Трубы нефтяного сортамента: Справочник - Сароян А.Е., Щербюк Н.Д., Якубовский Н.В.

Author: Сароян А.Е. Щербюк Н.Д. Якубовский Н.В.
Tags: справочник горное дело бурение скважин горная промышленность нефтегазодобыча
Year: 1987
Similar
Технология бурения нефтяных и газовых скважин
Спутник буровика
Бурение нефтяных и газовых скважин
Справочник по бурению и оборудованию скважин на воду
Text
                    УПК <ВЯ24С«иЮЬ5(С39»
оян W Д. Ще/Яюк, И В. Яг^воесмП, И Ф. Пиооеароя,
Рецензент ГМ. ФаОя, кона, тмн, н«ук (ВНИИТяеф?ь|
Раздел I
ТРУБЫ БУРИЛЬНЫЕ
СОРТАМЕНТ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ
Трубы бурильные ведущие
В верхней части бурильной колонки находится ведущая труба,
предназначенная для передачи вращения от привода через ротор
бурового станка бурильной колонне, состоящей из бурильных
труб, аамков и утяжеленных бурильных труб (УБТ). Бурильная
колонна заканчивается долотом или другим инструментом. В от-
личие от бурильных труб, замков н УБТ ведущая труба, как пра-
вило, имеет форму квадратного, иногда шестигранного сечения
Другие формы сечений (крестообразная, желобчатая, круглая) в
нефтепромысловой практике практически не прнменяютсв.
Ведущая труба Предотвращает возможность реверсивного вра-
щения бурильной колонны от действия реактивного момента за-
бойного даигателя (турбобура, винтового, электробура).
В практике бурения ведущие трубы применяются сборной кон-
струкции, состоящие на трубы, верхнего и нижнего переводников, и
цельной (неразъемной) конструкции.
Ведущие трубы сборной конструкции изготовляются в оснонком
квадратного сеченнн, включают собственно трубу, верхний пере-
водник типа ПШВ для соединения с вертлюгом н нижний перевод-
ник типа ПШН для дрисоедлиения к бурильной колонне.
Ведущие трубы сборной конструкции изготовляются яд
ТУ 14-3-126—73 размерами 112X112. 140x140, 155Х1Б5 ми и по
ТУ 14-3-755—78 размерами 65X65 в 80x80 мы.
Размеры и масса ведущих труб сборной конструкции приведены
атабл 11 и на рис 1.1 На концах ведущей трубы нарезаетсв труб-
ная коническая резьба (профиль по ГОСТ 631—75) — пряная на
нижнем я левая— на верхнем
На нижний коней трубы навинчивается (горячим способом на
прессовой посаике) переводник ПШН (рис 1.2,о, табл 1.2), а на
верхний —переводник ПШВ (рис. 1.2.6, табл. 1.3).
Для защиты от взноса замковой резьбы переводника ПШН меж-
дт замком бурильной трубы и переводником ведущей трубы уста-
навливается переводник типа ПП.
Ведущие трубы (горячекатаные) изготовляются ик сталей групп
прочности ДиК, переводники — из стакв 40ХН (ГОСТ 4543—71)
Механические свойства горячекатаной трубы приведены в табл. 1 4


Рнс. I 2. Пчкоодвнки мдащей трубы
Трубная резьба, нарезаемая на концах трубы, кроме профиля,
не стандартизована.
Размеры резьбового соединения приведены в табл I 5 н на
На наружной поверхности труб не допускается наличие трешки,
закатов, расслоений и других дефектов, ухудшающих нх качество.
Допускаются отдельные дефекты в пределах установленных до
пусков Для определения глубины дефектов допускается их подруб-
ка, при этом их глубина не должна превышать 18% от воминаль
ной товщивы стенки Подрубка не допускается На расстоянии
500 ми от конкон. В этом случае донускается запиловка дефектных
мест на глубину кв более 12.5% от номинальной толщины стенке
Точность трубной конической резьбы соответствует требованиям
ГОСТ 631—75, за исключением отклонений по конусности па дли-
не 100 мм—1’;“ н по общей длине резьбы±1 нитка (3,175 мм),
допускается изготовление резьбы без сбега под углом 15°
Контроль труби ой резьбы При контроле трубной резьбы
резьбовым калябром-кольцом натяг-расстояние между измери-
тельной плоскостью калибра и испоои сбега резьбы трубы —должен
быть 9*3,175 мм.
Маркировка На цилиндрической поверхности каждой трубы
с левой резьбой или на грани должна быть четко нанесена клей
стали, дата выпуска и клеймо ОТК.
Для предохранения от повреждений при транспортировке резь-
ба предохраняется кольцами.
дусыатркеаются в соответствии с ТУ 26-02-652—75. Технические
после термической обработки, параметров и предельных отклоне-
ний резьб и резьбовых соединений переводников—по ГОСТ 631—75
«Трубы бурильные с высаженными конилми и муфты к ним» и
ГОСТ 5786—75 «3эмки бурильных труб».
Для повышения сопротивление усталости резьбовых соединений
ведущих бурильных труб разработав рцд конструкций, которые
изготовляются и применяются буровыми организациями
I Конструкция АзНИПИнефти с иклнндрическнм блокврующим
пояском ТВБ (рис I 4 и табл 1.6) Прочность и герметичность резь-
бового соединения обесточивают- i
•ся ионической резьбой и блоки- '
рующим пояском Поясок прота- ,
чивается на стандартной гприче- |
кптапой ведущей трубе квадрат- 1
кого сечения (по ТУ 14-3-126—
73) за резьбой Конструкции сое-
’ динеккв разработаны иля веду-
щих груб квадратного сечения ,
ника проверяют по ТУ 14-3-126—
73 калибром со смещением изме-
рительной плоскости соответст-
венно на 84, S4 и 109 мм Пере-
водники навинчиваются в горячем состоянии после их нагрева на
400—430’С.
2 Конструкция ВНИИБТ с коническими стабилизирующими
поясками и переводниками — ТВКП. Прочность и герметичность
резьбового соединения обеспечиваются конической резьбой трапе-
цеидального профили ТТ с углом 30' (по ГОСТ 631—75) и кони-
ческим стабилизирующим пояском конусностью 1:32 (рис. 1,5,а, б).
Поясок протачивается на стандартной .горячекатаной ведущей I
трубе квадратного сечения (по ТУ 14-3 126—73) за резьбой трапе- ]
цеидального профиля ТТ Разработаны конструкции ведущих труб
квадратного сечения ТВКП—112, 140, 155мм.	i
Трубы ТВКП изготовляются по ТУ-51-276—86. Размеры труб '
приведены в табл 1,7 Ннжний и верхний переводники ПВВК к .
ПВНК должны изготовляться их стали марок 4ОХН или 40ХН2МА I
(ГОСТ 4543—71) с механическиим свойствами после термообра- |
ботвн по ГОСТ 5286—75. Вернннй переводник имеет левое ваправ- |
пение резьбы Ризмеры соединений приведены на рис 16 и в !
На наружных поверхностях переводников не дпожпо быть плен,
раконнн, заказов и других дефектов. Вырубка, заварка а заделка
дефектных мест не допускаются. Разностенность торца конуса нип-
пельного конил нижнего переводника не должна превышать 2 мм.
Профиль, размеры н предельные отилонеикя замковой резьбы пре-
дусматриваются по ГОСТ 5286—75- Впадины замковой резьбы и

зарезьбовую канавку резьбы ТТ рекомендуется упрочнять путем
обкатки роликом по инструкции ВНИИБТ ИОР—УОР2 Замковая
резьба, резьба ТТи ионическая расточка переводников должны
быть фосфатированы.
Сборка переводников с трубой по резьбе ТТ и коническому ста-
билизирующему пояску должна
производиться горячим способом с
нагревом в индукторе до темпера
туры (°C)
ПВВК-112. ПВНК-112
ПВВК ИО, ПВНК-140
ПНВК-155, ПВНК 150
После свинчивания соединения
донжно быть обеспечено сопряже-
ние торца трубы и янутреннего
упорного торил переводника по
всему периметру стыка упорных
поверхностей.
Контроль резьбового со-
единен и я Т В К П. Резьба ТТ ве
пущей бурильной трубы контроли-
руется резьбовыми и гладкими ка-
либрами так же, как бурильные
трубы с коническими стабилизиру-
ющими поясками ио ГОСТ 631—75.
В переводниках ПВВК и ПВНК
контролируются внутренняя резьба
ТТ п коническая расточка, а также
внутренняя я наружная замковые
ведущих труб ТВКП.
Промышленностью осваиваются ведущие буркаьные трубы цель-
ной конструкции квадратного и шестнграиеого сечений в соответ-
ствии со стандартом СЭВ 1384—78, аналогичные стандарту АНИ-7,
Трубы бурильные с высаженными концами и муфты к ним
Для увеличения толщины стенок и прочности бурильных труб
н нарезанной чести концы их высаживаются внутрь или наружу
(ГОСТ 631—75). Бурильные трубы соединяются в колонну с по-
мощью звмкон На конец трубы (тип 1,2 .по ГОСТ 631—75) навин-
чивается на резьбе треугольного профиля муфтовая или ниппель-
ная часть замка	'
С целью уарочненин и исключения возможности усталостного
разрушения трубы ио трубной резьбе применяются бурйльные тру-
бы с высаженными внутрь и наружу концами и коническими стаби-
лизирующими поясками—тип 3, 4 по ГОСТ 631—75. В практике
бурение их называют соответственно ТБВК. ТБНК.
Короткие трубы (6 м) с резьбой треугольного профиля предва-
рительно соединяются между собой соединительными муфтами.
Размеры и массы труб тпоа I л муфт к ним должны соответ-
ствовать рис. 1.7 и табл. 1.9, типа 2— рис. 1.8 и табл. 1.10, типа 3—
рис 19 и табл. 1 11, тяке 4—рис, 1 10 и табл 111
Трубы типов 1, 2 изготовляются с Правой и левой резьбами,
трубы талон 3,4 — с правой резьбой и до соглашению потребителя
с изготовителем—с левой.
Трубы всех типов изготовляются длиной:
6,8 и 11.5 м— при условном диаметре труб 60—102 мм;
11,5 к — при условном дквметре труб 114 — 168 мм
В поставляемой партии допускается до 25% труб икнной 8 м и
до 8% — длиной 6 «. С согласив потребителя допускается изготов-
ление труб диаметром 114 мм, длиной 6 и 8 м. Длина трубы опре-
деляется расстоянием между ее торцами, а при налички навиичен-
ТроЗл	Mpgi<rtc


ной муфты—расстоянием от свободного торца муфты до послед-
ней риски резьбы другого конца трубы
Допускается применение бурильных труб длиной 11,5 м. сварен-
ных по месту высадки нз двух труб по специальным техническим
условиям.
Трубы типов 1, 2 длиной 6, 8 и 11,5 м поставляются без муфт,
а ио знзазу потребителя трубы длиной б и 8 м — в комплекте сна-
Допускаются следующие отклонения по размерам и массе труб:


+6,5
Овальность и рпзностенность не должны выводить размеры труб
за придельные отклонения по наружному диаметру и толщине
+0Д
+0.9
Кривнзна труб на концевых участках, равных одной трети дли-
ны трубы, не должна превышать 1,3 мм на J м- Общая привнзка
трубы (стрела прогиба) на середине длины трубы кв должна пре-
вышпть 1/2000 илвны трубы. Кривизна конца трубы — частное от
деления стрелы прогиба ка расстояние от места измерения до
ближайшего иоица трубы. Длина высадки в расчет ие прини-
мается.
условный диаметр трубы, товщина стенки.
ГОСТ 631—75.
Примеры условных обозначений
Труба В-Н4Х9-Д ГОСТ 631—75—труба бурильная типа 1,
условный диаметр 114 ым, толшнна стенки 9 мм, группа прочности
Д. обычней точности.
Труба ВП-114X9-Д ГОСТ 631—75, то же повышенной точности.
Муфта В-114-Д ГОСТ 631—75—муфта к трубе типа 1, услов-
нмй диаметр 114 мм, группа прочности Д.
Труба Н-114Х9-Д ГОСТ 63!—75—труба бурильная типа 2,
толщина стенки 9 мм, группа прочности Д, обычной точности
Труба НП-114Х.9-Д ГОСТ 631—75, то же повышенной точности
Муфта Н-144 Д ГОСТ 631—75—муфта к трубе тике 2, услов-
ный диаметр 114 ым, группа прочности Д
Труба ВК-114Х9-Д ГОСТ 631—75—труба бурильная типа 3 и
далее то же
Труба НК-114Х9-Д ГОСТ 631—75—труба бурильная гпоа 4 н
далее то же
Для труб и муфт с невой резьбой в условном обозначении после
слов труба или муфта ставится буква Л.
Ни наружной и внутренней поверхности труб и муфт не допус-
каются поены, раковины, закаты, расслоения, трещины и песочим»
вдоль осп трубы при условии, что глубине этих вырубок не выводит
толщину стенки за предельные минусовые отклонении Заварка,
зачеканка пей заделка дефектов не допускается.
Поверхность высаженной части трубы и место перехода ее к те-
ку трубы пе должны иметь резких устуков. На внутренней поверх-
ности переходной части высаженных наружу концов бурильных
труб тага 4 всех диаметров допускается одно пологое кольцевое
иезаполненне шириной не свыше 40 ым, причем наименьшая гол-
щина стенки в »тих местах должна быть на 2 им больше номиналь-
ной толщины стенки давнего типоразмера труб. На внутренней
поверхности высаженных наружу концов труб типа 2 допускаются
следы исправления дефектов и отдельные пологие незаполиеиив
Конусность, 2tg<f

для труб с условным диаметром 60—102 мм — глубиной до 2 мм,
протяженностью до 25 мм по окружности и шириной до 20 мм, в
количестве не более трех иеэакониений;
иля труб с условным диаметром 114—140 мм — глубиной до
3 мм, протяженностью до 50 км ио окружности и шириной до
20 мм, в количестве кв более трех неваконкений.

±1"I5'
+020
—020
+020
±0.05
±одо
±0М5
Предальные отклонения от номвиальаых размеров трубной
треугольной резьбы труб типов 1, 2 приведены в табл. 1.16, а тра-
Прн свинчивании от руки оцинкованных нал фосфатированных
муфт с трубами отклонения но натягу А (см. рнс. 1 12) ±2,4 мы.
После механического закрепления муфты на трубе торец муфты
должен выходить за последнюю риску на трубе на величину К=
=1.5 км (см рис 1.12) с отклонением ±2.4 ми Расстояние от тор-
ца муфты до начала резьбы (последней риски) на трубе должно
быть 9±3,2 мм. Резьба труб н муфт должна быть гладкой, без за-
усенцев, рванин н других дефектов, нарушающих ее непрерывность
и прочность.
Параметр шероховатости поверхности резьбы /?, должен быть
не более 20 мим но ГОСТ 2789—73 На первых двух витках резьбы
с полным профилем (на длине I) допускаются черновины но вер-
шинам резьбы
Не середине муфты для выхода резьбообразующего инструмен-
та протачивается канавка на глубину не более 6.5 мы, превышаю-
щую глубину резьбы. Испускается перерез встречных витков
резьбы.
К высаженному концу труб ВК, НК предъявляются следующие
требование
Торец трубы должен быть перпендикулярен к оси резьбы. Не-
перпендикуларность не более 0,06, неплоскостность—не более
0,1 мм.
Оси резьбы и конического стабилизирующего пояска должны
совпадать. Допускаемое отклонение от соосности не более 0,04 мм
Разиостеииость в плоскости торца трубы должна быть не более
4 мм —для труб диаметром 73 нм, 4,5 мм—для труб диаметром
89,102 мм, Б мы —для остальных днеметров труб— 114.127.140 мм
Поверхность конического стабилизирующего пояска и торне
трубы должна быть гладкой, без заусенцев, реален а других дефек-
На наружной поверхности высаженной части трубы, подверга-
ющейся механической обработке, на расстоянии 1в,|Оог торца трубы
допускается выполнять переход с конического стабилизирующего
пояска на цилиндрическую поверхность под углом не более 15° к
осн трубы
Мес— •
«ой поверхности трубы
садки допускается выполнять под углом не более 15° к оси трубы.
Наружный диаметр высадки должен допускать прохождение
высадки
юшего пояска к торца трубы должен быть не более 20 мкн но
ГОСТ 2789—73 Остальные механически обрабатываемые поверх-
ности Ri не более 40 ним
Трубы и муфты в зависимости от групп прочности изготовляются
из углеродистых (сталь марки 45} я легированных сталей марок
38ХНМ. 36Г2С, 35ХГ2СВ н др Трубы групп прочности К, Е из-
готовляются из легированных сталей путем нормализации с отпус-
ком или из углеродистых сталей (закалка, отпуск) группы проч-
ности Л. а трубы групп -прочности выше Л IM. Р) — из легировав
ных сталей (закалка —отпуск).
Трубы н муфты должны изготовляться из сталей групп проч-
ности, приведенных а табв. 1 18.
Муфты для труб типов 1,2 диаметром 114 м.м и менее должны
. готовляться из сталей группы прочности с более высокими меха-
. ческимн свойствами. По соглашению изготовителей и потребн-
ая допускается изготовление труб я муфт одной груиды проч-
Трубы диаметром выше 114 мы и муфты к ины изготовляются
одной группы прочности.
Трубы групп прочности Д. К, Е, Л должны испытываться на
г" чющивание в соответствии с табл I 19.
Маркировка На каждой бурильной трубе на расстоянии
0.4—0,6 м от ее конца наносится маркировка клеймами номер
трубы, группа прочности, гонщика стения, наименование или тоаар
ный знак завода-изготовителя, месяц и год выпуска. Место клей-
мения должно быть обведено светлой красной. На каждой муфте
должен быть выбит товарный аиак завода-изготовителя. Все клей-
ма на трубе и муфте наносятся вдоль образующей Рядом с клей-
мена на каждой трубе вдоль образующей наносится маркировка
устойчнной светлой краской: условный диаметр трубы, точность
Рис. I 15. К«кгрзкшм соединенна
бурильных WB с прнырехнач ста-
внлиэирукшиш кольцом на трубах
типов I н S
изготовления (лрк поставке труб повышенной точности), групп!
прочности, толщина стенки, днина трубы в сантиметрах. Трубь
с левой рез'-о^.о -------------------------------к .....------
------г___—..	„<„п.<л..1Поп светлой крас
кой, с подписью «лев.»
Резьба труб и муфт должна быть предохранена от иоврежде
ний кольцами и пробками Резьба труб типов 3, 4, конический ста
билнзирующнй поясок и торец труб должны быть надежно защи
щены колькамн от повреждений При навинчивании колеи и пробое
резьба должна быть овазана антикоррозионной смазкой
Транспортировка Трубы отгружают повагонно Водной
вагоне должны находиться трубы только одного условного дмомет
ра. одной толщины стенок в одной группы прочности и точности
изготовления Каждая партия труб должна сопровождаться доку
ментом, удостоверяющим соответствие качества труб требованакм
стандарта
Другие типы труб Для предотвращения разрушений по по-
следней рабочей нитке треугольной резьбы иногда зеков привари-
вают к трубе с помощью дуговой сварки
В некоторых случаях к торцу замка (рис 1 15) приваривают
спеодвльно посаженное на горячей поседне кольцо. При этом стан-
дартную трубу но ГОСТ 631—75 таком 1,2 протачивают но наруж-
ному диаметру за резьбой на днину около 70 мм. Затем кольцо ши-
риной 50 нм с внутренним диаметром, обеспечивающим натяг но
проточенному участку трубы не ыснее 0,3 ни, в нагретом состоя-
нии (до 4<Ю’С) надевают на трубу, после чего горячим способом
навинчкаают замок (ГОСТ 5285—751.
Замки дня бурильных труб с высаженными концами
Замки для бурильных труб предназначаются дид соединения в
колонны бурильных труб типов !—4 ко ГОСТ 631—75. Замок со-
стоит из двух деталей — ниппеля и муфты, соединяемых коничес-
кой замковой резьбой
Замки для бурильных труб изготовляются но ГОСТ 5286—75 ия-
тв типов, указанных в табл 1.20. Замки нзгоговчяются правые—с
праной замковой резьбой к резьбой для соединения замка с трубой
и левые — с левой замковой резьбой и резьбой для соединения зам-
ка с трубой
Основные размеры и масса зам нов должны соответствовать
указанным в табл 1.21
Пример условного обозначения зампов с нормальным проход-
ным отверстием и наружным диаметром 163 мм с правой—замок
ЗН-108 ГОСТ 5286—75 и левой —замок ЗН 108 Л ГОСТ 5286—76
резьбой.
TiSaaul Ш
Рмиеры хилпыей ЗН, ЗШ, ЗУ (км)
Размеры ниппелей замков довжвы соответствовать указиияы.
в табл 1.23 (для замков ЗН, ЗШ, ЗУ) и на рис. 1,16, в, 1 16, г и
табл. 1.24,1.25 (для замков ЗШК, ЗУК)
Размеры замповых соединений должны соответствовать укг
евиным на рис. [.17 и в табл. (.26.

