваренными замками показаны па рис. 26.6
и табл. 26.18.
Фирма «Хандрил» для тех же целей рекомендует применять насосно-
компрессорные трубы диаметром 27, 33, 42 и 48 мм с соединениями типа CS
с двухступенчато» резьбой. Для предохранения речь бы тру? от износа в каж-
дом соединении используют два сменных переводника с тако! >ге резьбой ,
как и на трубах, но изготовленными из высокопрочной стали и имеющих
469
Соединение VAM (Валурек)
Рекомен
муфты, мм К-55
Наружный диаметр, мм Толщина стенки, мм увеличенный । нормальный уменьшен- ный минималь- ный оптималь- ный максималь- ный
60,3 (23//) 4,83 5,54 6,45 7,12 8,53 73,0 73,0 73,0 73,0 73,0 68,5 68,5 70,5 72,5 72,5 66,5 68,5 190 200 250 200 225 275 220 250 325
73,0 (2V/) 5,51 7,01 7,82 9,19 10,28 88,9 88,9 88,9 88,9 88,9 81,2 84,5 84,5 87,7 87,7 80,0 82,9 82,9 300 350 325 375 350 400
88,9 (31//) 5,49 6,45 7,34 9,52 10,50 11,43 12,40 108,0 108,0 108,0 108,0 108,0 108,0 108,0 96,6 98,1 99,5 102,5 105,1 105,1 96,4 97,9 100,5 102,3 102,3 104,9 350 350 475 600 750 750 400 400 525 650 800 800 450 450 575 700 850 850
101,6 (4") 5,74 6,65 8,38 9,65 10,92 120,6 120,6 120,6 120,6 120,6 109,9 110,9 113,5 117,2 117,2 109,6 110,7 300 375 500 600 600 350 475 600 700 700 400 575 700 800 800
114,3** (4’//) 5,69 6,35 6,88 7,37 8,56 9,65 10,20 10,92 132,1 132,1 132,1 132,1 132,1 132,1 132,1 132,1 123,5 123,5 123,5 126,0 126,0 129,7 129,7 129,7 122,0 122,0 122,0 122,0 124,0 550 600 600 600 650 650 650 700 700
* Рекомендуемый крутящий момент свинчивания приведен для муфт с нормальным
•* Трубы итого диаметра могут использоваться как обсадные из стали группы проч
Трубы с толщинами стенок 8,56 мм и более могут быть изготовлены также из сталей
470
Таблица 26.17
для насосно-компрессорных труб
Дуемый крутящий момент • в кге м для сталей группы прочности
С-75 и N-80 С-90 и С-95 Р-105
минималь- ный оптималь- ный максималь- ный минималь- ный оптималь- ный максималь- ный минималь- ный оптималь- ный максималь- ный
250 275 325 275 300 350 275 300 350
9,50 275 325 300 325 375 300 325 375
250 275 325 350 375 425 350 375 425
400 425 475 400 425 475 400 425 475
400 425 500 450 475 525 450 475 525
350 375 400 350 375 400 350 375 400
425 450 500 425 450 500 425 450 525
425 450 525 425 450 525 425 450 525
500 525 600 550 575 625 550 575 650
550 575 650 575 600 650 575 600 675
400 450 500 475 525 575 475 525 575
450 500 550 600 650 700 600 650 750
600 650 800 650 700 850 650 700 850
750 800 950 825 875 1025 825 875 1025
750 800 1000 950 1000 1150 950 1000 1150
875 925 1100 1000 1050 1200 1000 1050 1200
— — — — — —
400 500 600 400 500 600 400 500 600
450 550 650 450 550 650 450 550 650
550 650 750 575 675 775 575 675 775
700 800 900 700 800 900 700 800 900
725 825 925 800 900 1000 800 900 1000
575 625 675 600 650 700 — —
600 650 700 600 650 725 600 650 725
600 650 800 600 650 800 600 650 800
700 750 900 700 750 900 700 750 900
750 800 1000 750 800 1000
850 900 1100 850 900 1100
850 900 1100 850 900 1100
— — — 850 900 1100 850 900 1100
ности р-105*с толщиной стенки 6,88 мм остальные изготовляются иа стали Р-110.
Q-125 и V-150.
471
Таблица 26.18
Насосно-компрессорные трубы с приваренными замками
(размеры в мм)
Наружный диаметр трубы 1) Тол щипа стопки S Внутрен- ний диаметр трубы d Наружный диаметр соединения Hi Внутренний диаметр соединения dt Диаметр основа- ния конуса dK Длина конуса 'к
26,7 (Л ,050') 3,91 18,9 34,9 18,3 30,2 38,1
.33,4 (1,315") 4,55 28,3 41,3 23,0 35,4 44,4
42,2 (1,660") 5,03 32,1 46,0 23,8 38,6 44,4
48,3 (1,900") 5,56 37,2 54,0 25,4 44,1 44,4
увеличенный па 2 — 3 мм наружный диаметр по сравнению с диаметром выса-
женного конца труб.
Рис. 26.6. Насосно-компрессорные трубы с приваренными замками, исполь-
зуемые в качестве бурильных труб малого диаметра (по стандартам АНИ):
1 — сварной шов; 3 — уплотнительное кольцо
Основные размеры насосно-компрессорных труб типа CS с переводниками
приведены в табл. 26.19.
Таблица 26.19
Насоепо-компрссеорные трубы фирмы «Хандрил» типа CS с переводниками
(размеры в мм)
Н а р у; к н i >i i i д и а м е т р труби Толщина стенки Наружный диаметр переводника В путренпий диаметр переводника
26,7 (1,050") 2,87 3,91 35,7 18,3
35,7 18,3
33,4 (1,315") 3,38 41,3 24,2
4,55 41,3 23,0
42,2 (1,660") 3,56 49,6 32,5
4,85 50,8 31,0
5,03 50,8 31,0
48,3 (1,900") 3,68 55,6 38,5
5,08 57,9 36,5
5,56 57,9 35,8
Ы2
Раздел IV
ТРУБЫ ДЛЯ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ
КОММУНИКАЦИЙ
Глава 27
СОРТАМЕНТ ТРУБ
[1 рп сооружении нефтепромысловых коммуникаций используют трубы
водогазоироводные по ГОСТ 3262—62, трубы стальные бесшовные горяче-
катаные по ГОСТ 8732—70 и отремонтированные трубы нефтяного сорта-
мента, по своему состоянию не пригодные к использованию по прямому
па шипению.
Трубы стальные водогазопроводные (газовые)
по ГОСТ 3262-62
Стандарт распространяется па неоцинкованные (черные) и оцинкован-
ные стальные сварные трубы обыкновенные, усиленные и легкие без резьбы
или с резьбой, применяемые для водопроводов и газопроводов, а также для
систем отопления и деталей конструкций. Сортамент труб приведен
в табл. 27.1.
Допускается поставка безрезьбовых легких труб, предназначенных
иод накатку резьбы, с размерами, указанными в табл. 27.2.
По длине трубы поставляют:
а) пемерной длины — в пределах от 4 до 12 м; в партии допускается
до 5% труб длиной от 1,5 до 4 м;
б) по требованию потребителя — мерной пли кратной мерной длины
в пределах пемерной.
Допускаемые отклонения по размерам труб не превышают величин,
указанных в табл. 27.3.
Допускаемые отклонения по массе не превышают: для партии труб
--<8%, для отдельной трубы
Кривизна труб, поставляемых с непрерывных станов, не должна пре-
вышать на 1 м:
для труб с условным проходным отверстием до 20 мм
включительно.......................................... 2 мм
для труб с условным проходным отверстием более 20 мм 1,5 мм
Для труб, изготовленных на цепных станках печной сварки в стык,
прямолинейность определяют на глаз.
Технические требования на трубы стальные водогазопроводные
1. Трубы изготовляют из хорошо сваривающейся стали марок по
ГОСТ 380—71.
2. Трубы поставляют без резьбы и муфт или без резьбы, но в комплекте
с муфтами.
По обоснованному требованию потребителя трубы с условным проход-
ным отверстием более 10 мм можно поставлять с конической, цилиндриче-
ской длинной или короткой резьбой на обоих концах и с муфтами с той же
резьбой из расчета одной муфты на каждую трубу. Тип резьбы указывает
потребитель.