Реаьба. Форма и резмеры профиля замковой резьбы (правой
и левой) долины соответствовать указанным на рис. 1 18 и в
табл. 1 27 Форма и размеры профиля трубной резьбы треугольно-
го профиля (правой и левой) аля соединении замка с буркаьной
трубой но ГОСТ 631—75 (типы |, 2) спотеетствуют резьбе соеди-
нительных муфт но ГОСТ 63|—75 (см. рис. 1.11, табл 1.13). Фор-
ма и размеры профиля трубной трапецеидальной резьбы ТТ для соединения замка с бурильной трубой но ГОСТ 631—75 (типы 3, 4) должны соответствовать указанным на рис. 1 19 н в табл. 1 16. Параыееры профиля аанковоВ ретьбы {нм)	
П.Р..ГГРН про*,,™ р.,МЫ	Р»>м«тн проба**
	>	1 II 1	.11	IV
	Число маток на влияя ход км
	В 1
Шаг резьбы Р"'	5 080 |	6,350
Ковусность резьбы 2 Igp	1:4	1	1:6
Высот» <Х1роуг<мьного профеи» И	4.376 1 6.471 |	5.487
Высот» профиля резьбы б;	2.993 | 3 742 | 3 735 1 3.065
Рабочая высота пробная h	2,426 I 3.283 I 3.203 1 2.634
Высота среза вершины I	0 376 | 1.094 | 1.087 1 1.427
Угеяеимо паяпним / —	0.560 1	0.636	1 0.065
Площадка О'	1016 1	1.275	। I.6SI
Радиус вакруслекня впадин г*	0.506 1	0.635	1 0.256
Радиус сопряжения г, не более	038
icon уклона <р	|	7*7'30*	4*48'45*	

•св для соединения с .трубой соответствуют отклонениям резьбы
соедакктельяой муфты но ГОСТ 631—75 (см. табл. |.16)
Предельные отклонения трубной трапецеидальной резьбы ТТ
должны быть следующими
Замам изготовляются из стали марки 40ХН ио ГОСТ 4543—71
со следующими механическими свойствами после термообработке:
Временное сспротавлевне разрыву о,, МПа .	882
Предел текучести от, МПа

При необходимости получения более высоких механических
свойств (<&, ог) рекомендуется изготовлять замки размером свыше
120 мм из стали марке 40ХМ1ФА (Ст<882 МПа) и стали марки
38ХНЗМФА (ог=8824-1078 МПа).
На наружной к внутреннем поверхностях замка не должно быть
в заделка дефектных мест ке допускаются.
Поверхности упорного уступа ниппеля и упорного торца муфты
должны быть гладкими, без заусенцев, рввини. забоин я других
дефектов Маркировка ни этих поверхностях не допускается. От-
клонения от перпендикулярности упорных торцев ниппеля и муфты
к оси замковой резьбы не должны быть более 0,10 мм, а отклонения
от плоскостности на ширине этих поверхностей—не более 0,07 мм.
Отклоненпя от перпендикулярности торцов А и Б (см. рис I 21)
к оси резьбы ТТ не должны быть более 0,06 мм, а отклонения от
плоскостности на ширине этих торцов—0,06 мм
Замковак резьба, резьба ТТ к трубная резьба треугольного про-
филя должны быть гладкими, без забоин, выкрошенных ниток, за-
усенцев, рванин, продольных углублений тюль образующей резь-
бы в пругих дефектов, нпруюающих непрерывность, прочность и
Параметры шероховатости поверхности замковой резьбы и резь-
бы ТТ должны быть Л.^20 мкм ио ГОСТ 2789—73.
Зиходная нитка замковой резьбы нияпеля и муфты должна быть
притуплена до основания профиля ияи выполнена в енди скоса под
углом ЗО'_зч к оси резьбы.
Несоосность осей замковой и трубкой резьбы должна быть не
более 0,6 мм в пноскости торца и 1,75 мн на длине 1 м. Несоосность
осей конической выточки замковой резьбы и цилиндрической вы-
точки трубной треугольной резьбы ке должна быть более 6,6 мм.
Несоосность осей резьбы ТТ к конической расточки концов замков
ЗШК, ЗУК, предназначенных для соединения с трубвыи, не долж-
на быть более 6,04 нм
Разностеиность ниппеля у торца конуса (размер dt, см. рис.
1.17) не должна превышать для замков ЗШ-108, ЗШ-118, ЭШ-133,
ЗШ-Мб, ЗУ-108. ЗУ-86, ЗУ-120, ЗУ-146, ЗУ-155. ЗУК-ГО8.
ЗШК-118.3ШК-133, ЗУК-120, ЗУК-146 н ЗУК-155— |.5ммн2мм
Резьбы замков к конические расточки должны быть фосфати-
На ииакелях и муфтах протачивается поясок для маркировки,
я на левых замках — второй опознавательный поясок. Правке и
левые ниппели и муфты замков ЗУ-120, ЗУ-155, ЗУК-120 и ЗУК-155
должны иметь опознавательную лунку. Замок ЗУК-155 заменен на
ЗУК-162 (но ТУ 26-O2-IO26—86).
Маркировка и транспортировка
На ниппеле и муфте каждого замка на поисках для маркировки
должна быть нанесена маркировка, товарный знак завода изгото-
вителя; типоразмер замка; дата выпуска (месяц, год). ГОСТ
5286-75.
Резьба замков, поверхности коническия расточай и уоорние
уступы (торцы) дня предохранения от коррозии покрываются смаз
кой по ГОСТ 9.014—78. Резьба и упорные ториы при транспорти-
ровке должны быть предохранены от повреждений
Каждая партия замков, в также ниппелей к муфт сопровожда
ется документом, удостоверяющим их соответствие ГОСТ 5286—75.
Для повышения износостойкости к прочности применяются вы-
сокопрочные замак ЗШК-178В с пределом текучести 980 МПа, с
резьбой повышенной износостойкости МК 148X7.257X1:6—
ЗШК I78M (ТУ 26-02-989—84)
Трубы бурильные с
замками выпускаются но
труб по ТУ 14-3-1293—84. ПК 114X8,56, ПК 127X9,19
Размеры, предельные отклонения, масса труб но ТУ-14-3-1293—
84 полжвы соответствовать указанным на рис 1.22 к в табл. 1.30.
Овальность и разкостениость не должны выводить размеры
труб зв предихьнме отклонения но наружному диаметру к толщине
стенки. На поверхности труб не должно быть плен, раковин, закв-

Механические свойства труб должны соответствовать группе
прочности Д. Наружная н ннутренняя поверхности высаженной
части труб и места перехода от высвженвой частя к глаккой части
труб не должны нмать резких уступов н складок, переход от выса-
женной части к гладкой должен быть плавным но всей диине. На
внутренней поверхности высаженвой чисти труб (до приварки зам-
ков) на длаке 40 мм от торив иезапоянпене металлом не довуска-
ется. на длине более 46 мм допускается одно пологое незаповнение
Наружная поверхность высаженных иовпов труб перед привар-
кой должна подвергаться обработке с целью удаления облоя; тор-
цы труб должны быть механически обработаны
Трубы и замки после приварки должны быть соосны, смещение
осей трубы я замка в плоскости сварного стыка не должно превы-
шать |,2 мы. перекос осей не должен превышать 3.0 мм на I ы
Зона сварного соединения после удаления наружного и внутрен-
него грата необходимо подвергать термообработке Грат при свар-
ке должен быть полностью удалей с наружной и внутренней по-
верхностей Шероховатость поверхностей не должна превышать
Л, 80
Твердость в зонах сварного соединения и термического ахияния
должна быть не более 341 НВ.
Требования к прямолинейности труб, проверке химического
анализа, проверке механическид свойств стали, к испытанию не
растяжение к сплющивание аналогичны приведенным в ГОСТ
€31—75.
Временпоз сопротнваение разрыву сварного соенпгения и твер-
дость в зонах сварного шва я термического влияния должны быть
проверены на одной трубе не партия.

Требование к замковой резьбе, допускаемым отклонениям эле-
менте!, чистоте поверхности, методам контроля должен соответст-
вовать ГОСТ 5286—75. Правила лриеыид и методы испытаний зам-
ков также должны соответствовать требованиям ГОСТ 5286—75
Замки изготавливаются из стэли марки 40ХН с механическими
свойствами по ГОСТ 5286—75.
На наружной цилиндрической поверхности ниппеля и муфт
допускаются местные чериовнны от окалкнм, на внутренней поверх-
ности черновики допускаются местные увеличения диаметра но
3 мм н не более 1 мн на участке резьбы. Раэностенность ниппеля
в плоскости торца малого основания конуса замковой резьбы не
должна превышать 1.5 мм для замков ЗП — 114 и 2,0 мы для зам
ков ЗП—127
Перекос осей замковой резьбы н наружной цилиндрической по-
верхности муфты или ниппеля не должен Выть больше 1,75 мм на
Несоосность наружной и внутренней поверхностей хвостовика
муфты или ниппеля относительно наружной иялииярнческой по-
верхности муфты или ниппеля не должна превышать 0,4 мы в пло-
скости торца.
На торцах хвостовиков окалина не испускается Средний ресурс
до списания 500 циклов свинчнваиак-разнинчивания Каждая акр-
тия замков поставляется комплектно, резьба замковая покрывается
антикоррозионной смазной (например. К-17 по ГОСТ 10877—75)
Партах замков сопровождается сертификатом, удостоверяющим
соответствие качества замков требованиям технических условий.
Замковые деткни подвергаются проверке механических свойств —
на растяжение, на ударную вязкость.
Испытание яа растяжение производятся по ГОСТ 10006—80. а
испытание ва ударную вязкость но ГОСТ 9454—78.
Экспнуатация замков должна вестись согласно инструкции но
эксплуатации. В процессе эксплувтааки допускается до трех ре-
монтов замковой резьбы.
Грубы бурильные геологоразведочные я муфты к ням
Трубы выпускаются но ГОСТ 7909—56 к применяются в основ-
ном в геотогоразведочком колонковом бурении. Размеры труб со-
Рнс 1.26 Труба с внутренней вы- Рис. 127 Муфта к «рубак
ответствуют величинам, приведенный на рис 1.26 и в тибл. 1 36.
а размеры муфт — на рис. 1.27 н В табл 1.37
Трубы изготовляются с высаженными внутрь концами. Внут-
ренняя поверхность высаженной части труб и переходная часть ни
лолнны иметь резких уступоя Овальность труб не лолжна аиво-
лить наружный диаметр за пределы допускаемых отклонений.
Тавлпш 1Ж
Тавлня» 1.37
Разностешюсть труб по всей длине не должна приводить к уве-
личению толщины стенки сверх допускаемых отклонений.
Кривизна труб не должна превышать 1 ни на 1 и, прямолиней-
ность труб проверяется линейкой на любом участке трубы длиной
не менее 1 м Трубы изготовляют на сталей марок 36Г2С, ЙОГ.
80ХГС н из стали группы прочности Д.
Примеры условных обозначений труб и муфт к ним
труба нормализованная из стали марки 36Г2С с наружным дле-
метром 50 им—труба 50-36Г2С ГОСТ 7909—56,
труба закаленная из той же стали —труба 50К-36Г2С ГОСТ
7909-56.
Трубы нз стали группы прочности Д поставляют нормализован-
ными, трубы, изготовленные из стали марим 36Г2С, — нормализо-
ванными наи 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 и табл 1.38.
Нормы неханических свойств звкаленвых труб устанавливают-
ся по соглашению сторон
На концах труб нарезается резьба. Профиль и размеры резьбы
(правой и левой) труб и муфт должны соответствовать рис 1.11
Размеры резьбовых соединений должны соответствовать

Резьба муфт должна быть оцинкована, чистота поверхности
резьбы должна быть не ненее S-го класса. Отклонение соосности
резьб обоих конпое муфт не должно превышать 0,5 мм в плоскости
любого торца к 1.5 мы на длине I м
Трубы поставляют с навинчеишмн на один конец муфтами.
Трубы из стали группы прочности А комплектуют муфтами из ста-
ли той же группы прочности Трубы из ствлей марой 36Г2С, 40Х
и ЗОХГС комплектуют муфтами из стали марки 36Г2С
На каждой трубе на рвсстояних не более 90 мм от одного из
концов должны быть поставлены четкие клейма завода-изготови-
теля и указан размер наружного диаметра. Каждая партия труб
Изготовляют п поставляют замки по ГОСТ 7918—75. Замок для
единенных конической замковой резьбой Замки иннускаются с
правой я тевой резьбой
По заказу потребителя муфты замков должны изготовляться с
кольцевой проточкой вместо прорезей «под ключ» со стороны зам-
ковой резьбы Размеры проточки, выполняемой на расстоянии
80 мм от опорного торна муфты, равны 50X55 мм.

Рис. 130. Муфтэ заик»
?з'г
Рис L32 Згкковая ртзьб« Муфты
Размеры замковой резьбы ниппеля и муфты должны соответ-
ствовать указанным на рис 1 31, 132, а профиль—на рис 1.18 п в
табл 1 41 Размеры трубной резьбы ниппеля и муфты должны со-
ответствовать указанным на рис. 133 и в табл 1.39 для шага
2,54 мм, а профиль — на рис. 1.11. Допускается изготовление труб-
ной резьбы раструба с плоским срезом нершин (при этом II, умень-
шается до 1.2±0,1) Все остальные размеры профиля полностью
соответствуют приведенным на рис. 1 11
Шероховатость боковых сторон витков, закруглений вершин н
впвлнн ₽.^20 икм, шероховатость плосносрезанных вершин
Я.С40 мкм
Замки изготовляются из стаки марка 40ХН. механические свой
ствэ которой после термообработки должны быть не ниже следу-
ющих
гоетпотяяв с трубой
Временное еыпютааладае, МПа
Наружная поверхность ниппелей и муфт подвергается индукии-
онной термообработке на глубину 1.5—2,5 мм до твердости HRC 48.
Участки вблизи торцов замковой резьбы ве термообрабатываются.
Замковые резьбы 3 50 ниппелей и муфт должны быть подверг-
нуты индукционной термообработке на глубину 3,3—5 мм от вер-
шимы резьбы до твердости HRC 48—56 Па длине 47 мм
Проточки к впадины эамкопой резьбы ниппелей обкатываются
Отклоиенве от соосности резьб каждой детали не должно пре-
вышать 0,1 мм на 100 ми длины. Расстояние между упорным тор-
цом муфты и упорным уступом ниппеля замка, свинченного вруч-
На замках не должно быть трещин, волосовин, плен, раковин
и расслоений Вырубка, заварвл и заделка дефектных мест не до-
Ниппеля и раструбы должны быть оцинкованы или фосфатиро-
ваны (толщина нннкового покрытия 15—24 мкм).
Замки должны иметь следующие показатели надежности сред-
ний ресурс, нарактеркэуюший количество кналов механизирован-
ного свинчивания-развинчивания. Т,р не ненее 800 циклов; вероят-
ность безотказной работы—0,98 (по отказам в скважине) При
еыо сдаточным испытаниям подвергают 0.5% замкив от партии, по
не менее 5. Проверку показателей надежности проводят не менее
чем кв 50 замках
Замковая резьба ниппеля должка проверяться калибр-коль-
цом, а резьба каждой муфты — калибр-пробкой по ГОСТ 8392—
75. На лысках ниппеля и муфты наносится: товарный знак пред-
приятия-изготовителя; условное обозначение заипп; год и месяц
выпуска; обозначение стандарта
Трубы бурильные геологоразведочнне с приваренными эвыкаим
Трубы изготовляются ко ТУ 26-02-518—73, которые распростра-
няются на Суральные геологоразведочные трубы с приваренными
трением замками (ТБПВТ), и предназначаются для работы в уме-
ренной каиматической зоне по ГОСТ 16350—80 Трубы выпускают-
ся деуя видов—с армированной и неармнрованной наружной не-
верхнрстью пр иваривлемого замка (рис. 134)
Трубы изготовляются с прнааранимми заыхами, имеющими пра-
вую или левую резьбу. Трубы с армированными заиками произво-
дятся только с правой резьбон-
Трубы ТБПВТ изготовляются из ствли групп прочности Д и К.
Рис. 134. Труба бурильная
(ТБПВТ).
Условное обозначение трубы диаметром 60 мм, группы прочно-
сти Д. труба ТБПВТ 60Х5-Д ТУ 20-02-518—73, той же трубы с ар-
мированным замком: труба ТБПВТ-Ар-60х5-Д ТУ 264)2-518—73.
Основные параметры и размеры труб приведены в табл. 1.42.
Трубная заготовка под приварку замков должна соответство-
вать требованиям ТУ М-3-40—71 для труб дламетром 50 мм н ТУ
М-3-123—73 для труб дламетром 60 мм
Механические свойства труб соответствуют приведенным в
табл. 1.38. Детали сваривают на машине типа МСТ-41-3 В свар-
ном соединении переход от высадки к телу трубы должен быть
плавным
Сварной шов подвергается нормализации нагревом токами вы-
сокой частоты. Временков сопротивление сварпого шве после тер-
мообработки не должно быть ниже временного сопротивления,
предусмотренного для тола трубы соответствующей группы проч
кости (для труб группы прочности Д—637 МПа, а для труб труп
ны прочности К—686 МПа) Грат, образующийся при сварке ив
наружной поверхности трубы, необходимо удалить После удале-
ния грата на поверхности трубы не должно быть уступов и подре-
зов. Сварные швы не должны иметь черновик, трещин, раковин.
влияющих на прочность
ну перехода от тела к высадке после удаления грата подвергают
поверхностному упрочнению обкаткой роликом.
Геометрические оси тела трубы и приваренных замков должны
совпадать Параллельное смещение осей должно быть гсО.65. а
перекос осей е;;3,5 мы на длине t м. Допускаемые отклонения по
размерам и масса труб должны спответстеоалть требованиям ТУ
14-3-40-71 и ТУ 14-3-123—73. По длине трубы допускаются откло-
нения для труб длиной 3,0—4,50 ы±100 мы. для труб длиной
Предел выносливости сварных соединений и тела труб должен
быть не менее 120 МПа
Механические свойства материала труб определяются путем
испытания на растяжение образцов, вырезанных из труб, согласно
ГОСТ 1497—84 и ГОСТ 10006-80
Трубы с приваренными замками должны подвергаться испыта-
нию на растяжение ко полного разрушения Испытанию подверга-
ются не менее 0,5% труб от партии — 200—500 труб одного типо-
размера Для проверки прочности сварного шва наждак труба

ной нагрузкой (кН)
ГБПВТ 50X6,5 Д
ТБПВТ 50X5,6 К
ТБПВТ 60XS Д
ТБПВТ SOXS К
ТБПВТ Ар-SOXW Д
Т БПВТ Ар SQX5.5 К
ТБПВТ Ap-BOXS Д
ТБПВТ Ар-60Х5 К	...	280
После нспыуания в сварном шве не должпо быть трещин, рас-
слоений и других повреждений
На лыске раструба замка наносятся: товар'ный знак завода
шготоыгтеля. шифр трубы, длина трубы, дата выпуска Трубы
упаковываются в пакеты, масса которых не должна превышать
Резьбы ниппелей и раструбов должны быть предохранены от
механических повреждений соответственно колпачками и пробка-
ми. Трубы хранят во условию жесткой группы (ГОСТ 151S0—69).
бованиями Инструкиии ио эксплуатации геологоразведочных бу.
рольных колони Мингеологмн СССР Рекламаипп за некачествен
ное изготовление труб может быть предъявлена в течение 18 нес
со кия отгрузки труб с завода, по не более 10 кией со дня аварии
Трубы изготовляются на заводе им Сардарова (Баку)
Замки для приварки к трубам бурильным геологоразведочным
ТБПВТ
Замки к трубам ТБПВТ выпускаются в соответствии с ТУ 26-

Рис. 1-35 Заикн лна труб ТБПВТ
ния к бурильным трубам по ТУ 26-02-518—73 и для работы я уве-
ренной климатической зоне по ГОСТ 16350—80.
Замки выпускаются как с армкровакной, так и с неармнроваи-
пой поверхностью. Основные параметры я размеры тем ков приве-
дена на рис. 135 и в табл 1.43. Замок состоит из двух деталей —
Замки без армированных поясков изготовляются с провой и ли-
вой резьбой. Замки с армированными поисками — только с яравой
резьбой
Механические свойства материалов деталей замка после термо
обработки должны быть не ниже следующих:
IS
SO
НТО
285-М I
Расстояние между упорным торцом раструба н упорным усту-
пом ниппеля замка, свинченного вручную, должно быть не более
0,5 мм Поверхности упорного уступа ниппеля замка м упорного
торца раструба должны быть без заусенцев, забоки и других де-
фектов, нарушающих прочность н герметичность соединении. На
слоений. Вырубка, заварке и заделка дефектных мест не допуска-
ются. Заходные нитки резьбы должны быть притуплены до полного
профвля, допускается притупление заходной витки резьбы муфты
Замки должны быть оцинкованы или фосфатированы Тол шина
слоя цинкового покрытия 15—24 ыхм. Резьбу замков подвергают
индукционной термообработке на глубину 3,5—5,0 мм от вершины
профная до твердости HRC 48—56 на длине не менее 47 мм После
индуиьвюнной термообработки детаки подвергаются низкому от-
пуску. Проточки и впадины резьбы ниппелей обкатываются роли-
киыи до термообработки для сулаживанки ыикронадрезов и неров-
ностей. Шероховатость поверхности носле обкатки RO^1,25 мкм.
Наружная поверхность раструбов н ипппалей должка быть
подвергнута индукционной термообработке на глубину 1,5—2.5 ым
до твердости HRC 48 При этом участки длиной 50—65 мм со сто-
роны торца замковой резьбы раструба термообработке не под-
количество циклов механи-
ки, должен быть не менее
Наружная поверхность левых замков индукцнппвой термообра-
ботке не подлежит.
Средний ресурс, характере:
зярованного свинчиввняя.рязв1
800 длклов.
Правила приемки и методы контровя должны соответствовать
требованиям ГОСТ 7918—75 На лыске, расхоложенной вбаизи
резьбового конка раструба, и на лыске ниппеля наносется товар-
ный знак зввода-изготоентеля, шифр трубы, к которой приварива-
ется замок, марка стзки замка, лата кипуска. Замки одного типо-
размера должны упаковываться в деревянные яшикн. максималь-
ная масса ящика 50 кг. Гарантийный срох хранения без переков
сервлцяи—не менее 18 мес Гарантийная наработка не менее 500
ЦИКЛОВ------------------------—’
зкия-развинч ивания.
Трубы буральиые геологоразведочные нипиваьного соединения
Указанные соединения выпускиют по ГОСТ 8467—83 Па кон-
цах труб нарезают внутреннюю резьбу. Дле соединения труб меж-
ду собой в одни из концов ввинчивают деухниплельный вереводник.
Трубы применяют в основном при геологоразведочном колонко-
вом бурения Разнеры труб приведены ка рис 1 36 и в табл I 44
трубам с выс
м
свиным требованиям, предъявляемый к
«мико ГОСТ7909—56.

Заходнме витки резьбы должны быть прнтувлены Образова.
пне канавки для выхода резьбообрвэующего инструмента не допус-
кается Толщины стенок труб во впади нак резьбы должны соот-
етрам труб
33.$	42.0	$0.0
2.2	3.9	3.6
Маркируют трубы так же. кик трубы во ГОСТ 7909—56 Каж-
дая партия труб сопровождается сертификатом
Ниппеля для бурильных геологоразведочных труб
Профиль и размеры резгбы соответствуют рис. 1.37 и табл.
1.45.146.
Отклонения по шагу компенсируются соответствующим умеиь
шеннем толщины антка (увеличением ширины впадины) в преде-
лах поля допуска, что проверяют проходным резьбовым калибром
По вершинам резьбы донускаетея закругление кромок радиу-
сом не более 0.1 мм, а по впадинам — радиусом не более 0,05 мм.
Резьбу проверают калибрами по ГОСТ 6361—79
Ниппеля, выполненные по ГОСТ 8482—57, предназначаются
для ниппельного соединенна Суральных геологоразведочных труб
а колонну
Ниппеля изготовляют двух типов. А—с наружной резьбой иа
обоих концах (рис. 1.36), Б — с наружной резьбой на одном конце
и внутренней на другом (рис 1.39).
Размеры ниппелей должны соответстиовать величинам, указан-
ным на рис. 1.38 а 139 и а табл. 147 н 1.48.

Ниппеля изготовляют на сталей марок 40Х кии 45У со следу
ющимн механическими свойствами после термообработки (табл.
Резьба ипппелей должна быть выполнена в соответствии с тре-
бованиями ГОСТ 8467—83. Кажнея партии нпопелей должна со-
провождаться документом, удостоверяющим соответствие их тре-
бованиям стандарта
Легкосшиввные бурильные трубы
Легкосплаакме Суральные трубы (ЛБТ) применяются в струк-
турном, разведочном н эксплуатационном бурении, а также при
капитальном ремонте скважен
Выпускаются ЛБТ сборной конструании (рис. 1 40) гладкие н
с протекторным утолщением, беззамковой конструкции, а также
для компоновки низа бурильной колонны с увеличенной толщиной
стеики- ЛБТ сборкой конструкции гладкие и с протекторным утол-
шахнем изготовляются в соответствии с ГОСТ 23786—79 «Трубы
бурильные из алюминиевых скаавов. Технические условия» По
ГОСТ 23786—79 трубы подразделяются.
ТБ—с внутренквыи утолщенияим (рис. 141):

утолщлимяин
ТБП — с внутренними концевыми утолщениями и протекторным утолщением (рис. 142). Размеры ЛБТ с внутренними концевыми утолщениями, постав, няеных без резьбы, прнпелены в табл. 150. Размеры труб с лиутренниыи концевыми утолщениями, выпус- каемых с нарезанной резьбой И навинченными стальными замками, приведены в табл. ! 51, а труб с протекторным утолщением — в табл. 152 По согласованию с потребителем допускается изготовление труб без резьбы п без замкол Номинальная длина труб без протектор, него утолщения диаметром 54 мм —4.5 м, 64 мм —5.3 м. от 64 до 110 мм—9,0 м и свыше 110 мм—12,0м ЛБТ с притекторным утолщением поставляются длиной 12 ы всех диаметров Отклони- ТйЬяяча I.SB						
и.»»н«мт амил»		ГОМ>»>* ИЛИИ»		Tw,„„		
.мяеешшй				дм./1	'.±ю	
	«пиля»»					
54	±0,6	..	+15 +15 1.0	7,5	150	150
80	-05			0,0	200	200
		16	+2Л —1.0	од		
108	+15 -1.0	№			250	250
		25	+25 -1.5		1000	

ния ко длине +150 мм —200 мм. Допускается 5% труб в партии
с предельным отклонением по длине +300 мм, —350 мм
ЛБТ изготовляются из алюминиевого скиава Д16 с химическим
составом по ГОСТ 4784 -74 в закаленном и естественно состарен-
ном состоянии (Д16Т) Механические свойства труб нормальной
прочности при растяжении должны соответствовать требованиям,
унизанным в табл 1.53
Кривизна нв средней трети длины трубы не должна превышать
1,5 мм на | м, а на остальных участках, искаючая протекторное
утолщение и места переходов от освовното сеченпп трубы к утол-
щениям, 1,3 мм
На наружной и инутреиией поверхностях труб не допускаются
раковины, трещины, расслоения, неметаллические включения, пят-
на коррозиоцаого происхождения Не допускаются плены, отсло-
ения. пузыри, забоины, наракины, риски, задиры, вмятины, запрес-
совки, если глубина их залегания, онределяемая контрольной за-
чисткой. превышает предельные отклонения по толщине стенки.
Допускаются цвета побежалости, темные и белые пятна и слевы
технологической смазки
На наружной поверхности протекторного утолщения н в местах
переносов к нему не допускаются продольные расслоения глубиной
до 2 мм, определяемые контрольной зачисткой В месте перехода
от утолщвхня к основному сечению трубы допускается один коль-
цевой пережим при условии соответствия толщины стенки и внут-
реннего диаметра При этом пережим не должен выводить наруж-
ный диаметр за предельные отклонении: +1,0 мм п —2,0 мм для
труб дламетрами 54 и 64 мм, +2,5 и —5,0 мм для труб остальных
киаметров
Дпоуснаются отслоения от наружной поверхности не более
1,5 мм и от внутренней не более 3,0 мм.
Длина переходных зон от концевого утолщения к основному
сечению трубы должна быть не более 300 мм, а от протекторного
утолщения до основного сеченнн трубы не более 1800 мм
Овальность и рззностенность труб должны быть в пределах до-
пусков ко наружному диаметру и толщине стенки
Кривизна на средней трятн длины трубы должна быть не более
1,5 мм на > м, а на остальных участках, кроме протекторных утол-
щений н мест переходов от основного сечения трубы к утолШеиппм,
не более 1.3 мм
Несоосиость протекторного утолщения с осью трубы предусмат-
ривается не более ’ —
к замкам ЛБТ должны соответстноеать
ГОСТ 5286—75, и требования к трубкой резьбе треугольного про-
филя — ГОСТ 631—75 (для труб 147 мм используется резьба труб
146 им по ГОСТ 632—80)
Размеры и характеристика ЛБТ сборной конструкции приведе-
ны в таба. 1 54, а замков така ЗЛ для ЛБТ — ха рис 1.43, 1 44 и в
табл. 1J55,1Л6.

Условное нботначение трубы из алюминиевого сплава марки
Д16 в закаленном и естественно состаренном состоянии (Т), нор-
мальной прочности, с внутренними концевыми утолщениями, диа-
метром 147 мм и толщиной стенки И мм—труба Д16Т147Х11
ГОСТ 23786—79 То же, с протекторным утолщением — труба
ПД16Т147ХП ГОСТ 23786 79
С целью вовышення механических свойств труб используется
сплав 01953TI с пределом текучести 490 МПа, а для работы в ус-
ловиях повышенных температур — АК4Т1 Работа с трубами из
сплава Д16Т1 при температуре выше 150’С не рекомендуется.
1 •.:
130
					
ПЧОК'ТРН	зл-so	ЗЛ-1М	3.1-140	ЗЛ-1К	
Диаметр труб	Z3	00	1*14	129	147
	ЧГСЧ-П6	110*0,6	136*0.5	152*0,5	172*0,5
	70.151	86,026	111.426	124.144	1)2028
	76.2*0,5	5а±дб	1'7,5==:	1 SOS *0,5	148*0.5
	В6	102	127	140	54
	41*0,6	56*0.6	80*0,5	«6*0.5	
	76,2	82.075	117.462	133,3	
ч>	58,7,	74.576		115:633	rSi
L	ип+эо 10	2«±й		ьод+30	Ап+30 iWJ—10
	100’"	100+»	|2С“	120+4	
		00‘‘		»0‘>	
	70	70	90	оо	юо
зл-эз	ЗЛ-1И	ЗЛ-140	зл-ice
90*0,5 78.6 70.943 70.151 76,2*0.5 52*0.6 ИЮ-Ю 1004» 75.8 $5	90 110*0,5 945 86,623 86.026 92*0,5 2«±ю 90+’ 75Д 100	136*0.5 110,0 .12.210 111.426 117.5*0,5 58*05 24.5+3® 246—10 12044 НО*1 108,8 105	129 |52*0Д 136.9 126.714 124.144 130.2*0,5 120+4 ЦО»’1 100.32 130
150.5
|41>;
142.028
148*0,5
12='-
т 1-30
27i— IO
125*’
По типу конструкции труб ВК типа 3 ко ГОСТ 631—75 разра-
ботаны конструкции труб ЛБТВК — 103, 114, 129, 140. 147 мм.
В соединении использована трубная трапецеидальная резьба ТТ
по ГОСТ 631—75. соответствующая адаметрем стальник буриль-
ных труб с коническими стабилизирующими поясками, для труб
ЛБТВК-147 применена резьба TTI36X5.08XI :32. Предел выносли-
вости труб с резьбой треугольного профаля 29—32 Н/мм5. для труб
ЛБТВК-147—53 Н/ммг Высокопрочные замки ЗЛК-178В (сг-=
=980 .МПа) и замки ЗЛК-178 изготовляют по ТУ 26-02-1001—85.
Кроме труб с навинченными замками изготовляют тикже трубы
беззамковой конструкции, ковцы которых имеют значительное на-
ружное утолщение, на которых нарезается замковая резьба. Проч-
ность этих труб выше прочности труб сборкой Конструкции (табл.
Хараагфакяш» Вылаикоаых труб							
							
		надо	«а. нН	МПа		КН а	
	1р>В яг						
							
146	16.5 *6*7	1400  ISO взо	|6®	40 62	44.S 52.0 53,5 77.0	25 20 10 5	25
Промышленностью освоено также изготовление труб малых диаметров для геологоразведочного бурения. Трубы с наружным диаметром 24, 34, 54 мм из сплава Д16Т и Б95 используются для ведения геолого-поисковых работ. Стальные замки навинчивают иа ЛБТ на специальном стенде с приложением крутящего момента. Резьбу бурильных труб и зки- ков тщателвно очищают, промывают н обезжиривают На резьбу бурильных труб накосят соответствующую смазку на основе эпок- сидной смолы с напокиителями и вручную навинчивают замковые днтали, покобранные но натягам (сумма натягов резьбы замки и трубы полжна составлять 22—25 мм). Наибольший крутящий мо мент на шпинделе стенда 2500G Н-м. Применяется также навин чиванне зкиков в нагретом состоянии. Замок предварительно На гревается до 380—40СГС. навинчивание на трубу осуществляют при одновременном охлаждении внутренней поверхности трубы водой.							
Трубы бурильные утяжеленные
Утяжеленные бурильные трубы сбалансированные УБТС-2
Утяжеленние бурильные сбалаисироэнкане трубы УБТС-2 из-
готовляются но ТУ 51-774—77 яз хромоникельмолибденовых ста
лей и подвергаются термообработке только ло концам (0,8—1.2м)
Концы труб под термообработку нагревают с помощью специаль-
ных индукторов Канал в УБТ получают сверлением, а механиче-
ский обработка обеспечивает необходимую балансировку труб Ус-
ловное обозначение УБТС-2 178/3-147, ТУ 51-774—77 (труба с ка
ружным диаметром 178 мм и резьбой 3-147) Длина труб 6,0 м-
Утяжеленные бурнльине трубы УБТС-2 (рис. 1.45 и табл. (.58)
изготовляются в основном дламетрами 178, 203 и 229 мм
Ряс. I 45. Утянлланиая труба УБТС

увтс2-1го
УВТС2 133
УВТС2 146
УБТС2-178
УБТС2-203
УБГС2 22Э ’
УВТС2 254
УВТС2-273
УВТС2-299


Соедннення ниппельного и муфтового концов труб выполняются
с правой замковой резьбой но ГОСТ 5286—75, а для диаметров
254. 273 и 299 мы с резьбой 3-201 — но ГОСТ 20692—75 (рис. 1.46,
табл. 1.59)
Для повышения сопротивления усталости резьбовых соединений
на инк протачиваются зарезьбовые разгружающие канавки ЗРК
(сы рис. 1.46. см. табл. 1 59) Радиусы гантельных переходов ни
ЗРК ниппеля должны быть не менее 6 ым. у муфты — В мм. При-
меняются обкатка роликами и другие упрочняющие методы обра-
Кривизнэ канала трубы относительно ее теоретической оси в се-
Тедкие трубы не должна превышать: для труб диаметрами |20 и
33 мм — 4,5 мм; 146 н 178 мм—3,0 мм; для труб остальных диа-
метров—2.0 мм.
Биение наружной поверхности трубы относительно теоретиче-
ской оси канала в середине трубы не должно превышать: для труб
диаметром 120 н 133 мы — 6.0 ым; 146 и 178 мм — 4,0 мм; для труб
остальных диаметров — 2.0 мм
При проверке биения ка меньшем расстонаии от торной труб
долускаемое биение пропорционально уменьшается.
Допускается холодная прайма труб (без подогрева) диаметра-
ми 120,133 и 146 мм по нарезании резьбы.
Разностенность тела трубы не должна превышать, (ым):
Для труб ятиетраив 120. 133 и 146 мм	В,0
Для труб есгыьнмх уашыепжв	3,5
^Разностенность ка длине резьбовой части попускается не бо-
2 TllJUW* 1.59
о	П»Лг<жги<е табл MJ															
s ! t	5 Л s	i li II	i 5	»	MH		НшнтпШЯ «о«« тртва				ч»«м					L Ц
				3J t	fli	h ijs Pj 5es	Ф Й	iLf “oS J Iffi 5S3«	s b	St Л! з	s'a !C th	?.	5 I-7	7	
178	3-133 3-140 3-147	!	1.6 li	!Й'«44	156 166 172	133.339 i40.iw	ИЁ =2S	118 20 132	Im 127	128 071 133.629 141 363	135 142.6	120 126 133	132 138 145	П2 lie	125 127 137
203	3-152 3-161 3-162 3-171	4	1-6 -1:6 1-6 i.-e	§.S§§ j 7^ ——	186 190 90 196	152.186 162’481 171.336	140,753 141.314 150.380	134 144 144	127 127 127 127	145.600 155.334 157.213 164.950	154.5 164.5 164.5 174	1 8888	145 145 1C 145	не не I|8 IIS	142
229 254	3-171 3-201	« *	1-6	165.680	196 248	171.536 201.980	150.369 167,83	154 180	аз 137	171.235 195.42	IBO.S 293	142 147	150 158	123	184
273	3-201	4	1:4	184 731	245	201.980	167.83	160	137	195.42	293	|47	158	127	186
293 SI ns«	3-201	4	1:4	194.731	250	201.680	167.83	160	137	195 42	293	147	158	127	168
Допускается изготовление труб из пругкн легпроваввых марок
сталей, иапрниер 40ХН2МА, с мехеническнмн свойствами после
термообработки:
Предел текучести <к, МПа. не менее - . . , - , -
Отнкятельное удлинение С&, %, векевее ............-	-
Ударная вязкость KCV, хДж/м3, не менее .......