3. Муфты изготовляют из стали или ковкого чугуна и соответствуют
требованиям ГОСТ 8966—59 на стальные муфты, ГОСТ 8954—59
473
Таблица 27.1
годное отверстие, аметр, мм Трубы Резьба
легкие обыкно- венные усиленные аметр в ос- г>сти, мм ia длине 25,4 мм длина до сбега, мм
S S я масса 1, кг геики, мм масса ), кг S S s' масса >, КГ ваьбы цилинд- рической резьбы
о S и я <и к ь ge « н лв Я я о к н ct «О< я >> в к Й о я я
н 0J О Я 3 с о я 9 £ S3 о СЗ 8- В и о а я ф 2 S 8 « я л Я я О я о и О я О С
п о 5 s Л5 н я о -S- а о S S В R & - 8 * S I о оа £ О я & я се с О 5 S ГР я я о с я S ч
S X с. -« f- --1 Н я я О' я ЕС —
6 10,2 1,8 0,37 2,0 0,40 2,5 0,47 — —
8 13,5 2,0 0,57 2,2 0,61 2,8 0,74 — — —. — —
10 17,0 2,0 0,74 2 2 0,80 2,8 0,98 — — — — —
15 21,3 2,5 1,16 2,8 1,28 3,2 1,43 20,956 14 15 14 9,0
20 26,8 2,5 1,50 2,8 1,66 3,2 1,86 26,442 14 17 16 10,5
25 33,5 2,8 2,12 3,2 2,39 4,0 2,91 33,250 11 19 18 11,0
32 42,3 2,8 2,73 3,2 3,09 4,0 .3,78 41,912 И 22 20 13,0
40 48,0 3,0 3,33 3,5 3,84 4,0 4,34 47,805 11 23 22 15,0
50 60,0 3,0 4.22 3,5 4,88 4,5 6,16 59,616 11 26 24 17,0
70 75,5 3,2 5,71 4,0 7,05 4,5 7,88 75,187 И 30 27 19,5
80 88,5 3,5 7,34 4,0 8,34 4,5 9,32 87,887 11 32 ,30 22,0
90 101,3 3,5 8,44 4,0 9,60 4,5 10,74 100,334 и 35 33 26,0
100 114,0 4,0 10,85 4,5 12,15 5,0 13,44 113,034 и 38 36 30,0
125 140,0 4,0 13,42 4,5 15,04 5,5 18,24 138,435 11 41 38 33,0
150 165,0 4,0 15,88 | 4,5 17,81 5,5 21,63 163,836 11 45 42 36,0
Таблица 27.2
Условное проход- ное от- верстие, мм Наруж- ный диаметр, мм Толщина СТРИГИ, мм Теорети- ческая масса 1 м труб, КГ Условное проход- ное от- верстие, мм Наруж- ный диаметр, мм Толщина стенки, мм Теорети- ческая масса 1 м труб, кг
10 16 2,0 0,69 32 41 2,8 2,64
15 20 2,5 1,08 । 40 47 3,0 3,26
20 26 2,5 1,45 | 50 59 3,0 4,14
25 32 2,8 2,02 70 74 3,2 5,59
Таблица 27.3
Допускаемые отклонении при точности изготовления
Размеры труб
обычная
повышенная
При условном протот По наружному диаметру
ном отверстии мм:
<-40 ±0,5 мм ±0,4 мм
>40 ±1,0% ±0,8%
По толщине стенки
Для всех размеров, % —15 —10
Примечание. Отклонение в плюсовую сторону по толщине стенки ограничи-
вается допускаемыми отклонениями по массе труб.
474
п ГОСТ 8955—59 на муфты пз ковкого чугуна с цилиндрической резьбой
пли ГОСТ 6170—52 па муфты из ковкого чугуна с конической резьбой.
4. Оцинкованные трубы имеют сплошное цинковое покрытие по всей
наружной и внутренней поверхности. Оцинкованные трубы с резьбой снаб-
жают оцинкованными муфтами.
5. Сварные трубы должны выдержать до нарезки испытание гидравли-
ческим давлением:
трубы обыкновенные и легкие....................25 кгс/см2
трубы усиленные ................................32 кгс/см2
6. Резьба цилиндрическая выполнена но ГОСТ 6357 — 73, а коническая —
по ГОСТ 6211—69 (3-й класс точности).
7. Резьба оцинкованных труб нарезается после их оцинковки.
8. Резьба труб защищена от коррозии и механических повреждении'.
Трубы стальные бесшовные горячекатаные
(по ГОСТ 8732-70)
Трубы поставляют ио наружному диаметру, толщине стенки и длине.
Размеры и масса 1 м труб должны соответствовать данным, приведенным
в табл. 27.4 (трубы с толщинами стенок 22, 24, 25, 26, 28. 30, 32, 34, 35,
36, 38, 40, 42, 45, 48, 50, 56, 60 мм в таблице не приведены).
По длине трубы должны поставлять:
пемерной длины — в пределах от 4 до 12,5 м
мерной длины — в пределах немерной
длины, кратной мерной — в пределах пемерной длины с при-
пуском на каждый рез по 5 мм.
Предельные отклонения по длине труб мерной длины и длины, кратной
мерной, не должны превышать:
1-10 мм — при длине труб до 6 м
4-15 мм —при длине труб свыше 6 м или наружным диамет-
ром больше 152 мм.
Допускаемые отклонения по наружному диаметру и толщине стенки
труб не должны превышать указанных в табл. 27.5.
Допускаемые отклонения по внутреннему диаметру труб не превышают
соответствующих допускаемых отклонений по наружному диаметру.
Овальность и разностеипость труб должна находиться в пределах до-
пусков ио диаметру и толщине стенки.
Кривизна па участке любой длины не должна превышать (в мм на 1 м)
для труб с толщиной стенки:
до 20 мм.................................1,5
свыше 20 до 30 мм......................... 2
свыше 30 мм............................... 4
Примеры условных обозначений:
1. Труба с наружным диаметром 70 мм, с толщиной стенки 3,5 мм,
длиной, кратной 1250 мм, из стали марки 10, с поставкой по ГОСТ 8731—74.
Труба 70 X 3,5 X 1250 кр — 10 — ГОСТ 8732 — 70.
2. Труба с наружным диаметром 76 мм, с толщиной стенки 6 мм, не-
мерной длины, из стали марки 35, с поставкой по ГОСТ 8731 — 74.
Труба 76 X 6 X 6000 — 35— ГОСТ 8732—70
Технические требования на трубы стальные бесшовные
1. В зависимости от назначения трубы должны поставлять:
а) по химическому составу — из стали марок по ГОСТ 1050—74,
ГОСТ 4543—71, ГОСТ 5058—65 и по ГОСТ 380—71, а по механическим
свойствам — согласно требованиям табл. 27.6;
475
Наруяишй
.чпамеч р,
м м
25
28
32
38
42
45
50
54
57
60
63,5
68
70
73
76
83
89
95
102
1,3
1,5
1,7
2,1
2,4
2,6
2,9
Т а Г> л п ц а 27.4
Трубы стальные бесшовные горячекатаные (по ГОСТ 8732—70)
Толщина стопки
2,8 3 3,5 ч 4,3 5 5,о G 7 (7,5) 8 (8,5)
Масса 1 м трупы, кг
9 1,53 1,63 1,86 2,07 2 2^ 2,47 2,64 2,81 2,97 3,11 3,24 3,35
7 1,74 1,85 2,11 2,37 2,61 2,84 3,05 3,26 3,45 3,63 3,79 3>
6 2,02 2,15 2,46 2,76 3,05 3,33 3,59 3,85 4,09 4,32 4,53 4,74
9 2,43 2,59 2,98 3,35 3,72 4,07 4,41 4,74 5,05 5,35 5,64 5,92
4 2,70 2,89 3,32 3,75 4,16 4,56 4,95 5,33 5,69 б;04 6,38 6,71 7,02
2 2,91 3,11 3,58 4,04 4,49 4,93 5,36 5,77 6,17 6,56 6,94 7,30 7,65
3 3,25 3,48 4,01 4,54 5,05 5,55 6,04 6,51 6,97 7,42 7,86 8,29 8,70
3,77 4,36 4,93 5,49 6,04 6,58 7,10 7,61 8,11 8,60 9,08 9,54
4,00 4,62 5,23 5,83 6,41 6,99 7.55 8,10 8,63 9,16 9,67 10,17
4,42 4,88 5,52 6,16 6,78 7,39 7,99 8,58 9,15 9,71 10,26 10,80
4,48 5,18 5,87 6,55 7,21 7,87' 8,51 9,14 9,75 10,36 10,95 11,53
4.81 5,57 6,31 7,05 7,77 8,48 9,17 9,86 10,53 11,19 11,84 12,47
4,96 5,74 6,51 7 27 8,01 8,75 9,47 10,18 10,88 11,56 12,23 12,89
5,18 6,00 6,81 7,60 8,38 9,16 9,91 10,66 11,39 12,11 12,82 13,52
5,40 6,26 7,10 7,93 8,75 9,50 10,36 11,14 11,91 12,67 13,42 14,15
6,86 7,79 8,71 9,62 10,51 11,39 12,26 13,12 13,96 14,80 15,62
7,38 8,38 9,38 10,36 11,33 12,28 13,22 14,16 15,07 15,98 16,87
7,90 8,98 10,04 11,10 12,14 13,17 14,19 15,19 16,18 17,16 18,13
8,50 9,67 10,82 11,96 13,09 14,21 15,31 16,40 17,48 18,55 19,60
totecooajmcoooogscHLOO-JCntecD
СООООООООСЛОСТ!МЧН*СЛЮ
-q»6*i-^oc©ooocH^kP*4scctotx?i-ko
СОСЛСОСО^ОООСОЮСХОСО-^^^чОО
I I I I I I I I I I I I I I I I I I
I I I I I I I I I I I I I I I II I
I I I I I I I I I I I I I I I I I I
I I I I I I I I I I I I I I I I I I
Нару;к = ный диаметр, мм
9 (9,5) 10
25 28 32 38 42 45 50 54 57 60 63,5 68 70 73 76 83 89 95 102 108 1 14 7,32 7,99 9,10 7,60 8,32 9,49 7,88 8,63 9,86