На наружной и внутренней поверхностях труб не должно быть
плен, раковин, закатов, расслоений, трещин и песочин. Заварка н
заделка дефектных мест не допускаются.Обнаруженные дефектные
места на наружном диаметре могут быть вырублены, при этом
глубине вырубки не должна превышать 5% от номинальной тол-
щины стенки, а протяженность вырубленных мест— 100 мм в про-
дольном направлении и 25 мм в поперечном Количество выруб-
ленных мест должно быть не более двух в разных сечениях, выруб-
ка должна быть тщательно зачищена и иметь повогне края.
На участке менее 400 мм от конца трубы вырубка не допус-
кается
По наружному диаметру труб допускаются проточки отдель-
ных мест, требуемые технологией механической обработка труб,
на глубину не более 1 мм и общей протяженностью не свыше
400 мм Проточин должны зинанчиватьсн каавнымн, без подре-
зов. переходами
В канале допускаются кольцевые зврезы от инструмента глу-
биной до 2 мм и длиной не более 60 мм с развалом уступов, а
также долевые ряски глубиной до 0,5 мм от вывода инструмента.
С палью предохранения от коррозии наружные поверхности
каждой трубы должны быть окрашены.
Узорные поверхности ниппельного и муфтового котов трубы
должны быть без заусенцев, рванин, кабоин в других дефектов, на-
рушающих плотность соединений. Не допускается наносить на иих
какие бы то ин било знаки марннровия.
Резьба должна быть гладкой, без забоин, выкрошенных инток,
зпусенцев, рванин и других дефектов, нарушающих непрерыв-
ность резьбы Резьба должна бить фосфатирована
Предельные отклонения шага я половины утла профиля резь-
бы должны соответствовать данным, приведенным в табл. 1.60.
Отклонения разности диаметров (конусности) но наружному и
среднему диаметрам наружной резьбы не должны превышать
4-0,12 мм и но внутреннему и среднему дваметрам внутренней
резьбы zJ jmm на длине резьбового конуса
	
Шаг рагьвя	 -г'.'.-- ] ...-.. fsa-bs: зг
5,08 6.35 . Пьмкеааеке. огк кгЛымя двумя ивгхвяя	±6.05	1	±0,10	|	±35
3* Зак «71	67
Резьба, эарезьбовые канавки и поясок диаметром О, обкаты-
ваются роликом в соответствии с инструкцией ВН1П1БТ.
MapKitpceKa На каждой трубе ва расстоянии 0,4 мм от ее нип-
пельного конца должна быть иянесека марияровка. товарный знак
или наиыеноеакие предприятия-изготовителя, условное обозначе-
ние трубы, порядковый номер трубы, марва стали, порядковый
номер каавки, динна трубы (в см), дата выпуска, клеймо ОТК
завода-изготовителя Маркировка должна быть произведена чет-
ко клеймами Все клейма должны быть выбиты вдоль образую-
щей трубы и обведены светлой красной
Упаковка и тропаюргироасаше Наружная и внутренняя резь-
ба труб н укорные поверхности должны быть надежно защешеиы
предохракательиыми пробками и кольцами.
При навинеяаании пробок н колен резьба и упорные поверх-
ности должны быть смазаны антикоррозионной смазкой
Каждая поставляемая партия труб должна сопровождаться
документом (сертнфивитом), удостоверяющим соответствие нхзн
дата выпуска, номера ваавок. порядковые номера труб (от—де
для каждой нлални), наружный и внутренний цааметры. обозна
чення резьбы, Двина труб, содержание серы и фосфора для труб
важной плавки, результаты мехаиическия испытаний металла
При погрузке на автомашины трубы следует укладывать на
брусья и привязывать к ним цапью с двух сторон
Перед разгрузкой труб иеобходано установить, что предохра-
нительные пробки и кольца находятся на месте к затянуты
рца. причем расстояние от поверхности земля долж
ыенее 0,5 м, с тем чтобы уберечь их от кааги и грязи.
Утяжеленные бурильные трубы — горячекатаные
Утяжеленные бурильные трубы (горичехзтяные) диаметрами
146, 178, 203,219 и 245 мм поставляются но ТУ 14-3-385-79. а тру-
бы (заготовки для УБТ) днаыеграми 78, 89, 108 мм—ТУ 14-3-839--
79 Утяжеленнне Суральные трубы изготовляются гладкими
но всей длине: 146X74X8000, 178X90X12000, 203X100X12000,
219X112X8000 н 245X135X7000 мм Допускается поставка труб
ияаметром 146 мм, длиной 8000 мы и диаметром 203 мм, длиной
8000—9000 мы до 30% объема заказа, а диаметром 178 мм, дай-
кой 8000 мм—до 10%
Равнеры, отклонения и масса труб приведены в табл 1.61.
Допуск но толщине стения для труб дваметром 146, 178.
203 ым — минус 12,5%. Внутренний диаметр (ияиал трубы Авв)
контролируется шаблоном наружным диаметром, рааиым dxflH —
10 мм. Раэностенность труб дваметром 219,245 мм в одном сечении
не должна превышать 10 мм.
На поиерхности труб не должно быть дефектов в виде плен,
трещим, закатов, расслоения. Допускаются дефекты, обуслоинен-
мае условиями производства, глубина залегания которых ие долж-
на превышен, 12,5% толщины стенки. На ножах труб на длине
300 мы дефекты не допускаются. Разрешается запнлонка дефект-
ных мест.
Утяжеленные бурваьиые трубы изготовляются из групп проч-
Механические свойства металла труб носке нормалвзацав
должны соответствовать приведенным в табл 1.62.
Утяжеленные бурильные трубы (горячекатаные) рекомендуется
применять при бурении скважин средних глубин в несложных
геологических условиях
Утяжеленные бурильные трубы с замками УБТСЗ
В некоторых случаях при бурении скважин, с целью повыше-
ния наш ««тонкости резьбы и прочности резьбового соединения,
облегчения процесса ремонта, применяют утяжеленные буриль-
ные трубы с занкаые с коническими стабилизирующими поясками
(рис. 1.47). Замок УБТСЗ изготовляется высокопрочным с меха-
ническими свойствами но ГОСТ 5286—75 из стала марок 40ХН,
40ХН2МА Изношенный замок может быть негко заменен непос-
редственно ви буровой с использованием установки, разыешениой
нл автомашине (трубы с замком собирают горячим способом).
таблиц! I.S7
Рас 1.47 Утижелеиине бурильные трубы с эамкаын УБТСЗ
70
СНИМЕТ разработаны кон-
струкции УБТСЗ диаметрами 146,
178, 203 и 229 мм. Для соедине-
нии трубы с замком применена
трапецеидальная резьба ТТ бу-
рильных труб БК. НК (типы 3, 4
по ГОСТ 631—75) ТТ112Х5.08Х
XI .32. ТГ132Х5.08Х! 32. TTI40X
Х5.08Х1-32 и ТТ160Х5,08Х1:32.
Размеры соединений приведены
на рис 1.48 и в табл. 1.63.
Отношение ббльшего диаметра
посадки и длине стабилизирую-
щего новска прзнято 1.1—|Д а
диаметра охватывающей детали
(замка) к охватывазмой (тру-
С «елью повышения износо-
стойкости и прочности резьбовых
Размеры утяжелиишт бу-
груб УБТСЗ
								
	"• ““да			а.	Л	'вяЛ*	с.	с.
	17112X5,08X1:32	3 121, 3-122	146	120.680	124	|Ю 97	9(18	65
	17132X5.08X1:32	3-147	г.‘		IS2			95
	77140X5.03X1:32	3-171	2. и	168.183	72	110.2т	240	105-
	17160X5.08X1:32	3-171	22S	187.719	192	160,17	2W	105
соединений и экономии легированных сталей применяют утяжелен-
ные бурильные трубы с приваренными высокопрочными коииами.
Приварка может быть осуществлена методами дуговой (под слоем
флюса) али контактной электросварки. Резьбовые нонны длиной
400—1500 ым изготовляют из легированной стали с механическими
свойствами но ГОСТ 5286—75. После приварки шов подверга-
ется термообработке
Для повышения износостойкостин прочности рекомендуется в
УБТ применать резьбу IV профиля по ГОСТ 5286—75, т е 3-102
вместо 3-101 и 3-122 вместо 3-121. Использование такого профи-
ля повышает износостойкость и прочность резьбовых соединений
примерно на 20—30%.
Для повышения дикаыической прочности и износостойкости при
бурении в особо тяжелых условиях рекомендуется применение
профилей резьб МК и СК-90 с увеличенным шагом (7 и 8 мы), ос-
новные размеры которых приведены в табл 1.64
Износостойкость резьбы МК с крупным шагом (8 мм) повышает
ся на 60—65%. а предке выносливости — на 25%
Резьбы СК-90 с угном профиля 90’ рекомендуется примавнт»
в нижкеИ чести бурильной колонны при роторном способе буре-
	. -	0.6615	0.5001	П Л77Я	г ым	41 9017	О 1445	О 41794
	1.1	0.6640	>.:• ч		0.2173	ОЛ‘14	О 1449	V 1 1. .
		0,6640		0.4294			/1 147,	0,0726
				0.2990	0.4 5	l-.l'v.	•1 1 ‘ '	41 41449
	i 6			И..	0.0975		О 127?	41 41446
	1.8	0.4980		0.3025	O.O97S	0,1266	0,1281	0.0447

Tra VBT	Ж	11	£ 11	h In 5s«	Й, й		у	6
убто-2	|рП	3 Ю|	64	30,8	40,5	г/, я	135.1	2.69
	|33		64	О 1 -	53,8	76 S	17 >,.7	1
	146	3 121	69	-,-s ,	63,6	110 3	:и,ь	•-'.19
	[ /Я	117	80			910 4	398,8	
		.< HI	ВО		। но к	f.	-"I.'/	.•I.’
	990	3-171	ВО	144 Г	|Я 1 ь	361 9		
	-ч.	3-201	ПЮ	t" 7	уКЙ 7	ГЛ4 4>		
	р73		ИЮ	VOO 7		гля а		
	299	Ч- -я|(	ню			ГЛ4 П	-’1'7.1	
Горяч екатв	146	3-121	75	*м, 4	61.2	1411 9	240.6	
яче	IT6	3-147	И		84,0	908 О	3:.ч.»	
	208	3-171	НЮ	122.4	100,7	340.5	556,3	1,63
ивтс-а-вы, квт-m1
мня и больших затратна энергии на вращение колонны бурильных
труб.
Б ракцвиально сконструкроваэком резьбовом соединении УБТ
отношение моментов сопротивления опасного сечения резьбы муф-
ты к моменту сопротивлении опасного сечения резьбы ниппеля, но
вкспериыентальным данным, должно быть WWtFB>2,l, где IF,,—
осевой момент сопротивления опасного сечеяня муфты на расстоя-
нии 10 мы от меньшего торца ниппеля; IFH— осевой момент соп-
ротивления опасного сечения ниппеля на расстоянии 24 мм от
упорного уступа
Учитывая износ ин наружному дизметру муфты, это отношение
увеличивают на 20—30%. Во всех случаях, когда меньше 2,1, раз-
рушение будет происходить оп муфте резьбового соедпвення
В табл 1.65 представлены основные геометрические виракте-
ристики УБТ без зарезьбовых квиявок.
Мивя г
элементы ьурильнои колонны
Переводиякн для бурильных колонн
Эта переводника предназначены дня соединения между собой
Частей бурильной колонны н присоединения к ней инструмента,
вримеипемого при бурения скважин Переводники для бурильных
колонн изготовляются следующих типов. П — переходные: М —
муфтовые нН— ниппельные.
IkpeWUU»		ж				
	3<48OUI		Г|вь51пы. ни		Tl	|> бн**ВЬЫЯ OXOID^
nwKx....		"=			.......	
П-76/33	3-76	9-88	395	113	3H-95	УБТ 108
ft-st/73	3-86 3-66	3-85 3-73		108 108	3111 108	Jtawurf ваетру. ЗУ 86
nW88	3-86 3-86	3-76 3-88	Й	ire	УБТ-108 3IO-IO8	Турбобур 101 Ловильный нветру-
MW П-88/101 MWI	3-88 3-88 3-86	3-88 3-Ю1	200	113 118 146	3H1O8 УБТ 108 3HII3	УБТ 108 Т<|бобур-|27 VBTI46
П-101/88 П-Ю1/Н7	3-101 3-lfi: 3-101	3^7	200	118 140	310-1 IB	itommw* вавтру-
П 101/121						УБТ-148
П-Ю2/88	3-102	3-83	420	120	ЗУ 120	Поеильаый янстру-
П-102/101 n 10У121	3-102 3-102	3-101 3-121	430 496	120 146	ЗУ-120	Ловильный в ветру- /БТ-146
П 108/88 n-ioanoi ГМ 08/102 n 104421	И UU w § 88 S	3.88 3-102 3-121	4SI 465 490	133 133 133 146		н 1 1
П 117/121	3-117	3-l2l	457	146	Турбобур-127;	Долото-ISO; 216
П 117/14?	3-117	3-147	620	178	3H 140	УБТ 178
П 121/86 П 121/101 П 121/102 П 121/108	ШШЫШ	3-86 3-Ю1 3-102 3-108		146 146	310-146	h
П-121/121 П 121/122 П-121/133	3-121 3.121 3-121	3-121 3-122 3-133	§	146 146 155	Велущвя бу- .нльная трубя	ЗШ 146 ЗУ-146 ЗУ-1М
П-I 2V147 П 121/161	3-121 3-121	3-147	537	178 203	УБТ-146	УБТ-178 V6T-2M
						73
	ре^бв				Солдяялвмм жасть ОуряЛЬНОЙ лоя'—ям	
Яф»ом1кя		Н = Ь-	6	•>		
ХЫ 22'101	3 190	3-101	ЛОЛ	|де		ЗШ-118
.гчзди		3-102	490			
Л 122/117	3.122	3-117	463	146	ду (де	/киляи! внстру-
11-122/121 П-12»|33	3-122 S-I22	3-121 3-133	457	146 155		УБТ-146
П-122/147	3-122	3-147	524	178		УБТ-178
И 133/108 XI«3/117	3-133 3-133	3-108 3-117	506 *57	155		3UI.133
П-1ЗД121 Л-133/140	3-133	3-121			ЗУ-155	
	3-133	З-НО	510	172		Ловнльны* янстру-
П 183/147	3-133	3-147	200	178		УСТ-178
П-147/121	3-147	3-121	516	178		ЭШ-146
Л-147ДЗЗ	3-1*7	3-133	524	ITS	ЗШ-178	ЗУ 15S
П-147/140	3-147	3-140	610	178		Ловвлышй нистру-
I1-I4VI47	3-147	3-147	517	178	Ведушя бу- рнльияя груба	ЗШ-178
П-147/102	3-147	3-IS2	517	197	3111178	Ловильный нвсгру-
П-147/161	3-147	3-161	517	185	ЗШ 178	УБТ-203
П 147/171	3-147	3-171	521	203		
41 1527121	3-132	3-121	526	197	Гурбобур-172.	Долото-248
П-161/147	3-161	3-147	517	185	УСТ-203	Турвовур-216
Л-161/171	3-161	3-171	538	229	У5Т-203	УБТ-2М
Л-171/147	3-171	3-147	680	208	ЗШ-208	31И178
Л 171/171	Зч7|	3.171	517	208		Электробур-208
41171/177	3-171	3-177	523	229	УБТ-229	Цолото-445
T1-I7U20I	3-171	3-201	518	254		УБТ-254

В зависимости от соотношений диаметров замковых резьб на
концах знреводнивя каждого тияа могут изготовляться следую-
щих исполнений* I — цилиндрической конфигурации, 2 —ступен-
чатой конфигурации
Переводнлнн каждого типа и исполнения изготовляют с замко-
вой резьбой кзн правого, так и левого направления нарезки Раз-
меры резьбы и требования к ее качеству должны соответствовать
ГОСТ S286—75 для буркаьеых замков.
Переводники дня бурильных колонн изготовляются в соответ-
ствии с требованиями ГОСТ 7360—82Е. Указанный стандарт пре-
дусматривает изготовление 90 типоразмеров переводников, которые
охватывают практически все необходамые случаи их применения
Перечень тиноразмеров. габараты и применяемость переходных
переводников, соединяющих элементы бурильных кололи, приве-
дены в табл. 2 I и на рис. 2.|,в, а муфтовых и ниппельных пере-
водников —в твбл. 2.2 и ин рис. 2.1 ,а и б.
В условное обозначение переводников входит тиноразмер пере-
водгака, а для переводников с резьбами левого направления на-
резки ставится и буква Л.
Пример условного обозначения переводника типа М с резьба-
ми 3-147/171 М 147/171 ГОСТ 7360—82Е. То же. типа П-
П-147/171 ГОСТ 7360—82Е То же, с резьбами левого направления
нарезик. П-147/171—Л ГОСТ 7360-82Е.
Переводниви изготокаяются иэ стали марки 40ХН по ГОСТ
4543—71 или из других никельсодержащих марок сталей со сле-
дующими механическими свойствами после термообработки:
	8«““	1^"			„се.	
			•-	°	аерига	
м-вда м-| ода M-I2I/88	з-!я	3-88 3-88 3-88	208 369	113 146	УБТ-108 УБТ-133 УБТ-146	ДМот»-|32-=- -i-187
н 1	3-121 3.147 3-171	3-152 3-152	266 391 400	146 IS7 229	У ВТ 178 УБТ-229	Долото-ЮТ Долото-506-=- -=-296 Дмото-245-=.
И 147/152 Н 147/171	3-147 3 147	3-152	680	197	3IU-I78	
Н-|7|»-1-|	Т-171	3 201	6’1	254	Турбобур 203	Долото-490
На наружной цилиндрической поверхности каждого переводни-
ка протачивается поясок для маркировки шириной W мм в глу
бнной 1 мм. На переводниках исполнения I этот поясок ияходит
ся посредине нкаикарической часта; на переводниках исполнения
2 — на цилиндрической поверхности большого наружного диаметра
на расстоянии 20 мы от переходной фаски
На переводниках с левыми резьбами рядом с маркировочным
пояском протачивается опознавательный поясок шириной б и глу
биной 1 мы
Технические требование к переводникам для бурильных труб,
а также требования к ним в части праавл приемки, методов ис-
пытаний, мариировки, упавлвки. транспортирования и хркасния
идентичны соответствующим требованиям но ГОСТ 5286—75.
Резиновые кольца цип буриньвых труб
Эти кольца преднввначевы для предохранения бурильных н
обсадных кололи от взаимного истирания при бурении скважин.
Они работают в среде примывочных растворов с добавками неф-
ти при температуре до 15041.
Конструктивно резиновые кольца для бурильных труб могут
быть выполнены разъемными или неразъемными. Отечествешви
промышленность выпускает резиновые кольца неразъемной кон-
струкции по ГОСТ 6366—74
Форма и размеры колен, предусмотренных указанным стандар-
том. дины в табл 2.3 и на рис. 2.2.
Пример условного обозначения кольца типа А: кольцо А
ГОСТ 6365—74.
Разработанные различными ваучно-исследопательскнмн орга-
низациями более совершенные разъемные конструкции колец пока
еще не нашли в практике широкого внедрения
Для надевания неразъемных резиновых колви ия бурвлвные
трубы прнненяют спаиилльные нневмомашнны Кольцо непосредст-
венно веред надеванием на трубу подогревают в горячей воде при
температуре 80—90°С в течение 10—15 мни
Во избежание повреждения резиновых колец при надевании на
трубы очищают заусенцы и острые нромкн замков.
Для предотвращения перемещения колец по трубе используют
клей или другие полимеризующиеся составы Применение смазок,
облегчающих нкаевание колец, не допускается
Для предохранения колеи от повреждения при работе обсадная
буровой вышки и ротора относательно устья скважины при спуско-
ходъемных операциях должно обеспечивать прохождение через ро-
тор колец и зэмкон бурильных труб без посадок и ударов.
Правила приемки, методы испытания и требования к маркиров-
ке, упаковке, транспортированию и хранению резиновых колец при-
ведены в указанном выше стандарте
Обратные клапаим для бурильных труб
Обратные кааивны для бурильных колопв предназначены для
предотвращенка гвчонефтеводопроивленпя из скважпн через бу-
рваьяые трубы н процессе бурения При бурении скаажииы клапа-
ны, установленные в колопне бурильных труб под нижним перевод-
ником ведущей трубы, работают в среде промывочного раствора-
Серийное производство обратных клапанов для бурильных ко-
лонн осуществляется ПО «Азернефтемашремонт» по ОСТ 39-096—
79 По указанному отраслевому стандарту предусмотрено изготов-
ление 10 тиноразмеров клалапов, включающих, тип 1 — клапаны
тарельчатые—КОБ Т (рис. 2.3), тяп 2— клапаны конусные с ре-
зиновыми уплотнениями —- КОБ (рис. 2.4).
Клапаны могут изготовляться с правыми или левыми замковыми
резьбами.
НЫЙ для Оурнльянх труб
тарельчатый <КОБ 11
уплотнителем ^КО^***
КОБ Т 80-3-66
КОБ Т 95-3-76
КОБ Т 108-3-86
КОВ Т I2O-3-I02
КОВ Т 133 3-108
KOS 146-3 121
• 5
КОБ 178-3-147
КОБ 185-3-161
КОБ 203-3-171

Перечень типоразмеров, конструктивные типы, габариты и ыас
Условное обозначение клапана состоит из сочетания букв КОБ,
означающего <Клаиян обратный бурвльнын»; буквы Т, обозначаю-
щей тарельчатого типа (си рис. 2.3); двух- ика трехзначных чи-
сел. указывающих наружный диаметр клапана; двух- кли трехзиач-
иых чисел с буквой 3 слереди, указывающих условное обозначение
Примеры условного обозначения клапанов в технической доку-
ментации или при заказе: клаиана с наружный диаметром 108 мм
тарельчатого типа — КОБ Т 108-3-88 ОСТ 39-096—79; ылаиана с
наружным диаметром ]78 мм конусного тявис резиновым уплотне-
нием—КОБ 178-3-147 ОСТ 394)96—79.
Рабочее давление, выдерживаемое при запирании, дия клапанов
тарельчатого типа диаметрами 80—133 мм — 15 МПа, а для конус-
ных клапанов с резиновыми уплотнениями дваметрами 146—
203 мм — 35 МПа. Максимальная температура рабочей среды при
висплуатации нлапапов не более 100°С.
Корпус клапана, являющийся основным несущим элементом
ненструкции, изготовляется из хромоникелевой стали марки 40ХН
по ГОСТ 4543—71 с механическими карактернстнкамн (после тер-
мообработки), аналогичными нереводннкам для бурильных колонн.
Тетяпчеснка требования к конструкции клапана, праавла при-
выия, методы контроля, а также требовавия но марипроеке, упа-
ковке, транспортированию и хранению приведены в ОСТ 39-096—79.
nan (Oil)
Олорно-цеитрируюшне элементы
К числу опорио-мектрирующях элементов
относятся наддолотный калибратор, центра-
торы, стабилизаторы и промежуточные опоры.
Калибраторы и центраторы выполняются
как с прямыми, так и со спиральными ребра-
ми, обычоп с наружный диаметром, равным
диаметру долота.
Наддолотный калибратор предназначен
для улучшения работы долота и обеспечения
номинального циаметра ствола скважины.
Центраторы предназначены для борьбы с ис-
кривлением скважины и располагаются от од-
ного до трех в компоновке УБТ в зависимости
от интенсивности искривления Как правело,
центраторы для предотвращения искривления
скважины устанавливаются на длине УБТ
до 25 м.
Оснопные технические требования к ка-
либраторам. центраторам н стабилизаторам
предусмотрены ОСТ 39-078—79
Значительная длина УБТ приводит к ис-
кривлению труб в результате потери их устой-
чивости, что ухудшает передачу нагрузки на
долото, приводит к неравномерному вращению
колонны и породоразрушающего инструмента
и др. Кроме того, значительная длина УБТ
создает большую площадь контакта труб со скважиной, что спо-
собствует прихвату голодны вод действием дифференциального
давления.
С целью улучшения работы УБТ, повышения их устойчивости и
ограничения площади контакта труб со стенками скважины при-
меняют промежуточные опоры Форма и размеры опор должны обе
спечить ограничение поперечной деформация УБТ вынос разбурен,
ной породы, наиыеньший контакт со скважиной.
На рис 25 изображена промежуточна опора квадратного сече-
ния (ОП) повструкаии АзНИПИнефтн. Опоры див долот диамет-
ром 139.7—212.7 мм изготовляют оп ТУ 39-01-10-388—78 из сталь-
ного проката; для долот диаметром 244,5—269.9 мм — оп ТУ
39-146—75 из стального литья Ребра оопр армируются ютырямн из
твердого сплава Диаметр описанной окружности промежуточных
опор равен «0,9а DJon.
Ниже приводятся наибольшие ноаеречные размеры промежу-
точных опор и соответствующие диаметры долот
. 139,7
над-i5i
87,3—190,5 212,7—215.9
133
238
153
IBI
Промежуточные опоры устанавливаются на сжатом участке
УБТ, если нагрузка на долото выше критической (6J
Рекомендуемые расстояния между опорами о при различных
частотах вращения колонны даны в табл. 2 5
Расстояние иежлу опорами может быть уеваичево до 10%; прн
бурении забойными двигателям» расстояние принимается согласно
табл. 2 5 двя и—50 об/мин
Количество опор
ио должно быть не ненее двух
Здесь 0 — нагрузка на допото кН; — масса яаияолотной части
комплекта УБТ, предназначенной для предупреждения искривле-
масса I м УБТ, кг.
Бурение с применением промежуточных опор (ОП) должпо
проводнтъсн непосредсгиеэко после разбуривания башмака пре-
дыдущей промежуточной колопны Если интенсивность искривле-
ния скважины малая, то бурить можно без наддолотной компонов-
центраторами, используя для этою только промежуточные
поры квадратного сечения изготовляются ПО «Азернефтемаш-
реыонт»
Для борьбы с желобныыи выработками, ограничения площади
ковтакта со скважиной и уменьшения искривления ствола приме-
нается упругий стабалнзатор (СУ) конструкции АзНИПИнефтн.
Стабкаиэатор состоит из каркасной втулки 2, армированной рези-
ной и свободно вращающейся на коротком полом вале /, на обоих
концах которого нарезана замковая резьба для присоединения к
бурильной колонне (рис. 2.6) Поверхность втулки имеет желобча-
тую форму
Наружный диаметр профильной втулки для работы с долотами
диаметрами 215,9; 244,5; 269,9 ым соответственно равен 212, 241.
266 мы Особенность упругого стабилизатора — вращение вала ств-

вилизатора вместе с колонной при практически невращающейся
Устанавливается стабилизатор как в компоновке УБТ, так и бу-
рильной колонны. Выпускается упругий стабвлнзатор но
ТУ 39-066—74 ПО сАзериефтемашремокт».
При бурении с долотами больших диаметров 295,3—393,7 им
для повышения устойчивости УБТ и ограничения поперечной де-
формации колонны используются промежуточные опоры (ОВ), со-
стоящие из вила и вращающейся профвльной втулки, изготовлен-
«ой из алюминиевого свлава Отношение диаметра втулки к инамет-
ру скважины «0,97. При вращении бурильной колонны втулка но-
лучает ограниченное вращение, в основном выполняя функцию опо-
ры, поступательно перемещающейся вдоль скважины. Изношеилые
втулки заменяются иа новые.
Установка вращающихся опор способствует также предупрежде-
нию образования жалобных выработок
В компоновке УБТ рекомендуется устанаканвать две вращаю-
щиеся опоры ОВ с расстоянием между ними 20—28 м, при этом
первая опора должна находиться от долота (или от конца наддо-
лотной компоновил для борьбы с искривлением) на расстоянии
20-25 м.
Изготовляются вращающиеся опоры ПО <Азернефтемашре-
КОНТРОЛЬ РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЯ
Калибры
Калибры для резьбы брршаных груб
по ГОСТ 631—75 (по I. 2)
Для проверки резьбы бурильных труб и муфт к ним по ГОСТ
63| —75, а также трубкой резьбы замкоз бурильных труб но ГОСТ
5286—75 приыеияют следующие калибры:
I)	резьбовой калибр-пробку для проверни резьбы муфт и труб,
ной резьбы замков бурильных труб но натягу, а также дня припа-
совки резьбовых калибров-колец (рис. 3.1,в);
SS
2)	резьбовой рабочий калибр-кольцо для проверки резьбы бу-
рильных труб по ватягу (рис. 3 1,и);
3)	гладкий контрольный конический калибр пробку для врнпа-
соеня гладких рабочих калибров-колец (рис 3 I, а).
4)	гладиий рабочий конический калибр-кольцо для проверки ко-
нусности резьбы труб по наружному диаметру (ряс. 31,6);
5)	гладкий рабочий конический калибр-пробку дкн проверки ко-
нусности резьбы муфт бурильных груб и трубной резьбы эамков
бурильных труб по внутреннему диаметру (селошиая пробна для
труб диаметром до 114 мы и крестовина для остальных размеров,
(рис. 3.1,?).
Из нарте» резьбовых калибров-пробок отбирают калибры, ис-
пользуемые затем как контрольные дня припасовки резьбовых ка-
лнбров-колец
Для проверни углубления («кармана») резьбы приыеияют пол-
ную гладкую укороченную пробку, а для проверки овальности —
гладкий калибр-пробку (лопатку)
Резьбовые и гладкие калибры для проверки резьбы бурильных
труб с высаженными концами и муфт к ним, а также бурильной
резьбы в замках изготовляют в соответствии с ГОСТ 1№>3—84
«Калибры для треугольной резьбы бурильных труб с высаженными
концами и муфт к ним».
Размеры и профиль резьбы калибров должны соответствовать
величинам, указанным на рис. 3.2 и в табл. 3.1,3.2.
еэ

Шаг резьбы измеряется параллельно оси резьбы; биссектриса
угла профиля перпендикулярна к оси резьбы; конусность резьбы
2tg<p= I 16, форма проточки по япадднам резьбы не стандартизи-
руется
Отклонения по шагу резьбы, половине угла профаля, а также
конусности по линии среднего диаметра не должны превышать ве-
личин. указанных в табл 3.3
I Калибр полька и измерительные части калибров-пробок изго-
товляют из стали марок ШХ|5 по ГОСТ 801—78 или ХГ н X по
ГОСТ 5950—73.
Калибры в процессе изготовления должны быть подвергнуты
Твердость поверхности резьбы и измерительных плоскостей ус-
танавливается в пределах НЕС 56—64.

2.	Первые витка резьбы с каждой стороны калибра должны быть
притуиаены до основания
3.	Шероховатость поверхности резьбы (за исключением проточек
по впадинам) должна быть не ниже 9-го класса чистоты, а измери-
тельных плоскостей —не ниже 8-го класса по ГОСТ 2789—73.
4	Отклоиенка от прямолинейности сторон профали резьбы ка-
либров не должны обнаруживаться при проверке иа микроскопе
30-кратного увеличения
Калибр-кольца должны быть припасованы к калибру-пробке с
натягом Н, указанным в табл 31—3 2 Каилбр-пробкд дли припа-
совки должен быть отобрян или изготовлен отдельно с отклоненин-
ми шага резьбы не более ±0Д|3 мм. а отклонение половины угла
профаля не должно превышать ±10 мия Отклонение конусности
указало в табл. 3.3 Калибр-пробка для припасовки должен входить
в число заказанных калибров каждой поставил.
К одной пробке должно быть припасовано не более 10 калибров-
колец.
Натяг при лрияасовке колец к пробке определяют после свинчи-
вания пробки с кольком усилием одного человека, которое прикла-
дывается к обоим концам двух стержней, вставленных в отверстия
на наружной поверхности кольца. Длина каждого стержня должна
быть равна диаметру кольца. При припасовке калибра-польиа к ка-
либр-п робке отклонение от параллельности между измерительными
плоскостями не должно быть более 0,05 мм
Детали калибров должны быть пвдежпо соединены между со-
бой, чтобы в процессе их зкепкуатаияи нзыернтельиые чветн пе ка-
Предельный износ иялибр пробок но среднему дкиметру на всей
длине резьбы допускается на 0,038 мы иня диаметров 60—t14 мм и
на 0.045 мы для диаметров от 127 до 168 мы.
Натяг Н калнбр-колец в эксплуатации должны проверять ка-
либр-ттробкой, к которому они быия припасованы ври изготовлении,
88
или другой пробкой (по фактическому начальному натягу), пре-
дельные отклонения которой соответствуют требованиям стандарта.
Предельный износ калибр колец, определяемый уменьшением
поминального натяга, допускается на 0,6 мн у калибра дня диамет-
ров 60—114 мм и на 0,75 мм у калибров для диаметров от 127 до
168 мм.
По требованию заказчика допускается поставка отдельно ка-
либр-пробок и калибр-колец. Кольца независимо от их количества
(до 10) поставляют каждому потребителю, как правело, с пробкой,
к которой они были припасованы.
На каждом калибре должны быть нанесены наименование и
тип трубы, для которой предназначен калибр; условный диаметр
трубы в мм, обозначение калибров с левой резьбой; натяг у торца
трубы А, (номинальный) на кольцах по ГОСТ 631—75 и натяг И
(номинальный) на пробках, порядковый помер калибра; месяц и
год изготовлении; товарный знен предприятия-поставщика, номер
стандарта.
Калибр-пробка для Суральных труб с высаженными внутрь (на-
ружу) концами условного диаметра трубы 114 мм: 6ур-вн(кар)114
И 14.561 V—85 ГОСТ 10653—84.
(товарный знвн вавола-поставщика)
Калибр-кольцо для бурильных труб с высаженными внутрь (на-
ружу) концами условного диаметра-трубы 140 мм: бур-ен(кар) 140
Л 2.39 30IV—85 ГОСТ 10653—84.
(товарный знак эаводз-поставщняа)
При припасовке к одной калибр пробке одного няи нескольких
калибр-колец помвр на эти кольца наносят в виде дроби, числитель
которой указывает номер пробки, а знаменатель — порцаковый но-
мер кольна
Калибр пробке снабжается аттестатом. В аттестате должны
быть указаны фактические отклонении шага, половины угла про-
филя, конусности по линии среднего диаметра и по среднему диа-
метру резьбы в основной пноскостн
Каждая поставляемая партия калибров должна снабжаться
документом, удостоверяющим соответствие калибров требованиям
стандарта)
Калибры для контроля соединенна бурильных труб
со стабилизирующими поясками и замков к ним
по ГОСТ 631—75 (тип 3. 4)
Для проверяй трубной правой и левой трапецеидальной резьбы
ТТ, конических стабилизирующих пояспол бурильных труб по ГОСТ
631—75 н конических расточек эаыкон ЗШК, ЗУК по ГОСТ 5286—
75 в соответствии с ГОСТ 22634—77 применяются типы калибров,
приведенные в табл. 3.4.
Юлибр пробке Р
Калибр-пробка Г
Калибр-пробка Г-С
Калибр колыю Р Л
Калибр-кольцо Р-Н
Калябр-пробха К Г Р
Калибр-кольцо Г
Калибр пробка К Г-Г
Колнбр-хояыю Г-С
Калибр пробка К-Г Г-С
Основные размеры (в ык) рабочих к контрольных калибров,
профиль резьбы и их предельные ожлонеика указаны на рнс 3.3;
р’““	»““*«	“"“•«I		^-0,4	го“ткмаа->5
	*+олл	*"+0.01		
ТН8Хб,0вХ1-Э2 тнйхв.юхпзз ТТО4Х5.08Х|:32 ntoTxs.oaxi 83 T7I22X5.OSXI 32 ТП32Х5,08Х1о32	81,95 85.94 97.91 110.8» 125.85 125,85	78.35 8236 94,31 107,29 S	76.0 78.0 эао нц» 110,0 128,0	ЗУК |О« 3U1K НВ I2C. -••ни. 1,-4 ЗУК 166 ЗУК IBS ЗШК-178
Рнс. 3.3 Гладим контрольная камбр-лровка КГР л реиЛмде «1.1 Ибры кольца
(л) с полным Р-П («J и КЫ10ЛНЫЫ Р-Н <е) профилем ДЛЯ контроля резьбы ТТ:
(-UM«UMa= I tnutt ссатромсмя «ап®р 1<<ем. е-апиерагаыо* г>м>ооь.
</ —лица. noiorlMt* оси имлы
Предельные отклонения разности диаметров резьбы иа диине
100 мм: калибр-пробок Р+0,020 ым, а калибр-колец Р-П, P-HZjSs
Предельные отклонения разности диаметров гладких калибров
на длине 100 мм. калибр-пробок К-Г Р. К-Г-Г. К-Г-Г-С+0,050 мм;
ияиябр-пробок Г и Г С+0,025 мм; калибр-колец Г н Г-С?;“ им
60
TataHtia 3.6
РМИЫ	ТвГ- КМиЪрХ				
	1-		Г-С		
	*Ы>.«	*"-2.0	<TiW	'-S.0	гсютмаа-п
ТГ78Х5.08Х1Л2 7782X5.08X1:32 ТТ94Х5.О8Х1Я2 77107X5,08X1:32 ТТ122Х5ДВХ1:32 ТП S2X5.03X1.-32	1Й IS	60	85,378 89,365 101.335 114,565 139,505	50	ЗУК-108 Л'Л -О?" ..1 ю : о с .75 К и- .-<? г t.--. ЗШК-178
P..U.	Тио KUsCri					
	Р-П в Р-Н				К-Т-Я	
				*		
						,гостсйг-71’
	..о г™.»					
7778X5,08X1:32 ТТ82Х5,<ВХ1 82 7794X5,08X1-32 17167X5.08X1.32 ТТ)22Х5,О8Х1 32 ТП32Х5.08Х1 32	82, 86. 98.  II. II’.. 136.		SOjils И |20 256 130.256	85 89 101 114 129 139	izolsso 30,256	НК-73 ВК-В9 НК-89' ВК 102 НК-102' ВС 114 НК-114; ВК 127 ВК-140
Р.»6.	Тип Ж1ЛИ8Р»		
			~		
			°";!.? io ro^Teil-ls'”
1778X5,08X1.32	85	79 656	НК-73
7782X5.08X1:32	89		ВК-69
ТТ94Х5.08X1=32	101		НК-89: ВК 1112
77107X3.6'8X1:32	114	Ю8.М6	НК-102- ВК 114
I7I22X5.0SXI 32	129		Ш-:№ сК-Г’У
77132X5,08X1:32	139	133,656	ВК140
Предельные отклонения разности диаметров резьбы калибра-
пробки относятся к внутреннему и наружному диаметрам, а ка-
либр-колец— к внутреннему диаметру. Предельные отклонения
шага резьбы, измеряемой параллельно осн. относятся к шагу меж-
ду двумя любыми витками
	Тив		 мвра		МОЯ.*..
	Г-С		К-Г-Г-С		
	о	l-u	a±o.oi	r-t,s	rocl^ot—71
TT78XS.0BXI 32 TTWXS.OexI 32 ТТ94Х5Л8Х1^2	вздоо 100,000	38	III	38	1 S3 о I ишхш i
В В S hi Е Е Е	113,500 128.600 138,500	46	113,500 128.500 138,500	46	НК-162; BK-II4 НК-114; 11 12- ВК-140
Несовпвдение нзыерительных плоскостей при приласовке резьбо-
вых и гладких калибр колец к соответствующим гладким контроль-
ным калнбр-пробкам должно быть не более ±0.15 мм.
Допуск параллельности измерительных плоскостей 0.05 ми. а
Калибры изготовляются из сталей марок X но ГОСТ 5950—73,
ШХ15СГ или ШХ15СГ по ГОСТ 801—78.
Одна кз грязевых
Параметр шероховатости поверхностей по ГОСТ 2789—73 яе
должия быть более 0,32 мкм дня резьбы (за исключением проточек
гладких калибров и 0.63 мкы для измерительных плоскостей ~
Допуск прямолинейности боновых сторон профаля 0,003 мм.
На рабочих поверхностях калибров не должно быть нералкн.
ршюк, дробленостей. следов коррозии.
По заказу потребителя допускается изготовление отдельно ра-
бочих резьбовых и гладких калнбр-пробок али калибр-колец.
Калибры-кольца в количестве до 10 должны помплектоваться
одной гладкой контрольной калибр-пробкой, к которому они долж-
ны быть припасованы.
К каждому калибру колжен быть ермложен паспорт с указани-
ем- обозначения резьбы, обозначения типа калибра, порядкового
номера калибра, даты выпуска. товарного знияа предприятия-изго-
товителя, обозначения стандарта.
калибр пробках и калибр кольодн должны быть нанесены, обозна-
чение резьбы; обозначение типа калибра; порадковый номер калиб*
знак предприятия изготовителя.
На резьбовом канябре с левой резьбой добавляется слово «леа»
При припасовке к одной гладкой контрольной каиябр-пробке
одного али нескольких резьбовых илл гладких калибр-полеи номе-
ра на этих калибрах наносятся в виде дроби, в числителе которой
указывается помпр калибр-пробка, а в знаменателе — порядковый
калибр-пробка гладкий рабочий для контроля внутреннего диа
метра и конусности резьбы ТТ|22Х5,08Х1’32
ТТ 122 Г ГОСТ 22634—77 351V.84 (товарный знак),
калибр кольцо реэьбоной рабочий с неполным профилем иля
контроля внутреннего диаметра резьбы ТТ 132X5,08X1 32-
ТТ 132 Р-Й ГОСТ 22634—77 5>2 VI1.84 (товарный знак)
Калибры должны быть подвергнуты консервации. Срок дейст-
вия коисералнах—один год
Калибры после консервации следует обернуть в конденсаторную
бумагу но ГОСТ 1908—82Е и упаковать в деревянные ящики по
ГОСТ 16623—84, выложенные внутри водоисаровицаемым мате-
На каждом ящике должна быть наклеева этикетка с указанием,
наиненоваиня изделия; обозначения резьбы и типа калибра; кали-
чества калибров, даты выпуска; товарного знака предприятия-изго-
товителя. обозначения стандарта.
При транспортировании ящики с калибрами должны быть уста-
новлены так, чтобы исключалась возможность их перинещения.
Упаконаиные калибры должны храниться в веиталируемом по-
мещении при температуре от 10 до 35°С В воздухе не должно быть
присутствия паров кислот и щелочей Относительная каажность
воздуха — не болев 80%.
Пробки и кольна должны храниться отдельно.
Калибры для замковой резьбы замков бурильных труб
по ГОСТ 5286—75
Для проверки резьбы замков бурильных труб по ГОСТ 5286—75
применяют следующие калибры
I)	резьбовой калибр-пробку для проверки замковой резьбы по
натигу и прииасовки резМлоеых калибр колеи,
2)	резьбовой рабочий калибр-колыю для проверки замковой
резьбы по натягу,
3)	гладкий контрольный ионический калибр-пробку или врвпа
совки рабочих гладких калибр-колец;
4)	гладкий рабочий конический калибр-кольцо иня проверки ко-
нусности наружной замковой резьбы по наружному диаметру;
5}	гладкий рабочий конический калибр-пробку для проверки
конусности няутреикей замковой резьбы по внутреннему диаметру;
6)	сплошную пробку иля замкоа размером до 146 мм и сварвую-
(врестовину) для остальных размеров.
Для проврки углубления («кармана») в замковой резьбе ис-
пользуют полную гладкую укороченную пробку
Гладкие калибры выпуснают по ТУ 2-034-98—76.
Калибры для проверки резьбы замков бурильных труб изготов-
кп в соответктвин с ГОСТ 8867—77 «Калибры для замковой резь-
Размеры (в мм) резьбы калибров н профиль колжны соответст-
вовать величинам, указанным на рис. 3.6 и в табл 3.10
Предельные отклонения элементов профиля, профиля резьбы,
допуски на перпендикулярность измерительной плоскости калибр-
иробки к осп резьбы, а также допуски параллельности измеритель-
ной плоскости припасованного калибр кольна относительно измери-
тельной плосвостн калибр пробки указаны (в мм) в табл. 3.11,3 |2.
По временно действующей системе контроля замковой резьбы
из партии резьбовых калибров отбирают калибры, нсаользуемые
затем как контрольные. Припасовочная пробка должна иметь наи-
меньшие отклонения.
Калибры-кольнв должны быть прияасованы к калибр-пробкам
с натягом. Н= 15,875+°ю мм при конусности резьбы 1.4,
=15.875+°-“ нм при конусности резьбы 1:6.
Натяг Н определяют после затяжки резьбы кольца и пробки
при помощи рычага и пвдающего с высоты 150 мы груза. Число
ударов груза при эатяжке резьбы должно быть не менее 12. Длина
!!-!?!- S ! Ш
«-•-В»? !- ; 8 5
iigSiiiiiiilHili