9,99 10,65 11,32 12,10 13,10 13,54 14,21 14,87 16,42 17,76 19,09 20,64 21,97 23,31 10,43 11,13 11,83 12,65 13,71 14,17 14,88 15,58 17,22 18,63 20,03 21,67 23,08 24,48 10,85 11,59 12,33 13,19 14,30 14,80 15,54 16,28 18,00 19,48 20,96 22,69 24,17 25,65
Продолжение табл. 27.4
Толщина стенки
11 12 (13) 14 15 16 (17) 18 19 20
Масса 1 м трубы, кг
11,67 12,48 13,29 14,24 15,46 16,01 16,82 17,63 19,53 21,16 13,32 14,21 15,24 16,57 17,16 18,05 18,94 21,01 22,79 14,11 15,07 16,19 17,63 18,27 19,24 20,20 22,44 24,37 15,88 17,09 18,64 19,33 20,37 21,41 23,82 25,89 19,61 20,35 21,46 22,57 25,15 27,37 20,52 21,31 22,49 25,68 26,44 28,80 23,48 24,74 27,67 30,19 24,41 25,75 28,85 31,52 25,30 26,71 29,99 32,80 34,03
22,79 24,56 26,29 27,97 29,59 31,17 32,70 34,18 35,61 36,99
24,69 26,63 28,53 30,38 32,18 33,93 35,64 37,29 38,89 40,44
26,31 28,41 30,46 32,45 34,40 36,30 38,15 39,85 41,70 43,40
27,94 30,19 32,38 34,53 36,62 38,67 40,67 42,62 44,51 46,36
121 24,86 26,12 27,37 29,84 32,26 34,62 36,94 3,9,21 41,43 43,60 45,72 47,79 49,82
127 26,19 27,53 28,85 31,47 34,03 36,55 39,01 41,43 43,80 46,12 48,39 50,61 52,78
133 27,52 28,93 30,33 33,10 35,81 38,41 41,00 43,65 46,17 48,63 51,65 53,42 55,73
140 29,08 30,57 32,06 34,99 37,88 40,72 43 50 46,24 48,93 51,57 54,16 56,70 59,19
146 30'41 31,98 33,54 36,62 39,66 42,64 45,57 48,46 51,30 54,08 56,82 59,51 62,15
159 31^74 33,39 35,02 38,25 41,43 44,56 47,65 50,68 53,66 56,60 59,48 62,32 65,11
159 33^29 35,03 36,75 40,15 43,50 48,61 50,06 53,2/ 56,43 59,53 62,59 65,60 68,56
.47,13 38 97 42.59 46.17 49.69 53.17 56.60 59.98 63,31 66,59 69,82 73,00
180 37*95 39,95 41,92 45,85 49,72 53,54 57,31 61,04 64,71 68,34 71,91 75,44 78,92
194 41'06 43,23 45,38 49,64 53,86 58,03 62,15 66,22 70,24 74,21 78,13 82,00 85,28
203 43^05 45,33 47,59 52,08 56,52 60,91 65,94 69,54 73,78 77,97 82,12 86,21 90,26
^19 4б’б1 49,08 51,54 56,43 61,26 66,04 70,78 75,46 80,10 84,69 89,23 93,71 98,15
245 52,38 55,17 57,95 63,48 68,95 74,38 79,76 85,08 90,36 95,59 100,77 105,90 110,98
273 58,60 61,73 64,86 71,07 77,24 83,36 89,42 95,44 101,41 107,33 113,20 119,02 124,79
299 64*37 67,83 71,27 78,13 84,93 91,69 98,40 105,06 111,67 118,23 124,74 131,20 137,61
325 70,14 73,92 77,68 85,18 92,63 100,03 107,38 114,68 121,93 129,13 136,28 143,38 150,44
351 75'91 80,01 84,10 92,23 100,32 108,36 116,35 124,29 132,19 140,03 147,82 155,56 163,26
377 81^68 86,10 90,51 99,29 108,02 117,00 125,33 133,91 142,44 150,93 159,36 167,75 176,08
402 87^21 91,95 96,67 106,06 115,41 124,71 133,94 143,15 152,30 161,40 170,45 179,45 188,40
426 92,55 97,57 102,59 112,58 122,52 132,41 142,25 152,04 161,78 171,47 181,11 190,71 200,25
450 (465) 480 500 530 (550) 560 600 630 720 820 98,87 101,10 104,52 108,96 115,62 120,07 122,28 131,17 137,81 157,80 179,99 103,20 106,48 110,22 114,91 121,94 126,62 128,97 138,34 145,36 166,45 189,88 108,50 112,20 115,90 120,83 128,23 133,16 135,63 145,50 152,89 175,09 199,75 119,08 123,15 127,22 132,65 140,78 146,21 148,92 159,78 167,91 192,29 219,44 130,61 134,05 139,49 145,41 154,29 159,20 163,16 175,00 183,88 209,51 239,10 140,09 144,90 149,71 156,12 165,74 172,15 175,36 188,18 197,80 226,65 258,71 150,52 155,70 160,88 167,79 178,14 185,05 188,50 202,31 212,67 243,74 278,26 160,90 166,46 172,10 179,40 190,50 197,90 201,60 216,39 227,49 260,78 297,77 171,24 181,52 191,76 209,94 212,08
И р и м е ч а н и я: 1. Трубы, масса которых ограждена ломаной жирной линией, поставляются после пуска нового оборудования,
з 2. Размеры труб, взятые в скобки, нерекомендуемые.
Таблица 27.5
Размеры труб Допускаемые отклонении, %
Наружный диаметр
Для труб с трехвалкового стана (DH/s^: 10) от 68 ±0,5
до 203 мм
Для прочих труб: ±0,5
до 50 мм включительно
свыше 50 до 219 мм ±1,0
219 мм ~+-1.25
Толщина стенки
Для труб с трехвалкового стана (D„/s^; 10) от 7 -+- 6
до 20 мм
Для прочих труб:
до 15 мм включительно ±12,5
—15,0
свыше 15 до 30 мм ±12,5
30 мм и выше ±10,0
-12,5
Таблица 27.6
Марка стало Продел текучести °т Временное сопротивле- ние разрыву ° в Относитель- ное УДЛ пненис, % Твердость по Бринеллю при толщине стенки Hi мм
диаметр отпечатка, мм не менее •1 пело твердости, и*' более
кгс/мм1, не менее
10 21 34 24 5,1 137
20 25 42 21 4,8 156
35 30 52 17 4,4 187
45 33 60 14 4,2 207
10Г2 27 48 21 4,3 197
20Х 44 16 — —
40Х — 67 9 3,7 269
ЗОХГСА — 70 11 — —
15ХМ 23 44 21 — ——
ЗОХМА 40 60 13 — —
12ХН2А 40 55 14 — —
ВМСт4СП ВКСт4СП 25 42 20 — —
ВМСт5СП ВКСт5СП 27 50 17 — —
б) по химическому составу без контроля механических свойств — из
спокойной стали марок но ГОСТ 1050—74 и ГОСТ 380—71, а также из стали
марок по ГОСТ 4543-71 и ГОСТ 5058-65;
в) по механическим свойствам — из мартеновской спокойной стали
марок по ГОСТ 380—71 согласно требованиям табл. 27.7;
Таблица 27.7
Марки стили Предел текучести о_ Временное сопротивление разрыву <УП Относительное удлинение, О' /0
к гс/мм2, не менее
Ст. 2 21 34 24
Ст.4 25 42 20
Ст. 5 27 50 17
Ст.6 30 60 14
г) ио химическому составу — из стали марок по ГОСТ 1050—74,
ГОСТ 4543—71, ГОСТ 5058—65 с контролем механических свойств на термо*
обработанных образцах;
д) без нормирования химического состава и механических свойств,
но с гарантией гидравлического давления согласно п. 2.
2. Трубы всех видов, работающие под давлением, должны выдержать
испытательное гидравлическое давление р, определяемое по следующей
формуле:
200s7?
Р~ Du—2s ’
где s — минимальная толщина стенки трубы в мм (за вычетом минусового
допуска); R —допускаемое напряжение в кгс/мм2, равное 40% временного
сопротивления разрыву; Он — наружный диаметр трубы в мм.
3. По требованию потребителя у труб, подлежащих сварке, со стенкой
толщиной 5 мм и выше на концах должны быть сняты фаски под углом 35 —
40° к торцу трубы. При атом должно быть оставлено торцовое кольцо (при-
тупление) шириной 1—3 мм.
4. Маркировку, упаковку, транспортирование, хранение и оформление
документации производят по ГОСТ 10692—73,
31 Заказ 754
Приложения
Приложение I
Химический состав сталей, применяемых при изготовлении трубных изделий нефтяного сортамента
Группа проч- ности или марка стали ГОСТ или ТУ, по которым поставляется сталь Содержание элементов, % Примечание
углерод кремний марганец 1 woclx ' никель молибден ниобий сера фосфор
НС б олее
45 ГОСТ 1050—74 0,42— 0,50 0,17— 0,37 0,50— 0,80 0,25 ^0,25 — — 0,040 0,040
Д Примерный состав по ТУ 0,41— 0,48 0,17- 0,37 0,65— 0,9 — — — — 0,045 0,045 ГОСТ 632—64, 633-63
д То же 0,43— 0,48 0,17— 0,37 0,9— 1,15 — — — — 0,045 0,045 ГОСТ 631—63
36Г2С ГОСТ 4543-71 0,32— 0,40 0,4— 0,7 1,5- 1,8 0,25 — — — 0,035 0,035
ЗОХГС То же 0,28— 0,35 0,9- 1,2 0,8— 1,1 0,8- 1,1 — - — 0,035 0,035
40Х » 0,36— 0,44 0,17— 0,37 0,50— 0,80 0,8- 1,10 — — — 0,035 0,035
40ХН 0,36- 0,44 0,17— 0,37 0,5— 0,8 0,45— 0,75 1,0- 1,4 — 0,035 0,035
40ХНМ 20ХГ2Б 0,37— 0,44 0,16— 0,20 0,17— 0,37 0,8— 1,2 0,5- 0,8 1,4— 1,6 0,6- 0,9 0,25 1,25- 1,65 0,15— 0,25 0,04 0,040 0,040
При.tn .venue i!
Ф о р м а
Паспорт-журнал Л"?---- на комплект бурильных труб
Характеристика группы труб: наружный диаметр . . мм; толщина стенки . . мм; группа прочности п.чн марка
стали . . конструкция . . . масса (приведенная) 1 м трубы с замком и соединительной муфтой
Год комплектации . . . Сослан комплекта
ый номер омплекте i номер 3 Ь- г Изменение состава комплекта Отметки о ре- монте труб (листки об ава- риях с трубами Отметки о списании труб
Порядной трубы в к 1 Заводсног трубы ы си-Иояи Г; Дата ввод I) комплск Длина тр; длипа, м масса, кг дата харак- тер ремонта дата характер аварии да та причины списания
Номера сква- жин, в ко- торых рабо- тал комп- лект Длина части комплекта, Участвовавшей в проходке Данной скважи- ны Бремя работы комплекта Проходка по сква- жине, м Условный износ, начис- ленный за проходку, кг Досрочный износ, начисленный на выбра- кованные трубы, кг Износ, начис- ленный на трубы после полно!) отработки комплекта труб, кт
начал»- конец. < • г до всего И данной сква/кине во всех скважинах
Приложение 3
Форма
Год комплектации .
Состав комплекта .
Паспорт-журнал №— на комплект утяжеленных труб 1
Порядковый номер трубы в комплекте _ Наружный диаметр трубы,мм Группа прочности или марка стали Заводской номер трубы Завод-изготовитель Дата ввода трубы в комплект Нарастающие Отметки о ре- монте Отметки об авариях Отметки о списании
длина комп- лекта, м масса комп- лекта, кг цата характер ремонта дата 1 характер ! аварии дата причины списания
Номера скважин, в которых работали трубы Длина всех труб, участвовав- ших в про- ходке данной скважины, м Время работы комплекта Проходка по сква- жине, м Условный износ, начис- ленный за проходку, кг Досрочный износ, начи- сленный на выбракованные трубы, кг Износ, начислен- ный после пол- ной отработки комплекта труб, кг
начало конец от до всего в данной скважине во всех скважинах
В паспорта- курка ле труби по диаметру и группе прочности или марке стали учитывают раздельно.
IIриложеиие 4
Заводы изготовители труб
Заводы Трубы ведущие (сторона квад* рата), мм 1 Трубы буриль- ные Трубы утяже- ленные Трубы обсад- ные Трубы насосно- компрессорные
бесшов- ные привар- 1 ные
Азербайджанским тру- бопрокатный им. Ленина Руставский металлур- гический Никопольский южно- трубный металлургиче- ский 114 114, 127, 140 114, 127 114 127 114, 127, 146 219, 245 127 146 219 60, 89, 114 73
Таганрогский метал- лургический ..... 112 140, 168 146 140, 168
Первоуральский ново- трубный 65 80 73, 89, 102, 114 73. 89 60, 73, 89, 114
Челябинский трубопро- катный 351, 377, 426
Трубопрокатный им. К. Либкнехта (Днепропе- тровск) Ждановский металлур- гический им. Ильича Бинагадинский з-д (г. Баку) 140 155 60 203 178 219, 245, 273, 299, 324 219, 273, 324, 478
Дрогобычский эксне- риментально-механичес - кий завод специального оборудования 146 178
203 229
487
Приложение А
Уели nt । [>i ii диаметр трубы, мм Наружный диаметр, мм Толщина стенки ТруГ'Ы S, м м Внутренний диаметр тру- бы U, мм Площадь попе- речного сечения, pul Масса (тсорстичсскаа) 1 м трубы с муфтой, кг Страгивающая нагрузка для резьбового соеди- нения Ш'равнопрочных труб, тс
гладкой части гру- бы высаженных кот- лов трубы Г), муфты /?м тела гладкой части трубы ; i , канала трупы Для стали группы прочности
д к Е Л М
Продел текучести ат, кгс/мм2
38 50 55 G5 75
Трубы в а соспо-компрессорные гладкие
4Ь 48,3 — 56,0 4,0 40,3 5,56 12,75 4,46 11,84 15,58 17,14 20,26 23,37
51! 60,3 — 73.0 5,0 50,3 8,68 19,86 7,01 20,80 27,37 30,11 35,58 41,05
73,0 5,5 62,0 11,66 30,18 9,47 29,41 38,70 42,57 50,31 58,05
73 — 89,0 7,0 59,0 14,51 27,33 11,70 40,20 52,90 58,19 68,77 79,35
89 88,д — 107,0 6,5 76,0 16,70 45,34 13,68 44,42 58,44 64,29 75,97 87,66
102 101,б — 121,1 6,5 88,6 19,41 61,62 15,80 45,98 60,50 66,55 78,65 90,75
114 114,3 — 132,5 7,0 100,3 23,58 78,97 19,13 56,73 74,64 82,11 97,04 111,97
Трубы насосно- компрессорные е высаженными на ?УН'У концами
33 33,4 37,30 48,3 3,5 26,4 3,29 5,47 2,66 .
42 42,2 46,00 56,0 3,5 35,2 4,25 9,73 3,46 . -
48 48,3 53,20 63,5 4,0 40,3 5,56 12,75 4,54
СО плз 65,90 78,0 5,0 50,3 8,68 19,86 7,12
73,6 5,5 62,0 11,66 30,18 9,64
73 78,60 93.(| 7.0 59,0 14,51 27,33 11,87 —
88,9 6,5 76.0 16,70 45,34 11,93 -
89 95,25 114,3 8,0 73,0 88,6 20,21 41,83 16,69
102 101,6 107,95 127,(1 6.3 19,41 61,62 16,05 —
114 114.8 12(1,65 141,3 7,0 1(10,3 23,58 78,97 19,49 — — — — —
Продолжение приложения 5
Растягивающая нагрузка, при которой напряжения в теле трубы достигают предела текучести, тс Внутреннее давление, при котором напряжения в теле трубы достигают предела текучести, кгс/см2 Наружное критиче- ское давление, при ко- тором напряжения г- теле трубы достигают предела текучести, юс/см2 Оптовая цепа за 1 м трубы вместе с муфтами, руб.
Для стали группы прочности
Д | к | Е | Л | М Д | К | Е | л 1 М Д I К | Е | Л | М Д 1 к | Е | Л | М
Предел текучести <у . К ГС /ММ 2
38 1 50 | 55 | Г,5 1 75 38 1 5,1 | 55 | (;5 1 3S 1 50 1 55 1 55 I 75 38 | 5 0 | 55 | 05 | 75
Трубы наеосно-компрессорные гладкие
21,14 27,82 30,60 36,17 41,73 629 828 911 1077 1242 485 625 680 790 890 262 325 351 398 459
32,99 43,41 47,75 56,43 65,12 630 829 912 1078 1244 485 625 680 790 890 250 310 335 380 437
44,30 58,29 64,11 75,74 87,43 573 753 829 979 ИЗО 425 545 595 685 765 237 294 318 360 415
55,13 72,53 79,79 94,29 108,80 729 959 1055 1247 1438 585 760 830 970 1105 227 281 304 345 397
63,45 83,49 91,84 108,54 125,24 556 731 804 951 1097 410 525 .465 (50 725 222 275 297 337 389
73,76 97,05 106,76 126,17 145,58 486 640 704 832 960 340 425 455 515 565 202 250 271 307 354
89,62 117,92 129,71 153,30 176,88 465 612 674 796 919 315 395 420 475 515 196 243 263 298 343
Трубы насосно-компрессорные с высаженными наружу концами
12.49 16.43 18.07 21.36 24,65 796 1048 1153 1362 157° ()50 85ii 930 1090 1245 338 419 453 514 592
16.16 21.27 23.39 27.65 31,90 63( 1 829 912 1078 1244 485 625 680 790 890 308 382 413 468 539
21,14 27,82 30,60 36,17 41,73 629 828 911 1077 1242 485 625 680 790 890 281 348 377 427 492
32,99 43,41 47,75 56,43 65,12 630 829 912 1078 1244 485 625 680 790 890 275 341 368 418 481
44,30 58,29 64.11 75.77 87,43 573 753 829 979 ИЗО 425 545 595 685 765 260 322 348 395 455
55,13 72,53 79,79 94,29 108,80 729 959 1055 1247 1438 585 760 830 970 1105 249 309 334 378 436
63,45 83,49 91,84 108,54 125,24 556 731 804 951 1097 410 525 565 650 725 244 303 327 371 427
76,79 101,04 111,14 131,35 151,56 684 900 990 1170 1350 540 700 765 890 1010 236 293 316 359 413
73,76 97,05 106,76 126,17 145,58 486 640 704 832 960 340 425 455 515 565 222 275 297 337 388
89,62 117,92 129,71 153,30 176,88 465 612 674 796 919 315 395 420 475 515 216 268 289 328 378
Примечания: 1. Данные, помещенные в графах 1—и. взяты из ГОСТ 633—63 <• Трубы насосно-компрессорные и муфты
к ним». 2. Масса 1 м трубы с муфтой (грг^фа 9) получена слощсписм массы 1 м гладкой трусы с массой соединительной муфты (а для
труб с высаженными наружу концами с добавлением мясе*’ ДнхХ Осадок) и отнесением этой суммы к средней длине трубы, равной 7,75 м.