. - ШУШШШШ
IH	i
’} 3	h
’ 1 НШН1ШИШ1 В
[а Г»ИТ1 Г"т Is
~№— - • -_ Г!
3 jg	= s :i
Г м1шш!НО!НШ 1
рычага 170 мм. масса груза в зависимости от размера калибра
0,9—I fi кг.
ГОСТ 8867—77 вредусматривает приыененне неитралнзоаанпой
системы контроля с искользованием эталонных (образцовых) и
контрольных калибров. В соответствии с этой системой необходи-
мо сличение величины натяга всех контрольных калибров, находя-
щихся в эксплуатаияв я вновь изготовляемых, с соответствующей
образцовой калибр-яробкой и образцовым калнбр-кольном (рис
3.7). Парные контрольные калибры считаются годными, если после
контроля всех элементов резьбы и натяга в паре (при взаимном
свинчивании) натяг Si или Si. или Sj не превышает I5.87S±
±0.1 мм
При определения натяга -Ss или S8 я S< или рабочих калиб-
ров (см. рис. 3.7) следует учитывать отиионения от помяяального
ватага контрольных калибров, определяемые по образцовым ия.
либрам
Натяг рабочих калибров рассчитывается по формулам
для максимального натяга
Si=Si-(S,-S),
S4 = S.-(S,-S);
s;=s'„+(s-si).
s.=£+«s-s;}.
натяги контрольных калибров, определяемые но соответствующему
определясмые но соответствующему контрольному калибру; S3.
S3— натяги рабочего калибр-пробки. определяемые относительно
образцового калибр-кольца; S«, S— натяги рабочего калибр-коль-
ал, определяемые относительно образцового калибр-пробки.
При контроле ниппелей рабочими калибр-кольцаын за номи-
нальный натяг должны приниматься величины S, или 5<-
При контроле муфт рабочими калибрлробкаын необходимо
Калибры изготовляются но рабочим чертежам завода-изготови-
теля, измерительные детали калибра изготовляются из стали ма-
рок X по ГОСТ 5950—73, ШХ|5 или ШХ15СГ по ГОСТ 801—78,
твердость HRC 58—62
Параметр шероховатости' резьбы RnSjO.32 ыкм, а измеритель-
Рабочие ккаибры считаются годными, если после проверки всех
элементов резьбы и натяга в паре (при взаимном свинчивании) на-
тяги За нлн S3 или Зт не превышают 15,875±0,1 мм. Комалект ра-
бочих и контрольных калибров колжен состоять из пробки и при-
пасованного к ней конька. По заказу потребителя допускается из-
готовление отдельно рабочих калибр-пробок или рабочих калибр-
колец 1|ри заказе только рабочих калибр-колея они должен ком-
плектоонться (не более |0) с одной рабочей пробкой, к которой бы-
ли припасованы.
К каждому калибру вралагвется паспорт с обозначением резь-
бы. типа калибра (рабочий, контрольный), значении натягов, (S3
____< < _____е ....-„х.™, .. с с' с. „п» с —.
для контрольных), номера калибра, даты выпуска, завода изгото-
на калибрнх наносятся обозначение замковой резьбы, невой —
добавляется «лев», на контрольном—«контрольный», номер калиб-
ра, дата изготовления, завод-изготовитель, номер ставдартв
На калибр ко лиге порядковый номер наносится в виде дроби' в
числителе указывается номер калнбр-пробии, к которой припасова.
но кольно. в знаменателе — номер кольца. Калибры колжны быть
подвергнуты консерваиия по ГОСТ 9.014—78,
Калибры для резьбы бурильных геюло’оразведочных труб
и муфт по ГОСТ 7909—56, а также для трубной резьбы
замков бурильных труб колотоеого
и геологоразведочного бурения по ГОСТ 7916—75
Для проверки резьбы бурильных геологоразведочных труб и
муфт к ним по ГОСТ 7909—56, а также для трубвой резьбы замкон
буркаьных труб колонкового геологоразведочного бурения по ГОСТ
7918—75 иримениют следующие калибры.
I)	резьбовой калибр-пробку иля проверки резьбы муфт и труб-
2)	резьбоглй иатпбр-колыю лля проверки резьбы труб по иа-
3)	падкий контрольный конический калибр пробку для прнпа-
41 гладкий рабочий конический калибр-кольно для проверки
конусности резьбы труб по наружному диаметру;
5) гладкий рабочий калибр-пробку дня проверки конусности
резьбы муфт и трубной резьбы замкон по внутреннему аиаыетру
ыые затем как контрольные.
Резьбовые калибры лля проверки резьбы буральных
геотогоразведочных труб и муфт к ним. а также трубной резьбы
замков бурильных геологоразведочных труб изготовляют в соответ-
ствии с ГОСТ 8393—75 «Калибры иля резьбы бурильных геолого-
разведочных труб и муфт к ним»
Размеры и профиль резьбы калибров должны соответствовать
величинам, указанным ил рис. 3.8 я табл 3.13
	по шагу реаьвы. па J1” 11м^Г1лы,мп
Кольцо	±0.013	±10 ±0,020		±15
Длина резьбы F калнбр-кольца может быть меньше длины f на
величину ия более 4 мм. Величина i должна быть не менее полови-
ны шага резьбы. Каллбр-кольна должны быть прияасованы к ка-
либр пробке, соответствующему требованиям стандарта, прячем
этот калибр пробка донжен входить в число заказанных калибров
Предельный износ калнбр-пробок но среднему поминальному
диаметру на илине резьбы I допускается на 0,050 мм или труб
диаметром 42 и 50 мы и иа 0,060 км для труб диаметром 63,5 мы.
Натиг Н рабочих калибр-колец в эксллуатякии колжен прове-
ряться калибр-пробкой. к которому они были припасовияы при
изготовлении Предельный износ кллибр-колец, определяемый
уменьшением поминального натяга, допускается на 0,5 мм иля
труб диаметром 42 и 50 мм и иа 0,7 мм иля труб диаметром
63,5 мы При припасовке калибр-кольвд к калибр пробно откло-
нение от параллельности между измерительными плоскостями не
должно быть больше 0,05 ым.
Размер партии калибров, устанавливается соглашением сто
ров. По требованию заказчика допускается поставлять отдельно
квлнбры-пробки али одновременно несколько калибров-колец с
одной калнбр-пробкой, к которой припасованы все кольна с иатя
гом И ±0.1 ым
Технические требования к материалу калибров, шероховатости
nteepxxocni резбы, отклонению от прямолинейность сторон про-
филя резьбы аналогичны требованиям к калибрам ГОСТ 10653—
84
На калибрах должны быть нанесены, а) обозначение резьбы,
включающее поминальный диаметр трубы-, б) пометка «лев» дня
левой резьбы, в) номинальная величина натяга (на кольцах),
г) порядковый номер калибра: д) месяц и год изготовления. е)то-
верный знак завода-изготовителя.
Кашбр пробка н провасованный к нему кллнбр-кольцо долж-
ны иметь общий номер.
При выполнения заказа на коставку одного калибра пробки с
несколькими калнбр-колькамн последние маркируют одним номе-
ром, каждому кольцу присваивают литсо- «а», «б», «в» и т д
Примеры маркировки
Калибр-пробка для трубы диаметром 50 мы с правой резьбой
Труб 50 М 20—VI—57.
(товарный знак завода-изготовителя).
Калибр-колыю или трубы диаметром 63,5 мы с левой резьбой
(товарный знак завода-пэготовнтеля) -
Калибры для резьбы замков бурильных труб колонкового
геологоразведочного бурения па ГОСТ 7918—75
Для проверки резьбы замков бурильных труб колонкового
геологоразведочного бурения но ГОСТ 7918—-75 раэияром 42—
63,5 мы применяется такое же колнчестпо калибров и с таким же
нанменозанием, как и иля замкон Суральных сруб по ГОСТ
5286-75.
Для проверки внутренней замковой резьбы по внутреннему
диаметру используются только сплошные гладкие пробки
Рембгшые калибры изготовляются в скльететыш с
ГОСТ 8392—75 «Калибры для резьбы замков Суральных труб ко-
лонкового геологоразведочного бурения». Размеры резьбы калиб-
ров должны соответствовать рис. 3.9 и табл 3 15 (профиль резьб
см. рис. 3.6)
Форма профиля резьбы калибр-пробки и калибр-кольца такак
же, как у калибров по ГОСТ 8867—77.
Шаг резьбы измеряется параллельно оси резьбы. Биссектриса
угла профкоя перпендикулярна к оси резьбы. Форма проточки по
впадинам не стандартизируется
Предельные отклонения половивы угла профиия и шага резьбы
между диумя любыми витками пе должны превышать величин,
указанных в табл 3.16.
Калибр-кольца должны быть припасшлны к квакбр-пробке, со-
ответствующему требованакм ГОСТ 8392—75, причвы этот калнбр-
Пробка должен входить в число заказных калибров каждой постав-
ки Предельный износ калибр-пробок по среднему номинальному
диаметру ил длине резьбы I допускается на 0,020 мм для замков
107
труб диаметром 42 и 50 мм я на 0,025 мм для замков труб диа-
метром 63.5 мм.
Размер партии калибров устанавливается соглашением сторон.
По требованию заказчика допускается поставлять отдельно ка-
либры-пробки или одновременно несколько квлибр-колец с одной
квлибр-пробкой, к которой првласованы все кольца с иатягом
Н — ±0,05 мм
Остальные технические требовакая в основном тавие же, ияк
для резьбовых калибров по ГОСТ 8867—77,
Маркировка
На калибрах должны быть нанесены: а) обозначение резьбы,
включающее помакэльный диаметр; б) пометка «лен» для левой
резьбы, поминальная величина натяга (на кольнах); г) порядко-
вый номер калибра, д) месяц и год изгопвления; е) товарный знак
иметь общий номер
При выполнении заказа на поставку одного калибрл-лробкп с
несколькими калибрами-кольцами последние маркируют одним но-
мером и каждому кольцу присваивают литер <а», «б>. «в» и т. д.
(товарный акак завода-изготовителя)
Калибр-холыга для замков размером 42 мы с лавой резьбой-
Замков 42 лев. Н-10 Jft 46а—VI—80
(товарный знак завода-изготовителя)
Упаковка калибров такак же. как квлибров по ГОСТ 8867—77.
Калибры для резьбы геологоразведочных бурильных труб
ниппельного соединения по ГОСТ 8467—83.
Для проверка резьбы геологоразведочных бурильных труб нип-
пельного соединения по ГОСТ 8467—83 размером 33,5—60 мм при-
меняют следующие резьбовые и. гладкие калибры, изготовляемые
по ГОСТ 5375-60'
1)	лротедной резьбовой калибр-кольцо ПР для проверки наи-
большего допустимого внутреннего инаметра и максим илькой тол-
щины витка резьбы;
2)	непроходкой резьбовой калибр кольцо НЕ для проверни ми-
нимальной толщины витка резьбы,
3)	резьбовой калибр-кольцо СП—НЕ ион проверки наимень-
шего допустимого внутреннего инаметра резьбы (вместо калиб-
ров СП—НЕ можпо применять специальные скобы).
4)	предельный гладкий квлвбр-кольно ПР и НЕ или скобу для
проверки наружного диаметра резьбы;
5)	проходкой резьбовой калибр-пробку ПР аля проверни наи-
меньших допустимых отклонений наружного диаметра и ширины
впадины резьбы,
6)	нелроходкой резьбовой калибр-пробку НЕ для проверни
наибольшей лонустамой ширины впадины резьбы;
7)	резьбовой калябр-лробку СП-HE дня проверки наибольше-
го допустимого наружного диаметра резьбы,
8)	предельный гладкий калибр пробку ПР и НЕ для проверки
внутреннего диаметра резьбы.
Кроме этих основных резьбовых и гладких калибров приме-
няют вспомогательные калибры—поя понтроля изпосв калибров
ПР и НЕ. а также для ни припасовки —У-ПР и У-НЕ
1)	контрольную калибр-пробку К—И дня проверак износа в
эксплуатации резьбовых квлибр-колец ПР по ширине впадин-,
2)	контрольную калибр-пробку КП НЕ для проверки измоса в
эксплуатации резьбовых калибр-колак НЕ (применение КИ-НЕ не
обязательно);
3)	резьбовой контрквлибр пробку У HP дия прваасовки про-
ходного резьбового калибр-колыга ПР и процессе иэготовленвл;
4)	резьбовой контркалибр-пробку У-НЕ для припасовки непро-
ходного калибр-колыга в процессе изготовления.
Пробка К-И не должна ввинчиваться в кальке ПР. Допускает-
ся частичное свинчивание пробки К-И с резьбовым кольцом ПР,
среднее арифметическое абсолютных отклонений обеих коловин
угла, не должно превышать 20'
Примечание. Для резьбовых колец указанные в пн I и 2 пре-
дельные отклонения шага и угла профиля резьбы должны быть
обеспечены точностью профилирующего инструмента
3.	Допуски предельных гладких калибров должны соответство-
вать указанным в ОСТ 1205 для полей попусков Хз и Ш3
4	Измерительные части калибров должны быть нзгопчвчены ля
стали марак X по ГОСТ 5950—73.
5.	Шероховатость поверхности резьбы, за исключением нерабо-
чих поверхностей епаднн, 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 поверхно-
стей. прилегающих к рабочим поверхностям,—не ниже 7-го
пласса
6.	Длина проходных калибров ПР должна быть не менее32мм.
У непроходных квлиброа НЕ, СП-HE и у контрольных пробок
К И должно быть 1 1/2—2 витка
У ииироходных пробок должны быть гладкие направляющие
пояски.
Проходные резьбовые калибры рекомендуется изготовлять с
расположенными за резьбой гладкими циликдряческвмн участка-
ми; диаметры которых должны быть в пределах поля допуска
гладкого проходного калибра ПР
7	Отляоненак рабочих цвлнплрических поверхностей от точ-
ной цилинпрической формы допускаются в пределах поля допус-
ка диаметра
На каждом квлибре должны быть нанесены, товарный анак
предпрвлткз-поставщиил; номинальный диаметр и шаг резьбы;
обозначение калибра; обозначение «лев» на калибрах с левой
резьбой
Знавк маркировки должны быть нанесены на ручках пробок
и на нерабочей поверхности колец. На свободных торцах вставок
с конусными хвостовиками и на торцах насадок знаки маркиров-
ан должны быть повторены
Каждая поставляемая пвртак калибров должна снабжаться
документом, удостоверпюшим соответствие калибров требованиям
стандарта (аналогично ГОСТ 10653—84).
Хранение калибров
Помещение, гае хранятся резьбовые и гладкие килнбры.долж-
по быть чистым, светлым, сухим и хорошо вентилируемым.
Относительная влажность воздуха помещения не должна пре-
вышать 60%.
Помещение должно быть изолированным и по возможности
удвяеихым от химических лабораторий, литейных, шлифовальных
107
и других цеков; а также от цехов, работа в которых сопроеождвет-
ся вибрациями и сотрясениями
Отопление помещения, в котором хранятся калибры, желательно
иметь водяное (по не паровое) с возможностью регулирована» на-
грева батарей
Зимой и летом температура в помещении должна быть 20±
±5°С
Калибры колжяа хранить на специальных стеллажах или в
шкафах с отдельными ячейками соответствующих размеров.
Контрольные килибры надлежит хранить в запирлющихся шкв-
фах, в отдельных ячейках
Гладкие и резьбовые калибры (пробки и кольца) не должны
хранить спаренными или свинченными. При размещении калиб-
ров по ячейкам необходимо уделять особое внимание предохра-
нению измерительных поверхностей от повреждений.
Периодически квлибры при соблюдении правил хранения ос-
матривают не реже одного раза в мес При обнаружении корро-
зии калибр отправляют на зачистку
Калибры, находящиеся в работе, по поввращекнн иа место хра-
нснак подвергают тщательному внешнему осмотру для выявле
нвл механических повреждений (забоин, трещин, срывов и сколов
витков, ослабления фланцев и т. д) Для устранения обнаружен-
ных дефектов калибр направляют на ремонт
Исправные калибры подвергают промывке, просушке и смаз-
ке (пли парафинированию)
Клянбры. употребляемые ежедневно, можно смазывать легки-
ми жидкими смазками, например трансформаторным маслом по
ГОСТ 982—80 (с проверкой на отсутствие влаги, а калибры, упо-
требляемые редко, следует смазывать более густой смазкой, на-
пример смазкой универсальной низколяавкой УН (технический на
Ремонт калибрва
При эксплуатации калибров на поверхности резьбы как нв ра-
бочих частях гладких калибров возможно появление заусенцев,
забоин, кольцевых рнсок, отдельных налипших кусочков металла.
Кроме того, могут ослабнуть винты, крепящие фланны. появиться
забоииы на измерительных поверхностях. Такие калибры направ
Ли ют на ремонт.
Для зачистки заусенцев прнмаииют доводочные бруски — заме-
нители арке пласа, трехгранные или ромбовидные из белорецкого
кварцита Более крупные заусеним или забоины зачищают абра-
зивными трехгранники влн прямоугольными электролорундовыми
«ли карбкиокреммвевыми брусками
Зачищенную абразивным бруском поверхность шихфуют элект-
рокорупдовой шлифовальной шкуркой БШ-140 зернистостью 4—3
по ГОСТ 6456—82. Шкуркой обертывают трехгрвнный деревянный
стержень м заглаживают им лонрежненное место.
IM


Отдельные потемвевшие места резьбы калибров зачищают при
помощи березового прутка, заточенного под углом 50—55*. дри
медленном вращения калибра, закрепленного на стайке. Иногда
для большей эффективности зачистки рекомендуется приме-
нять нбразивнме порошки зернистостью, соответствующей
ГОСТ 3647-80
При износе ковического резьбовою калибра посреднему диа-
метру его ремонт заключается в изменении толщины фланца:
уменьшении ее у килибра ко;ьца и увеличении у калибра-пробки.
Флип кы снимают в тщательно шлифуют на точном плоскошли-
фоавльвом станке вли вновь нзготстютюгдругом толщины После
закрепления фланца специальным прибором (рнс 3.11) проверяют
перпендикулярность измерительной плоскости фланце к пен резьбы.
Проверка резьбы бурильных труб и замком
При изготовлении и ремонте коническая реэьбоиых соединений
проверяют следующие элементы-
I)	у ниппельной части замка — кетяг резьбы, ковусиость резь-
бы по наружному диаметру, конусность по среднему неаметру
(разность диаметров на определенной длине резьбы), шаг резьбы,
половину угла профиля, высоту профиля и высоту профиля от на-
ружного диаметра по среднего диаметра, плоскостность  перпен-
дикулярность плоскости упорного уступа;
2)	у муфтовой части замка — все вяемеиты, указанные в п. 1;
конусность резьбы проверяют по внутреннему диаметру, высоту
профиля резьбы —от внутреннего якаметра до среднего диамет-
ра; проверяют также плоскостность и перпендикулярность плоско-
сти упорного торне.
3)	у труб нефтяного сортамента п муфт к ним, а также у муф.
товых ковпоя звмнои с резьбой бурильных труб — все вяемакты
K’S
указанные для велпельной и муфтовой частей замков, ва исключе-
нием плоскостности и перпендикулярности.
Для проверки натяга, плоскостности и перпенаккулярности
упорных уступов н упорных торцов применяют конические ре*ьбо-
еме калибры и предельные шупы. а также специальные приборы
Конические резьбы проверяют только пробитыми резьбовыми
калибрами Допуск натяга по калибру может быть выдержан при
отклонена™ отельных элементов за счет соответствующего умень-
шения собственно среднего инаметра резьбы для наружных резьб
п увеличения его для внутренних Разность собственно средних
диаметров резьбовой пары характеризует величину диаметральных
зазорон в свинченпом соединении, возникакпцля из-за погрешностей
элементов резьбы Зазоры ко рабочим поверхностям резьбы могут
ность свободного довинчивания (отрицательный натяг) резьбовой
пары после «сложения, соответствующего расчетному натягу по
калибрам
Для ограничения диапазона пзиенеиия натяга, а также для
обеспечения надлежащего прилегания рабочих боковых поверхно
стей резьбы установлены допуски на шаг, половину угла профиля
и конусность.
Осевая компенсация погрещеости шага определяется по фор-
ДДЯ= Apctg -5- j-.
где Др—‘Погрешность шага, мм, а/2 — половина угла профиля
резьбы, градус, К—ковусность резьбы
Если одновременно с погрешностью шага имеется погрешность
лонусности, то последняя может частично или подлостью скоипен.
шага с учетам погрешности ковусносга
ЬАсК = |ЛЛ,|-
где ЛК — отклонение конусности на длине резьбы.
Осевая компенсация погрешностей половин углов профвля рас-
считывается по формуле
лЛ =
градус, Да^/2 — погрешность половины угла ко короткой боко-
вой стороне профяак, ред, Л«ля/2—погрешность половины угла
по длинной боковой стороне профвля, рад.
Уменьшение натяга по сравнению с расчетным при одноимен-
го из отклонений конусности:
ДАг-ЛК/К.
Если свинчиваемые резьбы имеют разноименные отклонения ко
шагу, половине угла профиля и конусности, то натяг соединенна
будет равен расчетному, определяемому ло калибрам (без учета
отклонений элементов резьбы калибров) Для уменьшения плия-
иня погрешностей шага резьбы и понусности на иатяг соедиакиия
целесообразно изготовлять наружные конические резьбы с илюсо*
ним отклонением конусности по среднему диаметру, а внутренние
резьбы—с отрицательным отклонением
Проверка резьбы бури ммых труб и муфт ц ним
(ГОСТ 631—75 (типы 1 и 2), а также трубной резьбы замков '
(ГОСТ 5286—75)
Резьбу бурильных труб и муфт к ним и трубную резьбу замков
проверяют резьбоемми и гладкими калибрами, упиверсальвыыи
оптическими измерительными средствами и специальными наклад-
ными приборами.
Резьбоиые калибры по ГОСТ 10653—84 примевают для провер-
ки резьбы по натягу
Конусность резьбы по наружному диаметру каждой трубы и но
внутреннему диаметру каждой му<фты проверяют гладкими кони-
ческими калибреми (кольцами и пробками полными или неполны-
ми) иак специальными приборных
При проверке понусности резьбы трубы гледкое кольцо наде-
вают на лолерхяость резьбы трубы и прижимают к одной стороне.
Между противоположной стороной резьбы трубы я кольцом обра-
зуется щель, измеряемая при помощи иластзячатого щупа ко
ГОСТ 882—75 по схеме (рис. 3.12,а) Ширака щупа для уменьше-
ния погрешности намерения должна быть 4—5 мм.
При проверке конусности резьбы муфты гладкий конический ка-
либр-пробку вводят в резьбу муфты и ирижеиают к одной стороне
Щель, образовавшуюся между внутреннем диаметром резьбы и
пробкой, измеряют пластинчатым щуном шириной по 4—5 мм
(рис. 3 12,6)
Натяг резьбы каждой трубы следует проверять резьбовым ка-
либром-кольцом (трубы типа 1 и 2)
Измерительная плоскость калибра-кольна не должна доходить
ло торца трубы на величину Лт, равную 3/4 иятка (2,4 мм) (рис.
3.13)
При навинчивании калибра кольца на трубу измерительная
плоскость кольца может не походить по торке трубы на величину
Лт плюс 3/4 витка или может совпадать с торцом трубы (Лт мняус
3/4 ветка).
Рис. 3.13. Схема пржерл реэьва еуркльннь труб и муфт к ним ло ГОСТ 6JI—75

При ввинчивании калибра-пробки в муфту измерите/ьная плос-
кость пробки не должна доходить до торке муфты на величину
A.= 1W> мы с довускаемыми отклонениями ±2,4 мм (рис 3.13).
В спорных случаях натяги резьб труб и муфт должны быть про
верены новыми резьбовыми калибрами (кольцами и пробками),
точность изготовления которых должна соответствовать стандар-
ту на калибры
Шаг резьбы, угол профиля, ковусноегь по среднему диаметру
112
и глубину резьбы следует проверять специальными приборами вли
универсальными измерительными средствами.
Натяг Л фосфатированной или оцинкованной резьбы, предна-
значенной для соединения замка с бурильными трубами, при про-
верке резьбовым калибром-пробкой должен быть рпаки Й мм (рис.
Контроль конической трапецеидальной резьбы
ТТ труб ВК. ВН калибрами
Резьба труб типов 3 к 4 (со стабилизирующими поясками ВК,
ВН по ГОСТ 631—75) провернется гладким квлибр-кольцом Г,
резьбовым калибр кольцом с неколиым профилем (Р-Н) и резьбо-
вым калибр кольнем с полным профилей (Р-П).
Измерительная плоскость гладкого калибра-кольна Г должна
не доходить до торца трубы или переходить за торец не более чем
на 3,2 мм Измернте/ьная плоскость резьбового келибр-кольца
(Р-Н. Р-П) должна перетодять за торец или не доходить до торца
не более чем на 2,0 км Измерительная плоскость гладкого калиб-
ра-кольца Г-С при проверке стабвлизнрующего пояска на трубе
должна находиться на расстоянии 96 мм от торка трубы с откло-
нением ±2,0 мы (рис. 3 15)
Шаг резьбы, половакэ угла профиля для труб всех типов, ко-
нусность по среднему диаметру труб типов 1 и 2, глубкиа резьбы
для тру® всех типов, конусность по наружному и внутреннему диа-
метру резьбы, верпендикулярноеть и плоскостность упоркого тор-
ца трубы и совпадение осей резьбы и стабекиеируюшего пояска
для труб типов 3 и 4 проверяются изготовителем периодически.
Колтроль трубной конической трапецеидальной
резьбы ТТ замков ЗШК, ЗУК калибрами
Резьба ТТ замков ЗШК, ЗУК по ГОСТ 5286-75 проверяется
гладким калибр пробкой Г, резьбовым калнбр-лробкой Р. Копвче
ИЗ
ская расточка проверяется глаиинм калибр-пробкой Г-С. Конус-
ность резьбы ТТ по внутреннему диаметру, а также конической
расточки акппележ и муфт замков ЗШК, ЗУК проверяется рабочи-
ми гладкими комическими килибр-пробками с применением плас-
тинчатого щупа 4ымдлязамков ЗшК-178кЗмм— для остальных
Шаг резьбы, половина угла профиля, высота профиля, ковус-
иость ко наружному диаметру проверяются с помощью универсаль-
ных измерительных средств или специальных приборов.
Соосность резьб, соответствующих выточек к рпсточки проверя-
ют универсальными измерительными средствами
Перед проверпой натяга всех резьб с поверхности резьбы нип-
пелей н муфт должны быть уднлены заусенцы или другие шерохо-
ватое™ Калибры и изделии должны быть тщательно очищены, и
на поверхность резьбы должен быть нанесен тонкий слой жидкого
маета Реэьбовке лялибры следует навинчивать на резьбу до от-
каза усилием одного человека с применением рычага длкаой
При контроле натяга йг резьбы ТТ зампов ЗУК-108, 31ВК-И8,
ЗУК 120 и ЗШК-133 измерительная плоскость любой рабочей гл ед-
кой калибр-пробнк должна находиться на расстоянии 54± 1,6 мм от
торца детали замка, у остальных размеров замков — на рассто-
янии 62± 1,6 ын (рис. 3.16,а) соответственно /|0-42±1,6 мм к
503:1,6 мм— прн контроле резьбовой калибр-пробкой (рис 3 16,6).
При контроле див метро в расчетной плоскости конической рас-
точки зеинов ЗУК-108 и ЗШК-118 измерительная плоасость рабо-
5586—75.
ЗУК а ЗШК по ГОСТ
чей калибр-пробки должна совпадать с торном детали аамка. Пре-
дельные отклоненак натяга ±1.6 мм Для остальных замков изме-
рительная плоскость должна совладеть с торцом детали замка кие
не шкодить до торил на 3,2 мм (рис. 3.17).
Контроль резьбы ТТ утяжеленных труб—УБТСЗ переводников,
ведущих бурильных труб ТВКП и УБТСЗ
Натяг фосфатированной резьбы ТТ должны проверить резьбо-
вой и гладкой каакбр-пробквмн
Измерительная плоскость любой рабочей резьбовой калибр-
пробки должва заходить за тореи детали замка ни зеличииу Лр
(сь рис 3.16,6). равную (мм);
116±1,6—для замков УБТСЗ-146.
]35±1£ — »	»	УБТСЗ-178;
150±1,6 — »	»	УБТСЗ-2ОЗ;
165±1,6—для замков УБТСЗ-229.
74 ±1,6 —для переводников ТВКП-112;
96 ±1.6— »	»	ТВКП-140 и ТВКП-155
Измерительная плоскость любого рабочего гладкого квлибра-
иробки должна заходить за торец детали замки аа авличину ft, (см
рис. 3 16,а), рпвную (мм).
128±1,6—дня замков УБТСЗ-146;
147±1,6 — »	.	УБТСЗ-178,
I62±I,6 — »	»	УБТСЗ-2ОЗ,
177±1,6 — *	»	УБТСЗ-229;
86 ±1,6 — для переводников ТВКП-112;
110±1Л— »	»	ТВКП-140 и ТВКП-155.
Диаметры в расчетной плоскости ковической расточки замков
ЗШК и ЗУК после фосфатированак должны проверять гладким
калибром пробкой. Измерительная плоскость любого рабочего глад-
кого калибра пробки должна совпадать с торцом детали замка
или не доходить до торца на 3,2 мы (см рис. 3.17,6).
Трубная резьба ТТ труб УБТСЗ и ТВКП проверяется калибра-
ми так же. влк резьба труб ВК, ВН по ГОСТ 631—75
Проверка резьбы бурильных геологоразведочных труб
и муфт к ним (ГОСТ 7909—56), а также трубной резьбы
замков бурильных труб для колонкового геологоразведочного
бурения (ГОСТ 7918-75)
Резьбу бурильных геологоразведочных труб и муфт к ним про-
веряют резьбовыми и гладкими калибрами, а также специальными
накаадныын приборами.
Натяг резьбы по калибреи проверяют у каждой трубы и муф-
ты Натяг трубы по калибру-кольцу А, и натяг муфты по калибру-
пробке Л., для труб разиером 42—50 мм равен 6.5 мм, для труб
размером 63,5 мм —9 мм.
Допускаемые отклонения по натягу А (рис. 3.18) при контроле
резьбовыми калибрами приведены в табл 3.20
Конусность резьбы ко наружному диаметру труб и внутреннему
диаметру муфт проверяют на 10% изделий гл ада ими калибрами
кольнами и пробками с применением щупон шириной не более 2 мм
или специальными приборами.
Соосность резьб обоих концов муфт проверяют на 5% муфт
следующим способом Проверяемую муфту свинчивают с тщатель-
Рнс. 3.18. Схема проверка резьбы
бурильных гсологооа цепочных трчб
н муфт к ми.ч по ГОСТ 7904—56. а
рнльиых труб колонкового геолога-
1-ijiejx-x-ra бурения по ГОСТ
7518—75. ТУ 41-41-309-77 к ТУ
41-01-208—76
ио нарезанной онрлвкой. точно центрированной в патроне токарно-
го стенка вли в специальном приспособлении. Другой конец про-
веряемой муфты свинчивают со второй оправкой, имеющей точно
шлифованную цилиндрическую часть длиной IOO—250 мм и соосную
с ней нарезанную честь. Вращая муфту, по индикатору с ценой де-
ления 0.01 мм определяют биение второй олрааки у торна муфты
и у свободного ковца.
Отклонение от соосности на длине ] м опредилают по соотно-
шению величин биения оправки
Шаг резьбы, угол профиля и конусность по среднему диаметру
резьбы проверают при помощи универсальных измерительных
средств влн специальных приборов
«робкой. При свинчивании от руки калибр-пробки с трубной резь-
бой эамал торец летали должен находиться аа расстояния 4 от из-
мерительной плоскости уступа калибра (см. рис 3.18).
для замков 3-42 и 3-50 Л=6,5±1,9 мм.
Примечание Измерительная плоскость уступа на калибр-проб-
ие должна совпадать с плоскостью, соответствующей ковцу сбега
Проверка резьбы замков бурильных труб по ГОСТ 5286—75
Замковую резьбу проверяют резьбовыми и гладкнма калибра-
ми. а также специальными наилалными приборами и унвяерсель-
Помимо резьбы проверяется неплоскоспюсть упорных поверх-
ностей, торлев А и Б (см рас. 1.21). а также отклонения от перпен-
дикулярности к оси замколой резьбы и резьбы ТТ
Неппоскостпость (допуск 0.07 мм - на ширине упорного уступа
йаклеля и упоркого торца муфты и 0.06 мм — на ширине торцон А
и Б) должна проверяться по всей ширине упорных поверхностей
ниппелей и муфт с помощью универсального инструмента или спе-
цакльиых приборов. Перпендакулярпость в каждом ниппеле и в
каждой муфте провервется одновременно с проверкой резьбы ка-
либрами.
Неперпендикул яркость (допуск 0.10 мм—упориме торцы и
0,06 мм — торцы Л и 6) определяется как разность наибольшего
и наименьшего расстоянья между измерительной влоскостъю ка-
либра и упорными поверхностями ниппелей и муфт.
Качество фосфатного покрытия на резьбе проверяется в трех
равномерно расположенных точках по окружности нитки резьбы
капельным иля другим способом по ГОСТ 9302—79.
Несносность резьб обоих концов ниппелей и муфт проверяется
следующим способом. Проверяемую деталь замка одним концом
сввкчивают с контрольной порлвкой, точно центрированной в при
споеобленни (или на тонарном станке), другим концом деталь снвл
члвают со второй оправкой, шаифованцак цилиндрическая честь
потерей ляикой 100—200 мм соосна с нарезанной честью Вращая
деталь, определяют биение второй оправки у торца детали п на ков
ме опрааки при помощи индахатора часового типа. Отклонение от
соосности у торца определяется непосредственно по индикатору
(отклонение от соосности равно половине величины биения) Пере-
пое осей на длине 1 м переделают из соотношения величин биения
у торца детали и у конца онравки.
Конусность по наружному диаметру наружных резьб (допуск
+0,25 мм) и но внутреннему диаметру внутреинвк резьб (допуск
—0,25 мм) должна проверятьса гладкими ковнческими калибрамх
(кольнемн и пробками) с применением пластинчатого щупа*
шириной 3 мм для замков, от ЗН 86 до ЗН-140, от 3LU-108 по
ЗШ-146; от ЗУ-86 до ЗУ-155 и шириной 4 мм для остальных замков
или при помощи других средств измерения
Шаг резьбы, половина угла профивк и высота профнин, конус-
ность по среднелу ниаметру должны проверяться с номошью уни
нереальных измерительных средств или скениальных приборов.
Соосность резьб соотвегствуишак выточек и расточки проверя-
ют с помощью универсальных измерительных средств.
Перед проверкой натяга всех резьб с поверхности резьбы ник-
пваей к муфт должны быть удалены заусенцы или другие шерохо-
ватости Калибры и изделия должны быть тщательно очищены н на
поверхность резьбы должен быть нанесен тонкий слой жидкого мас-
ла. Резьбовые калибры следует навинчивать на резьбу Ди отказа
усилием одного человека с применением рычага длиной 150 мм
При контроле натяга замковой резьбы муфт с резьбой до 3-133
измерительная П-чосеость любого рабочего резьбового калибра
пробах должна совпадать с упорным торцом или заходят1* зв торец
ив 0,25 мм, а у муфт с резьбой 3-133 и выше —должна совпадать
с упорным торцом ния не доходить до торца на 0,25 мм (рис. 3.19,
с, б)
При контроле натяга замковой резьбы ннпвеля измерительная
плоскость любого рабочего резьбового калибра-кольца должна на
ходиться на расстоянии 15,8751? 5» мм отуппрпого уступа (рис.
320)
Откаоиеиия от плоскостности п перпендикулярности упорных
не
уступом ниппеля а муфты, а также торцов А н Б должны проверять-
ся у каждой* ннпвеля к каждой муфты.
Качество покрытии на резьбе должпо проверяться выборочно.
Оталоленне от соосности резьб обоих ковцов ниппелей и муфт
должно проверяться выборочно
Конусность замковой резьбы по наружному диаметру наружных
резьб и по внутреннему диаметру внутренвнх резьб проверяется у
каждого ииявеля и каждой муфты
Олклонеинх от шага резьбы, половвлы угла профиля, конус-
ности по среднему диаметру должны проверяться периодически.
Отклонении от соосности резьб, соответствующих выточек и рас
точки проверяются кнборочно.
Периодичность проверок отдельных параметров замков (не ого
поревных особо) определяется предприятием изготовителем
До внедрения централизованной системы контроля в соответст-
веи с ГОСТ 8867—77 (см. рис 3.7) при проверке натяга муфт ка-
либрами у потребетеля измерительная плоскость резьбопой калнбр-
пробки для резьб no 3-122 включительно должна заходить за упор-
ный торец не более чем на 0,50 мм пли не доходить по ториа не бо-
лее чем на 0.10 мм. в дня остальных резьб измерительная пло-
скость калнбр-пробки должна захоиить за торец не более чем на
0,25 мы иак не доходить до торца ва более чем на 0,35 мм.
При проверке натяга ниппелей калибрами у потребителя измери-
тельная плоскость резьбового калибр-кольца должна находиться
для резьб до 3-122 икаючителько на расстоянии 15,875-о;имм от
упорного уступа, а для остальных резьб—на расстояния
15.8751?'“ «И-
Проверка замковой резьбы замков бурильных .труб
для колонкового геологоразведочного бурения (ГОСТ 7918—75)
Замковую резьбу по ГОСТ 7918—75 проверяют резьбовыми я
гладкими калибремн, а также специальными накладными прибора-
Проверке на соосность резьб обоих концов нипвеля и муфты
। цемгри-
проверяемой детели замка свинчивают с другой оправкой, имею-
щей точно шлифованную цилиндрическую часть длиной 100—
250 мм. соосную с нарезанной честью Врпщая деталь, определяют
биение справки у торца детали и у ее конца
Отклонение от соосности у торца находят нелосред)
индикатору (отклонение от соосности равно половине ........
биения). Расхождение осей на длине 4 м определяют по соотиоше*
Конусность резьб должны проверять у каждого ниппеля и у
каждой муфты гладкими хоническпми калибрами с применением
щула шириной 2 мы или универсальными средствами измерения
У неждого замка, свинченного от руки, расстояние между упор
ным уступом влипеля и упорным торном муфты проверяют иепро-
ходным щупом толщиной 0,5 мм дня замков 3-42 и 3-50 и толщи
ной 0,65 мм для замков 3-63,5
Замковую резьбу ниппеля должны проверять ре<ъбовь.м калиб-
ром-кольцом у каждого ниппели
При навинчивании кольца иа ннпвель торец колька не колжен
доходить до упорного уступа нипвеля на величину А (рис 3.2|,п)
для замков 3-42 и 3-50 А — 10+°J-
для замков 3-0,63 ^=15,8W-*
Замковую резьбу каждой муфты проверяют резьбовым: калиб-
для замков 3-42 и 3-50 Л,= 10 мм,
для замков 3-63.5 Л, = 15,875 мм
Измерительаая плоскость калибра-пробки при свинчивании с
муфтой должна совпадать с упорным торцом муфты замка иак нс
ллходить ДО него на величину । (см рис 321.6):
для замков 3-42 и 3-50 ДД|--—0,20 мм.
дня замков 3-63,5 Д^|——0 25 мм.
Перпевликулярлость плоскостей упорного уступа ниппеля и
упорного торца муфты к осям замковой резьбы проверяют у каж-
дого каппеля и у каждой муфты одновременно с проверкой резьбы
калибрами
Проверка резьбы бурильных геожгоразведочных груб
ниппельного соединения (ГОСТ 8467—83)
I. Наружную резьбу проверяют следующими калибрами-
о) проходным резьбовым кольпом (ПР), чтобы внутренний диа-
метр и толщина витка резьбы не выходили за верхнюю гракнку по-
ля допуска, кольпо ПР должно свободно навинчиваться ид резьбу
изделия,
б)	коироходным резьбовым кольцом (НЕ), чтобы толщина вит-
ка резьбы ва ныходела за нижнюю границу коля довуска, кольцо
НЕ не должно навинчиваться на резьбу изделия, довускается ча
стачное иавинчваанне колька НЕ. по не более чем на дна оборота;
в)	резьбовым Кельном (СП-HE), чтобы внутренний дламетр
резьбы не выходил за нижнюю границу коля допуска; кольцо
СП НЕ не должпо наиипчнааться па резьбу издаяия;
Примечание Допускается вместо коляк СП-HE применять спе-
циальные скобы того же назначения,
г)	предельными гладкими скобами иак кольцами ПР и НЕ про-
веряют наружный диаметр резьбы
2 Внутреннюю резьбу проверяют следующими калибрами:
а)	проходкой резьбиюй пробкой (ПР), чтобы наружный диа-
метр к ширина впадины резьбы не выходиак за ннжнюю границу
коля довуска, пробка ПР должна свободно ввинчиваться в резьбу
наделяя:
б)	непрокодной резьбовой пробкой (НЕ), чтобы ширина впади-
ны резьбы не выходила за верхнюю границу поля до нус на; пробка
НЕ не должна ввмкчивиться и резьбу нзяакия. допускается частич-
пов ввинчивание пробки НЕ, ио не более чем на два оборота,
в)	резьбовой пробкой (СП-HE), чтобы наружный диаметр резь-
бы нс выходил за верхнюю границу поля допуска; пробка СП НЕ
не должна ввинчиваться в резьбу изделии,
г)	предельными гладкими пробками ПР н НЕ проверяют внут-
ренний диаметр резьбы.
Износ в экспнуатакии резьбовых колец ПР до ширине впадин
следует проверять контрольным калибром (К-И).
Калибр-пробка К-И ие должен ввинчвааться в колько ПР До-
пускается частичное свинчивание пробки К-И с кольном ПР. по
резьба пробки не должна выходить с противоположной ввинчива-
нию стороны кольца.