3. Страгивающие нагрузки для резьбовых соединений неравн’опрочных труб подсчитаны по формуле Ф. и. Яковлева и округлены до
4^ 10 кгс. 4. Внутренние давления рассчитаны по формуле Барлоу р = 2оFs/D и округлены до I кгс/см-. 5. Внешние сминающие давле-
§ я»я вычислены по Г. М. Саркисова и округлены до 5 кгс/см-
Приложение 6
Таблица к расчетам бурильных колонн
Условный диаметр трубы, мм Наружный диаметр, мм 'Толщина стенки трубы, мм Внутренний диаметр, мм Площадь поперечною сечения, см1 Экваториальный момент инерции площади поперечного учения тела трубы, см4 Осевой момент сопротивления,
гладкой части буриль- ной трубы . бурильного замка (соединительного конца) типа I соединительной муфты гладкой части буриль- ной трубы трубы по высадке (минимальный) бурильного замка (сое- динительно- го конца) типа тела гладкой части бурильной трубы канала
гладкой части трубы высаженных коншщ трубы В ОСНОВНОЙ плоскости резьбы
гладкой части | труиы высаженных внутрь концов
311 зш ЗУ
зн зш ЗУ мини- мальная макси- мальная
Трубы бурильные с высаженными внутрь концами и навинченными замками
60 60,3 80 — — 80 7 9 46,3 42,3 32 24 25 — 11,7 14,5 16,8 14,0 8,0 4,5 12,6 8,0 42,3 49,1 14 16 15,6 17,5
73 73 95 108 — 95 7 9 11 59 55 51 45 34 28 32 54 — 14,5 18,1 21,4 27,3 23,7 20,4 15,9 9,1 6,2 22,9 14,5 10,8 79,8 <4 4,3 106,0 22 26 29 25,6 30,9 32,4
89 89 108/113 118 — 108 7 9 И 75 71 67 60 49 45 38 62 - 18,0 22,6 26,9 44,2 39,6 35,2 28,3 18,9 15,9 37,1 26,4 22,9 152,4 182,9 208,7 34 41 47 43,0 53,3 55,8
102 101,6 133 — 127 7 8 у 10 87,6 85,6 83,6 81,6 74 70 66 62 — 71 -- 20,8 23,5 26,2 28,8 60,2 57,5 54,9 52,3 43,0 38,5 34,2 30,2 54,1 49,0 44,2 39,6 233,5 259,0 282,8 304,9 46 51 56 60 57,3 64,3 70,.". 75,4
7 100.3 82 23,6 79,0 j 52,8 65,0 340,4 60 87,5
8 98,3 78 26,7 75,9 47,8 59,4 378,8 66 95,8
114 114,3 140 146 — 140 9 96,3 74 58 80 — 29,8 72,8 43,0 54,1 414,9 73 103,1
10 94,3 70 32,8 69,8 38,5 49,0 448,9 79 109.3
11 92,3 68 35,7 66,9 36,3 46,5 480,7 84 112,0
7 113 95 26,4 100,2 70,9 84,9 475,8 75 111,6
127 127 — — 155 152 8 111 91 — — 95 29,9 96,7 65,0 78,5 530,9 84 123,1
9 109 87 33,4 93,3 59,4 72,4 583,0 92 133,3
10 107 83 36,7 89,9 54,1 66,4 632,4 100 142,2
8 123,7 105 33,1 120,1 86,6 102,0 719,0 103 161,5
140 139,7 172 178 — 171 9 121,7 101 70 101 — 36,9 116,3 80,1 95,0 791,4 ИЗ 175,3
10 119.7 97 40,7 112,5 73,9 88,2 860,4 123 187,5
И 117,7 91 44,5 108,8 65,0 78,5 925,9 133 203,4
168 168,3 197 203 197 9 150,3 128 89 127 45,0 177,3 128,6 147,3 1430,7 170 268,2
10 148,3 124 49,7 172,6 120,7 138,9 1561,2 186 288,7
Трубы бурильные с высаженными наружу концами и навинченными замками
60 60,3 86 86 7 46,3 — — 44 11,7 16,8 — 42,3 14
9 42,3 — 14,5 14,0 — — 49,1 16 —
7 59 14,5 27,3 — 79,8 22
73 73 — 108 105 9 55 — — — 54 18,1 23,7 — — 94,3 26 —
И 51 — 21,4 20,4 — — 106 29 —
7 75 18,0 44,2 — 152,4 34
89 89 -— 120 118 9 71 — — — 70 22,6 39,6 — — 182,9 41 —
И 67 — 26,9 35,2 —- 208,7 47 —
8 85,6 83,6 23,5 57,5 259,0 51
102 101,6 146 140 9 — — — 80 26,2 54,9 — — 282,8 56 —
10 81,6 — 28,8 52,3 304,9 60 —
Продолжение приложения в
Наружный диаметр, мм
114
114,3
140 139,7
(соединительного
конца) типа
311 ЗШ ЗУ
155 152
185
8
185 9
Внутренний диаметр, мм Площадь поперечного сечения, см2 Экваториальный момент инерции площади поперечного сечепин тела трубы, см4 Осевой момент сопротивления. см3
гладкой части буриль- ной трубы трубы по высадке (минимальный) бурильного замка (сое- динительно- го конца) типа 140^(1.1, ПОН<|КИ(1Л0 ию‘?ь пояпеш вгах канала
гладкой части трубы высаженных концов трубы в основной ПЛОСКОСТИ резьб),)
гладкой части трупы высаженных внутрь концов
ЗН зш ЗУ | мини- мальная макси- мальная
98,3 95,3 94,3 92,3 — — — 95 26,7 29,8 32,8 35,7 75,9 72,8 69,8 66,9 — — 378,8 414,9 448,9 480,7 66 73 79 84 —
123,7 121,7 117,7 — — — 120 33,1 36,9 44,5 120,1 116,3 108,8 — — 719,0 791,4 925,9 103 113 133 —
Трубы бурильные с приваренными по высаженной части соединительными концами (ТБЦВ)
73 73 108 — — — 6 7 8 61 42,3 57 — 61 59 57 — — 12,6 14,5 16,3 29,2 27,3 25,5 — г ; 1 1 1 71,3 79,8 87,4 20 22 24 —
89 89 — - 120 — G 7 8 77 75 73 — — — 77 75 73 15,6 18,0 20,4 46,5 44,2 41,8 — — 135,2 152,4 168,3 Зо 34 38 —
1 1
7 100,3 100 23,6 79,0 340,4 60
8 98,3 — 98 26,7 75,9 — — 378,8 66 —
114 114,3 — — 155 — 9 96,3 — — — 96 29,8 72,8 — — 414,9 73 —
10 94,3 — — — 94 32,8 69,8 — — 448,9 9 —
7 113 112 26,4 100,2 475,8 75
8 111 — — 110 — 29,9 96,7 — — 530,9 84 —
127 127 — 170 — — 9 109 — 108 33,4 93,3 — — 583,0 92 —
10 107 — — 106 — 36,7 89,9 — — 632,4 100 —
8 130 . 130 34,7 132,7 826,9 ИЗ
146 146 , — — 188 9 128 — 128 38,7 128,6 — 911,1 125 —
10 126 — 126 42,7 124,6 — 991,4 136 —
11 124 — — — 124 46,6 120,7 — — 1068,1 146 —
8 152,3 152 40,3 182,1 1316,7 156
9 150,3 150 45,0 177,3 — — 1430,7 170 —
168 168,3 — — 212 — 10 148,3 — — — 148 49,7 172,6 — 1561,2 186 —
И 146,3 — — — 146 54,3 168,0 — — 1704,8 203 —
Трубы бурильные е приваренными встык но телу соединительными концами (ТБП)
146 146 — — 188 — 9 10 И 128 126 124 — — — 128 126 124 38,7 42,7 46,7 128,6 124,6 120,7 — — 911,1 991,4 1068 125 136 146 —
8 152,3 152 40,3 182,1 1315,7 156
9 150,3 — — 150 45,0 177,3 — 1430,7 170 —
168 168,3 212 — 10 148,3 — — 148 49,7 172,6 — — 1561,2 186 —
11 146,3 — — — 146 54,3 168,0 — — 1704 8 203 —
П родолжение приложения 6
1 ы гладкой трубы tacca (теоретическая кг бурильного замка (соедини- тельного конца) типа соединительной муфты Приведенная масса 1 м трубы, кг Растягивающая нагруз- ка, при которой напря- жение в теле трубы достигает предела текучести, тс Растягивающая нагруз- ка, при которой напря- жение в теле трубы достигают предела прочности тс, Внутреннее давление, при ко- тором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, кге/см"
короткой средней длинной Для стали группы прочности
зн ЗШ ЗУ д К Е Л М д к Е Л М Д К Е Л М
38 50 55 65 75 65 70 75 80 90 38 50 55 65 75
Трубы бурильные с высаженными внутрь концами и навинченными замками
9,15 12 2,7 10,4 10,5 10,1 45 60 65 75 90 75 80 90 95 105 880 1160 1275 1510 1740
11,3 12,5 12,6 12,2 55 70 80 95 110 95 100 110 115 130 ИЗО 1490 1640 1935 2235
11,4 13,1 13,2 12,7 55 70 80 95 1.0 95 100 НО 115 130 730 960 1055 1245 1435
14,2 16 20 — 4,2 15,8 15,9 15,4 70 90 100 120 135 120 125 135 145 160 935 1230 1355 1600 1845
16,8 18,4 18,5 17,9 80 105 120 140 160 140 150 160 170 190 1140 1500 1650 1950 2250
14,2 16,4 16,5 15,8 70 90 100 115 135 115 125 135 145 160 590 780 860 1015 1170
17,8 20/23 23 — 4,4 19,9 20,0 19,3 85 115 125 145 170 145 160 170 180 205 770 1010 1110 1315 1515
21,2 23,2 23,3 22,6 100 135 150 175 200 175 190 200 215 240 940 1235 1360 1605 1850
16,4 20,4 20,8 19,5 80 105 115 135 155 135 145 155 165 190 520 690 755 895 1030
18,5 — 37 — 7 22,4 22,9 21,6 90 115 130 150 175 150 165 175 190 210 600 790 865 1025 1180
20,4 24,3 24.7 23,4 100 130 145 170 195 170 185 195 210 235 670 885 975 1150 1325
22,4 26,2 26,6 25,4 НО 145 160 185 215 185 200 215 230 260 750 985 1080 1280 1475
18,5 22,8 23,1 21,7 90 120 130 155 l.sO 155 165 175 190 210 465 610 675 795 920
20,9 25,2 25,4 24,1 100 135 145 175 200 175 185 200 215 240 530 700 770 910 1050
23,3 35 38 — 9 27,5 27,7 26,4 115 150 165 195 225 195 210 225 240 265 600 790 865 1025 1180
25,/ 29,9 30,1 28,9 125 165 180 215 245 215 230 245 260 295 665 875 960 1140 1310
28,0 32,1 32,3 31,0 135 180 195 230 265 230 250 265 285 320 730 960 1055 1250 1440
i
20,7
23,5
26,2
28,9
26,0
29,0
32,0
35,0
58 61
35.3
39,0
СЛ
9,15 11,3 — —
11,4 14,2 16,8 — —
14,2 17,8 21,2 — —
18,5 20,4 22,4 —
25,1 25,3 23,9 100 130 145 170 200 170 185 200 210 235 420 550 605 715 825
39 10 27,8 27,9 26,6 115 150 165 195 225 195 210 225 240 270 480 630 690 820 945
30,4 30,5 29,3 125 165 185 215 250 215 230 250 265 300 540 710 780 920 1060
33,0 33,1 31,9 140 185 200 240 275 240 255 275 290 330 600 790 865 1025 1180
32,5 33,1 31,0 125 165 180 215 250 215 230 250 265 295 435 570 630 745 860
— 14 35,5 36,0 33,9 140 185 205 240 275 240 260 275 295 330 490 645 710 830 965
38,4 38,8 36,8 155 205 225 265 305 265 285 305 325 365 540 710 780 925 1065
41,3 41,7 39,7 170 220 245 290 330 290 310 330 355 400 595 780 860 1015 1170
16,7 43,0 43,6 41,1 170 225 250 290 335 290 315 335 360 405 405 535 585 695 800
46,6 47,1 44,7 190 250 275 325 370 320 345 370 395 445 450 595 655 770 890
Трубы бурильные с
высаженными наружу концами и навинченными замками
15 2,7 10,6 12,7 10,8 12,9 ю,з, 12,4 45 55 60 70 65 80 75 95 90 НО 75 95 80 100 90 НО 95 115 105 130 880 ИЗО 1160 1490 1275 1640 1510 1935 1740 2235
13,6 13,8 13,1 55 70 80 95 НО 95 100 НО 115 130 730 960 1055 1245 1435
20 4,7 16,3 16,5 15,8 69 90 100 120 135 120 125 135 145 160 935 1230 1355 1600 1845
18,8 19,0 18,3 80 105 120 140 160 140 150 160 170 190 1140 1500 1650 1950 2250
16,8 17,1 16,2 70 90 100 115 135 115 125 135 145 160 590 780 860 1015 1170
25 5,2 20,4 20,6 19,7 85 115 125 145 170 145 160 170 180 205 770 1010 1110 1315 1515
23,7 23,8 23,1 100 135 150 175 200 175 190 200 215 240 940 1235 1360 1605 1850
22,8 23,2 21,8 90 115 130 150 175 150 165 175 190 210 600 790 865 1025 1180
40 9 24,6 25,0 23,7 100 130 145 170 195 170 185 195 210 235 670 880 975 1150 1325
26,6 27,0 25,6 110 145 160 185 215 185 200 215 230 260 750 985 1080 1280 1475
Продолжение приложения 6
MiiCC;i 'Upr’l и кг к скан 111 масс. ш веденная 1 м трубы, Растигинающаа нагруз- ка, при которой напря- жение в теле трубы Растя тип; 1 н яцаЯ нагруз- ка, при которой напря- жение в т; ,:к- трубы Внутреннее давление, при ко- тором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, кге/см*
бурильного о достигает предела текучести, тс достигает предела Прочности, тс
злмк: Н»П(*ПИНИ-
тельного конца) 'Г1ТТГЯ £ Дл я Стали группы прочности
д Л
д Л Д К Е Л м
3II ЗШ ЗУ СОС‘Д муф а ф к ft S R 38 =,0 55 65 7 5 63 7 а 73 80 90 38 50 5 5 65 75
20,9 25,4 25,6 24,2 100 135 145 175 200 175 185 200 215 240 530 700 770 910 1050
23,3 41 11 27,7 27,9 26,5 115 150 165 195 225 195 210 225 240 265 600 790 865 1025 1180
25,7 30,0 30,2 28,9 125 165 180 215 245 215 230 245 260 295 665 875 960 1140 1310
28,0 32,3 32,4 31,1 135 180 195 230 265 230 250 265 285 320 730 960 1055 1250 1440
26,0 32,2 32,5 30,5 125 165 180 215 250 215 230 250 265 295 435 570 630 745 850
29,0 56 15 35,1 35,3 33,4 140 185 205 240 2/5 240 260 275 295 330 490 645 710 830 965
35,0 40,9 41,1 39,3 170 220 245 290 330 290 310 330 355 400 595 780 860 1015 1170
Трубы бурильные е приваренными по высаженной части соединительными концами (ТБЦВ)
9,9 27,3 12,4 11,6 50 65 70 80 95 80 90 95 100 115 625 820 930 1065 1230
11,4 27,5 13,8 13,0 55 70 80 95 110 95 100 110 115 130 730 960 1055 1245 1435
12,8 27,7 — — — 15,1 14,4 60 80 90 105 120 105 115 120 130 145 830 1095 1205 1425 1640
12,3 29,6 14,9 14,1 60 80 85 100 115 100 110 115 125 140 510 675 740 875 1010
14,2 29,9 16,7 15,9 70 90 100 115 135 115 125 135 145 160 590 780 860 1015 1170
16,6 — — 30,2 — — 18,9 18,2 75 100 110 130 150 130 140 150 160 180 685 900 990 1170 1350
18,5 48,0 23,0 21,6 90 120 130 155 180 155 165 180 190 210 465 610 675 795 920
20,9 48,5 25,2 23,9 100 135 145 175 200 175 185 200 215 240 530 700 770 910 1050
23,3 49,0 27,5 26,2 115 150 165 195 225 195 210 225 240 265 600 790 865 1025 1180
25,6 — — 49,5 — — 29,8 28,5 125 165 180 215 245 215 230 245 260 295 665 875 960 1140 1310
20,7 47,0 26,3 24,5 90 120 130 155 180 155 170 180 190 215 420 550 605 715 825
23,5 47,5 28,9 27,2 115 150 165 195 225 195 210 225 240 270 480 630 690 820 945
ГС 26,2 48,5 — 31,5 29,8 125 165 185 215 250 215 230 250 265 300 540 710 780 920 1060
U С» X 28,8 — 48,5 — — — 34,0 32,4 140 185 200 240 275 240 255 275 290 330 600 790 865 1025 1180
5 о? р 64,0 33,3 31,4 130 175 190 225 260 225 240 260 275 310 415 550 600 710 820
30,4 — 64,5 36,3 34,5 145 195 215 250 290 250 270 290 310 350 470 615 675 800 925
33,5 65,0 39,2 37,4 160 215 235 275 320 275 300 320 340 385 520 685 755 890 1025
36,6 — — 67,0 — — 42,2 40,4 175 235 255 305 350 305 325 350 375 420 570 755 830 980 ИЗО
31,6 81,5 38,8 36,6 155 200 220 260 300 260 280 300 320 360 360 475 525 620 715
35,3 — 82 — 42,2 40,1 170 225 250 290 335 290 315 335 360 405 405 535 585 695 800
39,0 —. — 82 — — 45,7 43,6 190 250 275 325 370 320 345 370 395 445 450 595 655 770 890
42,6 — — 82,5 — — 49,0 47,0 205 270 300 355 405 355 380 405 435 490 500 655 720 850 980
Трубы бурильные с приваренными встык по телу соединительными конца! ии (ТБП)
30,4 64,0 36,3 34,4 145 195 215 250 290 250 270 290 310 350 470 615 675 800 925
33,5 — 64,5 39,2 37,4 160 215 235 275 320 275 300 320 340 385 520 685 755 890 1025
36,6 — — 66,5 — — 41,7 40,3 175 235 255 305 350 305 325 350 375 420 570 755 830 980 ИЗО
31,6 - 81,0 - . 38,7 36,5 155 200 220 260 300 260 280 300 320 360 360 475 525 620 715
35,3 81,5 42,2 40,0 170 225 250 290 335 290 315 335 360 405 405 535 585 695 800
39,0 — —. 81,5 — — 45,6 43,5 190 250 275 325 370 320 345 37С 395 445 450 595 655 770 890
42,6 — — 82 — — 49,0 47,0 205 270 300 355 405 355 380 405 435 490 500 655 720 850 980
П р и м е ч а н и я: 1. Цифровые значения граф 1, г, 6, 7, 8, 9, 20 и 24 взяты для труб с навинченными замками по ГОСТ 631 —ЬЗ,
а для стыкосварных труб по Н 004—60. Значения граф 3, 4, а, 10, 11. 12, 21, 22 и 23 взяты по ГОСТ 5286—58. 2. цифровые значения
граф 13—19 после подсчета округлены в пределах точности 0,5%. Приведенная масса (графы 25, 26 и 27) дана с точностью до 0,1 tti .
Значения растягивающих нагрузок и внутренних давлений (графы 28—42) округлены до ближайшего круглого числа, кратного 5. 3. При-
веденная масса 1 м трубы подсчитана сложением массы гладкой трубы и высадки обоих концов, массы бурильного замка (или соедини-
тельных концов) и соединительной муфты и отнесением этой Суммы масс к длине трубы с учетом удлинения ее за счет замка (соединитель-
ных концов). Длина труб (согласно ГОСТ 6 31—6 3) принята 6,8 и 11,5 м (короткие, средней длины и длинные), а для стыкосварных труб
(согласно Н 504—60) —8,5 и 12,4 м (средней длины и длинные). При подсчете приведенных масс для труб диаметрами 60, 73 и 89 мм
с высаженными внутрь концами приняты замки типа ЗН, для труб той же конструкции диаметрами 102, 114, 127, 140 и 168 мм—замки
типа Зш, для труб с высаженными наружу концами всех диаметров приняты замки типа ЗУ. 4. Внутреннее давление определено по фор-
муле р = 2о б/Пн’, где <тт—предел текучести материала в кгС/Смг; в —номинальная толщина стенки трубы в см; DH—номинальный паруж-
® ный диаметр трубы в см. 5. При подсчете прочностных показателей приняты номинальные размеры труб.
Приложение 8
Международная система единиц (СИ)
Величина Единица
Наименование обозначение
русское международное
Основные еди н и ц ы
Длина метр м ш
Масса килограмм кг kg
Время секунда с S
Сила электрическо- ампер А А
го тока
Те рмодинамическа я кельвин К К
температура
Сила света кандела кд cd
Дополнительные единицы
Плоский угол радиан рад rad
Телесный угол стерадиан ср sr
Производные е д ин и цы
Площадь квадратный метр м2 m2 (1 м2)
Объем кубический метр м3 т3 (1 м3)
Ч астота герц Гц Hz (1) : (1 с)
Плотность (объем- ная масса) килограмм на куби- ческий метр кг/м3 kg/м3 (1 кг) : (1 м3)
Скорость метр в секунду м/с m/s (1 м) : (1 с)
Угловая скорость радиан в секунду рад/с rad/s (1 рад) : (1. с)
Ускорение метр на секунду в квадрате м/с2 m/s2 (1 м) : (1 с2)
Угловое ускорение радиан на секунду в квадрате рад/с2 (1 рад) : (1 с2)
Сила ньютон Н N (1 кг) • (1 м) : (1 с2)
Давление (механиче- ское напряжение) ньютон на квадрат- ный метр Н/м2 N/m2 (1 Н) : (1 м2)
Динамическая вяз- ньютон-секунда на Н-с/м2 (Pa-s) (1 Н) (1 с):
кость квадратный метр (Па-с) : (1 м2)
Кинематическая вязкость квадратный метр па секунду м2/с m2/s (1 м2) : (1 с)
Работа, энергия, ко- джоуль Дж J (1 Н)-(1 м)
личество теплоты
Мощность ватт Вт W (1 Дж) : (1 с)
Количество электри- кулон Кл С (1 А) (1 с)
чества, электрический заряд
Электрическое на- вольт В V (1 Вт) : (1 А)
пряжение, разность электрических потен- циалов , электродви- жущая сила
Напряженность электрического поля вольт па метр В/м V/m (1 В) : (1 м)
498
П родолжепие приложения 8
Величина Единица
Наименование русокос обозначение международное
Электрическое со- ом Ом Й (1 В): (1 А)
противление Электрическая ем- фарада Ф F (1 Кл.) : (1 В)
кость Поток магнитной вебер Вб Wb (1 Кл.)-(1 Ом)
индукции Индуктивность генри г Н (1 Вб) : (1 А)
Магнитная индук- тесла т Т (1 Вб) : (1 м2)
ция Напряженность маг- ампер на метр А/м A/m (1 А) : (1 м)
питного поля М агнитодв иж у щая ампер А А (1 А)
сила Световой поток люмен лм Im (1 kg)-(l ср)
Яркость кандела на квадрат- кд/м2 cd/m2 (1 кд): (1 м2)
Освещенность ный метр люкс лк lx (1 лм) : (1 и2)
32*
Список литературы
I. Бурдун Г. Д. Справочник по международной системе единиц.
Стандартгиз. М., 1971. 230 с.
2. Временные правила по приемке, складированию и транспорти-
рованию нефтепромысловых труб и бурильных замков. Миннефтепром, М.,
1970. 18 с.
3. Временная инструкция по испытанию скважин на герметич-
ность. ВНИИГаз. М., 1971. И с.
4. Временная инструкция по расчету обсадных колонн для неф-
тяных и газовых скважин. Баку, 1969. 28 с.
5. Временная инструкция по креплению скважин сварными
обсадными колоннами. Красно дарнефтегазразведка. Институт электросварки
им. Е. О. Патона, 1965. 37 с.
6. Единые нормы времени на труборемонтпые работы в нефтедобы-
вающей промышленности. ВНИИОЭНГ. М., 1970. 56 с.
7. Инструкция по сварке бурильных труб. Грозный, 1965. 6 с.
8. К о в а л е в М. К. Нарезание и контроль резьбы бурильных
труб и замков. М., «Недра», 1965. 167 с.
9. Матвеев Ю. М., Кричевский М. Я. Отделка труб.
М., «Металдургиздат», 1954. 446 с.
10. Муравленко Ю. М. Буровые работы в Западной Сибири.
ВНИИОЭНГ. М., 1969. 92 с.
И. Пивоваров И.Ф. Организация и механизация работ по ре-
монту труб и турбобуров на промыслах. М., «Недра», 1969. 208 с.
12. Пивоваров И. Ф., Capo я и А. Е. п др. «Справочное
руководство по нефтепромысловым трубам», М., «Недра», 1967. 596 с.
13. Руководство по трубам нефтяного сортамента и их соедине-
ниям, применяемым за рубежом. М., «Недра», 1969. 295 с.
14. С а р к и с о в Г. М. Расчеты обсадных труб и колонн. М., Гостоп-
техиздат. 1961. 243 с.
15. С а р к и с о в Г. М. Расчеты бурильных и обсадных колонн. М.,
«Недра», 1971. 205 с.
16. Сароян А. Е. Основы расчета бурильных колонн. М., Гостоп-
техиздат, 1961.
17. Сароян А. Е. Проектирование бурильных колонн. М., «Недра»,
1971. 181 с.
18. Сахненко В. Л. Холодная гибка и правка деталей. М., «Маш-
гиз», 1951. 139 с.
19. Шнейдеров М. Р., Сароян А. Е., Аллахвер-
диева В. А. Резьбовые соединения бурильных и обсадных колонн. Баку,
Азнефтеиздат, 1955. 172 с.
20. Щербюк Н. Д., Якубовский Н. В. Резьбовые соедине-
ния труб нефтяного сортамента и забойных двигателей. М., «Недра», 1974.
252 с.
21. Э р л и х Г. М. Эксплуатация бурильных труб. М., «Недра», 1969.
310 с.
Оглавление
Раздел I
ТРУБЫ БУРИЛЬНЫЕ
Глава 1. Трубы бурильные стальные (7/. Н. Ноцзоп. А. Е. Счроян,
Г .V. />/л? </..:)......................................... 3
Трубы бурильные ведущие................................... 3
Трубы бурильные с высаженными концами и муфты к ним ... 11
Замки для бурильных труб с высаженными концами........... 22
Трубы бурильные с приваренными соединительными концами 29
Трубы бурильные геологоразведочные и муфты к ним........ ,72
Замки для бурильных труб колонкового геологоразведочного
бурения ................................................ 37
Трубы бурильные с приваренными соединительны мп концами для
геологоразведочного бурения ............................. И
Соедпнптвлньые концы (раструбы и наииеля) к трубам буриль-
ным дли геологоразведочного бурения............... 17
Трубы бурильные геологоразведочные ниппельного соединения 51
Ниппеля для бурильных геологоразведочных труб..... .44
Трубы бурильные утяжеленные...................... Lid?
Легкосплавное бурильные <грубы (ЛБТ)............. -5.S
Элементы бурильной колонйы........................ 68
Глава 2. Контроль резьбовых соединений (Я. Д. Щербюк, I/. 11. Яку-
6oeici:iiii) ............................. 82
Калибры, их хранение и ремонт..................... 82
Проверка резьбы бурильных труб и замков................. 102
Проверка конических резьб специальными приборами........ 110
Контроль трапецеидальной резьбы ТТ бурильных труб ТБВК,
ТБНК ................................................ 116
Контроль резьбы ТТ замков ЗШК, ЗУК, УБТСЗ, переводников,
ведущих бурильных труб ТВКП и УБТСЗ.................... 122
Глава 3, Трубы бурильные повышенной прочности и герметичности
(Л. £'. Сшиян. II. Д. Щербюк. If. В. Якубовский) ....... 123
X- Трубы бурильные с коническими стабилизирующими поясками
ТБВК, ТБНК............................................ 123
-♦"Замки бурильных труб ТБВК и ТБНК...................... 128
г Утяжеленные бурильные трубы с резьбовыми соединениями по-
вышенной прочности ................................... 132
^-Ведущие бурильные трубы с замками..................... 141
-V Трубы бурильные с блокирующим пояском ТБС............... 113
Глава 4. Расчет бурильных колонн (А. /?. СаршчА............ 144
Устойчивость бурильной колонны.......................... 145
Напряжения, возникающие в колонне....................... 150
Методика расчета бурильных колонн....................... 156
501
Глава 5. Эксплуатация бурильных труб (И. Ф. Пивоваров, А. Е. Са-
роян, Г. М. Эрлих) ...................... 167
< Монтаж и комплектация бурильных труб................ 167
t Отработка бурильных труб и порядок начисления износа .... 170
— Транспортирование труб, погрузочно-разгрузочные работы . . 171
J Гидроиспытание труб .............................. 175
1 Крепление труб в буровых............................ 179
-(•Дефектоскопия бурильных труб...................... 182
Глава 6. Аварии с бурильной колонной и меры борьбы с ними
(А. Е. Сароян)......................................... 187
Поломка труб по утолщенному месту.................... 187
Разрушение труб по телу.............................. 188
Разрыв труб по телу.................................. 188
Поломка замкового соединения......................... 188
Размыв резьбового соединения труб.................... 189
Срыв резьбы ......................................... 190
Заедание резьбы ..................................... 190
Воронкообразная деформация бурильного замка ......... 191
Разрушение бурильных замков и муфт но телу........... 191
Глава 7. Мастерские и цехи по прокату и ремонту труб и их обору-
дование (И- Ф. Пивоваров) ................... 191
Производственные функции. Технологические планы...... 191
Глава 8. Технология ремонта бурильного инструмента (И. Ф. Пиво-
варов) .............................. 216
Мойка и очистка труб и замков........................ 216
Правка труб ......................................... 217
Нарезание и ремонт резьб............................. 219
Удаление изношенных и навинчивание новых замков .... 230
Наплавка и сварка бурильного инструмента............. 235
Глава 9. Бурильные трубы, замки к ним и утяжеленные бурильные
трубы, применяемые за рубежом (Я. Д. Щербюк, И. В. Якубовский) 239
Бурильные трубы ..................................... 239
Замки для бурильных труб............................. 246
Утяжеленные бурильные трубы ......................... 258
Раздел II
ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ
Глава 10.. Сортамент обсадных труб (А. Е. Сароян) ...... 267
Обсадные трубы и муфты к ним......................... 267
Трубы обсадные и колонковые для геологоразведочного бурения
и ниппеля к ним..................................... 275
Трубы обсадные толстостенные......................... 279
Глава 11.. Элементы колонн (М. А. Гудинов}.............. 280
Переводники с замковой резьбой на резьбу обсадных труб . . . 280
Башмаки для обсадных труб............................ 281
Бетонная направляющая пробка......................... 285
Обратные клапаны для спуска обсадных колонн.......... 288
Разъединители ....................................... 291
Герметизирующее устройство Герус..................... 293
Устройство для подвески хвостовиков.................. 294
Инструмент для спуска обсадных колонн секциями....... 295
Кольцо упорное ...................................... 296
502
Глава 12. Контроль резьбовых соединений обсадных труб и муфт
к ним (II. Д. Щербюк, Я. В. Якубовский)...................... 297
Калибры .................................................. 297
Проверка резьбы обсадных труб и муфт к ним................. 300
Проверка резьбы геологоразведочных обсадных и колонковых
труб с ниппельными и безниппельными соединениями .... 301
Глава 13. Обсадные трубы повышенной прочности и герметич-
ности III. Д. Щербюк, Я. В. Якубовский)......................... 305
Обсадные трубы с трапецеидальной резьбой.................... 305
Обсадные трубы с высокогерметичными соединениями .... 310
Обсадные гладкие безмуфтовые трубы........................ 313
Глава 14. Расчет обсадных колонн (А. Е. Сароян)................. 318
Расчет наружного избыточного давления....................... 319
Расчет внутреннего избыточного давления..................... 322
Расчет осевой нагрузки ..................................... 324
Расчет натяжения обсадных колонн............................ 326
Расчет допускаемого внутрепнего избыточного давления .... 331
Расчет сварных колонн....................................... 332
Глава 15. Проверка обсадных труб и колонн на герметичность
(И. Ф. Пивоваров).............................................. 333
Проверка обсадных труб..................................... ''.33
Проверка обсадных колонн..................................... 342
Глава 10. Смазки для резьбовых соединений (Я. Д. Щербюк,
И. В. Якубовский) .......................
Глава 17. Подготовка труб и элементов низа к спуску обсадной ко-
лонны в скважину (И. Ф. Пивоваров, A. It. Сароян).... 346
Подготовка труб ................................... 346
Подготовка элементов для низа колонны.............. 350
Крепление обсадных труб............................ 351
Сварка труб над устьем скважины.................... 352
Глав а 18. Повреждения обсадных колонн и меры их предупрежде-
ния (Г. 3/. В рла.с) ....................... 354
Разрушение обсадных колонн под действием внутреннего давления 354
Разрушение обсадных колонн от наружного сминающего давления
в процессе крепления скважины..................... 355
Обрыв обсадной колонны под действием растягивающих нагру-
зок ............................................... 356
Повреждения промежуточных колонн, вызванные протиранием
их стенок бурильными трубами....................... 357
Прочие аварии с обсадными колоннами................ 358
Глава 19. Обсадные трубы, применяемые за рубежом (И. Д. Щер-
бюк, II. В. Якубовский).................................. 359
Раздел III
НАСОСПО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУПЫ
Глава 20. Сортамент насосно-компрессорных труб <.17. А. Гуссинов) 399
Переводники насосно-компрессорных труб « . . . ........ 412
Глава 21. Контроль резьбовых соединений насосно-компрессорных
труб (Я. Д. Щербюк, Я. В. Якубовский) ............ 413
Калибры для резьбы насосно-компрессорных труб и муфт к ним 413
Проверка резьбы насосно-компрессорных труб............. 417
503
Глава 22. Новые виды насосно-компрессорных труб (М. Я. Гусей-
нов, //. /'• Щч бн к. П. И Якуоовскии )..................... /18
Насосно-компрессорные трубы раструбной конструкции .... 418
Насосно-компрессорные трубы из алюминиевых сплавов ... 42()
Насосно-компрессорные трубы с защитными покрытиями . 421
Насосно-компрессорные безмуфтовые трубы................. 421
Насосно-компрессорные муфтовые трубы.................... 423
Глава 23. Эксплуатация насосно-компрессорных труб (М. Л. Гу-
сейнов) .................................................... 426
Учет наличия и движения парка труб...................... 426
Транспортирование и хранение труб ...................... 426
Проверка качества, подготовка и спуск труб в скважину .... ,27
Профилактические меры при эксплуатации скважины......... 428
Подъем труб из скважины................................ 42!)
Отбраковка насосно-компрессорных труб................... 1!!о
Основные виды повреждений и выход из строя труб в процессе
эксплуатации .......................................... । "I
Глава 24. Расчет насосно-компрессорных колонн (А. Е. Сароян- 411
Фонтанный и компрессорный способы эксплуатации скважин . . Ш
Глубиннонасосный способ эксплуатации скважин............ 433
Г лава 25. Цехи по ремонту насосно-компрессорных труб и их обо-
рудование (И. Ф- Пивоваров} .................. )'.М
Технологический план ................................... 437
Оборудование, приспособления и инструмент............... 441
Глава 26. Насосно-компрессорные трубы, применяемые за рубежом
HI. Д. Щерфок. If. II. Якубовский)........................ i'/?,
Раздел IV
ТРУПЫ ДЛЯ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ КОММУНИКАЦИЙ
Глава 27. Сортамент труб (И- Ф. Пивоваров) ................. 47»
Трубы стальные водогазопроводные (газовые) по ГОСТ 3262—62 473
Трубы стальные бесшовные горячекатаные (по ГОСТ 8732—70) 475
Приложения.................................................. 483
Список литературы .......................................... 500
Александр Ервандопич Сароян
Николай Давыдович Щербюк
Николай Васильевич Якубовский и цр.
ТРУБЫ НЕФТЯНОГО СОРТАМЕНТА
С правочное руководство
Редактор издательства С. М. К а е ш кола
Техн, редакторы О. Н. Ласточкина, В. Л.Прозоров ска
Корректор Л. В. Сметанина
Сдано а набор 12/1 1976 г. Подписано в печать 4/V 1976 г. Т—093К1.
Формат бОх 90Ч!в. Бумага для глубокой печати Печ. л. 32,5 с вкл.
Уч.-изд. л. 36,10. Тираж 11 700 экз . Заказ Кв 754/4357 —б . Цена 2 р . 1к.
Издательство «Недра», 103633, Москва, К-12, Третьяковский проезд 1/19
Ленинградская типография № 6 Союзполиграфпрома Государственного комитета Сонета
Министров СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли.
* 196006, Ленинград, Московский пр., 91.