калчбр-пробкой (КН НЕ) Калибр-пробка
ное свинчивание калибра-пробки КИ—НЕ с кольцом НЕ, но резь-
ба калибра не должна выходить с противоположной ввинчиванию
стороны кольца.
Проверка конических резьб с треугольным профилем
Проверка конусности по средне чу диаметру резьбы
Конусность наружной резеды (труб, ниппелей) проверяют при-
борами ИНК-1 и ИНК-11 для размеров от 38 до 425 мм (рис 322).
Перед измерением в индикатор н в микрометрический впит
ввинчивают шаровидные наконечники, диаметры которых должны
быть примерно равны диаметрам проволочек для соответствую-
щих шагов резьбы (при контроле цилиндрических резьб при ПОМО-
Пра помощи угольника или специальной линейки (с пазом по
средине) наносят цветным карандашом лнхию вдоль образующей
по диине резьбы Отступив от края резьбы на I—2 витка, вводят
шаровидные наконечники по киадины резьбы в центре ивчерченной
икине и фиксируют показание прибора Противоположный шаро.
нндиый явконечник вводят н ту же впадину резьбы, ио с иротиво-
Второй наконечник (индикатор), опираясь на наконечннх мик-
рометрической пары, перемещается вправо и влево; так определя-
ют диаметр резьбы.
Наибольшую величину показании индикатора принимают за
нуль. Затем прибор скипают н после перемещенна микрометриче-
ского винта (в сторону увеличения расстоянии между шаровидны-
ми наконечниками) на величину пРК (п — число витков резьбы, на
длине которой проверяются колусность, ₽—шаг резьбы, К—тео.
ретическая конусность резьбы) наконечник вводят в другую отме-
ченную впадину иа расстояние пР от первой
Смещение стрелки впдикатора от нуля показывает отклонение
понусностя резьбы ко среднему диаметру от номинала.
142
Конусность внутренней резьбы (муфт) m среднему диаметру
проверяют индикаторными приборами ИВК и микрометрическим
штнхыасом МВК
Для проверки конусности по среднему дламетру внутренних ко-
нических резьб дламетром 88—114 мм применяют индикаторные
приборы ИВК-1 (рис. 3.23)
Для проверки конусности муфт с замковой резьбой ио ГОСТ
5286—75, с резьбой насосночтомпрессорных труб диаметром >02 мм.
с резьбой бурильных труб диаметром 114—140 мы, с резьбой обсад-
ных труб диаметром 140—146 мы применяют индикаторные прибо-
ры ИВК-lla, ИВК-Пб. UBK-lle, ИВК-Iii, а для проверки конус-
ности резьбы муфт бурильных и обсадных труб диеметром 168 нм и
замков 3111-178 используют приборы ИВК-I V.
Прибором ИВК-I намеряют конусность вдоль образующей в
двух сечениях Вдоль образующей прочерчивают цветным каранда-
шом линию ио всей диине резьбы муфты. Затем муфту поворачи-
вают приблизительно на 180е. На линки отмечают две внадлны
резьбы, где должны производить измерения (сначала у малого
торил).
Перед вводом прибора в муфту винт подвижной губки 1 ослаб-
ляют. чтобы опа могла перемешаться. Шаровидный наконечник 2
подвижной губки / вставляют в нижнюю впадину резьбы у малого
торца в центре начерченной линии, после чего губка перемещается
до момента соприкосновения наконечника рычага 3 с. боковыми
сторонами верхней впадины резьбы Затем конец рычага 3 устанав-
ливают так, чтобы остался запас на вывод наконечника 2 из впади
ны резьбы В этом положении впит подвижкой губки i закреиаяют
я прибор вынимают из муфты. Далее упорное кольцо 4 перемещают
в губке до контакта ванта 5 с плоскостью пяты 6 и закрепляют внх-
123
том Прибор вводят в прежнюю впадину Путем перемещения
верхнего наковечника влево и вправо находят диаметр резьбы к
устанавливают шкалу индикатора иа нуль.
Прибор вынимают из первой впндины муфты Винт подвижной
губки / ослабляют и губку перемешают ио трубке 7 пораво на-
столько, чтобы между пятой 6 н концом винта 5 можно было уло-
жить блок плиток, равный но толщине величине пРК.
После укладки блока алвток внат подвижной губки скова за-
крепляют и прибор вставляют а резьбу муфты у большого торца на
расстоянии -пР от первой впадины Перемещением наконечника
рычага влево и вправо находят нанболыний диаметр.
Смещение стрелки индикатора от иувп показывает отклонение
конусности от номинальной величины
Проверка конусности внутренней резьбы при помощи приборов
ИВК-П. HBR-1V в основном аналогична проверке прибором ИВК 1.
Использование приборов ИВК с набором алнток в цеховых ус-
ловиях несколько затрудняется, особенно при частых перенастрой-
ках прибора.
На принципе иснольчоваимя блока плиток основан прибор
HPK-lt (ряс. 3 24). Р ₽
ческим шткхкасом МВК (рис 3.25)
Прибор нйеет мивровиит 2. сменную зажимную втулку I и
сменные шаронэдиые наконечники 3 Конусность измеряют вдоль
образующей резьбы в дну* сечениях во начерченной карандашом
ливни При измерении наконечник 3 сменной втулки 1 вводят во
впадину резьбы, отмеченную у малого торна, я передвигают в центр
прочерченной линии.
Вращая барабан мякровинта 2. наконечник 3 передвигают вверх
ко момента соприкосновения с боковыми сторонами той же впвдв-
бан. находят диаметр и произво-
дят отсчет по шкале барабана
Затем штихмас вынимают, пере-
стаивают во впадину другого
витка на расстояния пР и про-
изводят новый отсчет на бараба-
не Из большего значения отсчета
нычигают меньшее. Полученный
результат сопоставляют с теоре-
тической величиной пРК- Разни
ца является отклонением от но
медальной конусности.
Прибор МВК применяют дия
проверки муфт с резьбой диамет-
ром ог 140 мм к выше, тик как
с уменьшением внутреннего ди-
аметра измерение затрудняет-
(ч-л-б прибором МВ?
Для контроля разности средних диаметров у наружных и внут-
ренних конических резьб можно применять спецнивьнме одновит-
новые резьбовые калибр пробки и калибр кольца.
Два узких калибр-пробки паи два калибр-кольца, каждый из
которых имеет только один палный виток резьбы, выполнены с та-
кт» средними диаметрами е плоскостях торца, чтобы при свинчи-
вании калибры н контролируемые изделия контактировали друг с
другом со стороны большого и малого диаметров резьбы конуса
изделия, отступая по одному полному витку с каждой стороны ко-
нуса Взаимное расположение обоих калибров на резьбовом конусе
наделив и будет характеризовать отклонение разности средник два.
метров резьбы от номинальной величины Наличие только одного
нитка резьбы исключает влияние отклонения шага резьбы на точ-
ность измерения.
Проверка шага резьбы
Шаг ионической резьбы труб, муфт и эампов проверяют инди-
каторным шагомером ШИ (рис 326).
Шагомер состоит нз трубки 7. внутри которой находится шток.
Через рычаг 2, качаковнйся иа оси I в коробке 3. шток передает
движение на индикатор часового типа 10. Индикатор крепится вин-
том В в индикаторном зажиме 9. На наружной частв трубки 7 наса-
жена втулка 5, перемещающаяся иволь осн трубки В шинней части
часть рычага 2 ввинчивают шаровидные наконечники 4
При проверке шага резьбы шагомеров прибор устанананвают
иа размер ио калибр-пробке алн ко калибр-кольцу.
Втулку 5 перемещают иа требуемое расстояние. Наконечники
шагомера устанвляивают но впадины резьбы калибра вдоль ее оси.
после чего корректируют положение втулки 5 ио рисвпм, нанесен-
ным на верхней части трубки 7. Рычат 2 устанавливают так. чтобы
ось наконечника 4 была перпендикулярна к оси трубки 7 Затем
втулку 5 закрепляют винтом и устананаивают прибор на исходный
размер
При проверке шага наружной резьбы шагомер вводят двумя на-
конечниками траверсы 6 но впадину резьбы у малого торца изде-
лии, а наконечник рычага 2 вводит ап впадину у большого торца.
Поднимая н опуская напонечняк рычага 2. наблюдают отклонеине
шага резьбы но шкале индикатора
При проверке шага внутренней резьбы шагомер вводят двумя
накокечникаЫи траверсы во впадину резьбы у большого торца
муфты
Прибор снабжается треын траверсами, дня резьбы диаметром
50—114 мм, 140—245 мм и 245—326 мм
Шаг резьбы насосио-впмпрессорных и геологоразведочных бу-
рвпьных труб можно проверять шагомером ЦЛ-250
Для повышения точности изыерення и упрощения явстройки
шагомеров ШИ и ЦЛ 250 необходимо преподать следующие меро-
приятия
I Настройку и работу с приборами вести, устанавлиэая опорные
наконечники на большем диаметре конической резьбы (относитель-
но измерительного навонечника).
2	Шагомер ЦЛ-250 использовать в диапазоне дивметрон труб-
ных резьб 33—60 и 60—168 мы для работы с одноразовой настрой-
кой прибора.
3.	Малую траверсу шагомера ШИ применять для контроля зам-
ковых резьб от 3-66 до 3-121 и трубных резьб диаметрами 60—
219 мм
свыше 3-133 в трубных резьб диаметром 219—400 мы.
Большую траверсу использовать в некоторых случаях для уд-
лииенаых трубных резьб диаметрами свыше 300 мы.
4.	Настройку шагомера ШИ при контроле замковых резьб про-
изводить во калибру одинакового с измеряемой резьбой типораз
ыера, причем дня измерении иа длиме 25,4 мм - посредине калибра.
Дли контроли трубных резьб диаметром 60 и 73 мм настройка
тнкже производится по калибрам того же типоразмера, других диа-
метров — но калибру любого диаметра и диапазона.
Контроль высоты витка резьбы
Кроме проверки Конусности н шага резьбы, необходимо также
проверять высоту профиля резьбы Контролировать следует общую
высоту натка ht и высоту Л* —от среднего диаметра до вершины
резьбы (у наружной и у внутренней резьбы, рис 327,6, в)
При нарезании резьбы резьбовым п фрезами и плашками (тру-
бонарезными и ыуфтонареэными патронами) отклонения высоты
профиля нарезаемой резьбы зависят от допусков, предусмотренных
на резьбообразуюшнй инструмент
Однако при нарезании резьбы иепрофилировавиыми резьбовы-
ми резками высота профиая зависит от положения гладкого ка-
либра (диаметра, проточенного ио гладкому калибру).
Высоту профвпя проверяют накланаым индияаторным прибо-
ром (рис. 327, с). Прибор устанавливают на размер при иомощн
специального резьбового образца (эталона), у которого установоч-
ные вырезы соответствуют шагу, углу профиля, конусности и вы-
соте профиля контролируемой резьбы Индикатор прибора длг
проверак полной высоты витка резьбы может быть установаен не-
посредственно по гладкой новерхкости
Проверка половины угла профиля
Для провервп половины угла профиля наружной резьбы замков
геологоразведочных труб, а также замков бурвпьных труб днамит-
ром до 100 мм можно исконьзовать большой инструментальный
микроскои БМИ, а также уннверснаьный мнкроскон УИМ 23 и др.
127
Для замков и труб диаметром более 100 мн можно применять
накладкой микроскоп и отливки.
Половину угла профиля внутренних резьб проверяют при помо-
щи отливок с последующим измерением на микроскопе. Для отли-
вок кримениют мадкую амальгаму, медицинский гипс, смешиаве-
мый в равных объемад с раствором хромпика (15—20 г хромпике
калиевого растворяется н 1 л воды), кии смесь серы с графитом,
дающую минимальные усадки. Гипс с хромпиком заливают в спе-
циальную форму (рис. 328,а). Отливку после затвердения выни-
мают и измерают прн номощи микроскопа в специальном приело-
соблекпк (рис. 3.28,6). Резьбу, чтобы к ней не крнаипнаа отавлка,
слегка смазывают трансформаторным маслом.
Контрол» шероховатости поверхности резьбы
Для проверки шероховатости поверхности резьбы может быть
рекомендован метод слепков с последующим измерением высоты
неровностей на приборе твпа ПССС (ГОСТ 5847—79) или на про-
филометрах.
Для слепков применяют масляно-гуттаперчевую ывссу. состоя-
щую из 35% гуттаперчи зукамии (развальцованной). 30% мине-
рнаьного пли трансформаторного масла к 35% нефтяного бвтума
марвп V (ГОСТ 22245—76).
В разогретое трансформаторное масло добавляют кусочки би-
тума и доводят его до клэения. После растворения битума верхнюю
чисть содержимого сливают. Слитую массу доводят до кипения, до-
бавляя в неч гуттаверчу. После загустевания массы ее вынамают
из емкости и разминают в теплой попе для доведенвя ко полной од-
нородности.
ыеряют на указанных выше приборах.
ев струбцинами к контро-
Контроль конуспости но наружному диаметру резьбы
Коиусность но наружному диаметру резьбы и стабализирующе-
го иоясна проверяют с помощью гладких калнбров-колец, предна-
значенных для проверки натяга
При ковтроле гладкий калибр-кольцо нклевают на резьбу, н
если при этом происходит кочаине в поперечном направлении, то
калибр отжимают к одной стороне резьбы, а образовавшийся зазор
измеряют с иоыощью набора ноаствпчатых щупов (рис. 3.29). За-
зор в этом случае характеризует ОТК -*«*—* *—-------------
номиввлышго значения на длиме контакта резьбы с калибром.
диаметра калибра ко допускается, со стороны меньшего диаметра
в зазор не должен входить щуп толщиной 0,08 мм.
При проверке конусности стабилизирующего пояска щуп тол-
щиной 0,06 мм не должен входить в зазор, образовавшийся у торца
калибра со сторовы меньшего или большего диаметра (рис. 3 30).
Если гладкий калибр не имеет качания, то щупом проверяют зазо-
ры между калибром и резьбой (адн пояском) по всей окружности.
Суммарный зазор, измеренный в двух диаметрально протнногюлож-
ных сторонах, характеризует отклонение разности диаметров на
длине калибра В этом случае при проверке резьбы в зазор не дол-
жен входить щуп толщиной 0,04 мн, а при проверке конического
пояска—щуп толщиной 0,03 нм
Контроль конусности но внутреннему диаметру резьбы

укрепляют шариков ме наконечиокя,
-------ио касаться впадины профиля и одной
юфиля (рис. 3.31). Диаметры шариковых иако-
। пределах 1Д—2,2 мм
руюшего пояска на трубах ВК. ВН по ГОСТ
Проверка коиусиости сводится к определению фактической раз-
ности двух измеряимях диаметров на выбранной длине, краткой
шагу резьбы {рис. 3.32).
На проверяемой резьбе ко вершинам профали с иомощью угло-
мера или шаблона наносят цветным нарандишон линию вдоль об-
разующей конуса.
Рекомендуется ороизводить измерения на трех интервалах, рав-
ных четырем ниткам ко диине резьбы, начинна от первой полной
нитки со стороны малого диаметра резьбы.
Перед измерениям микропару устанавливают и кулевое поло-
жение. Шариковый наконечник микровинта ориентируют по разме-
точной линии по впадине верной полной актин у меньшего диамет-
вают индикатор в нулевое положение при натяге около 0,5 мм Ин.
дикатор устанавливают при надожденна наибольшего показнвна
путем покачивания прибора ко небольшой дуге относительно нако-
начника микровикте. Затем, вращая микроввит, устанавливают по-
казание микропары, равное теоретической разности диаметров на
измеряемой диине резьбы, определяемой ио формуле
где и — число витков между измераемымн
Теоретическая разность доанетров для рекомендуемых интерва-
лов и наибольшие допустимые отклонения приведены в табл 321
Т.Влнаа 3.21
Установив прибор на заданном расстоянии от первого сечения
так. чтобы наконечник микровинта совпидпл с разметочной лини-
ей, можно иайтя наибольшее показание ио индикатору Отклонение
стрелки индикатора от первоначального нулевого положения будет
характеризовать отклонение впнусности от номинального значения
на выбранной диине.
При измерении конусности необходимо следить, чтобы ио всех
случаях наконечники прибора устанавливались в диаметрально
противоположные впадины, образовнвные витком при одном и том
Шариковые наконечники в процессе измерений должны прижи-
маться к одной и той же стороне профили резьбы
Контроль шага резьбы
Шаг резьбы измеряют с помощью накладного инднкаторвого
му калибру-пробке, используемому как эталон. Положение пркбо-
его настройке по кллибру, т. е. если траверса прибора устанавлива-
лась у большего диаметра калибра-пробки, то и кри измерении
трубы траверса должна устанавливаться у большого диаметра реэь-
Шариковые наконечники должны одновременно касаться впа-
дины профиля и одной из боковых сторон профилю
Диаметры шариковых наконечников выбирают в пределах 1,8—
2,2 мм. При настройке шагомерн ио ре >ьбовому калнбру-пройке и
при нзмередии шага резьбы трубы отжим прибора необходимо про-
изводить таадм образом, чтобы неподвижный и подвижный нако-
нечники касались одной и той же стороны профиля, при этом нуж-
но следить, чтобы оба неподвижных наконечники были плотно при-
жаты к одной стороне профиля.
Отклонения шага на диине 25,4 мы (5 ниток) ив должны пре-
вышать ±0,05 им, а на всей диине резьбы — ±0,1 мм.
Контроль углов наклона профиля
Углы наклона профаля можно контролировать на образндх. от-
резанных от трубы, а также с немощью отливок, сделанных с резь-
бы я измеряемых затем инструментальным или универсальным
микроскопом Ширина отливки должна быть не Солее 5 мы, так как
вогнутая поверхность отливки вносит искажения при измерения
профиля микроскопом.
Контроль высоты профиля
Высоту профиля измеряют специальным надикаториым глуби-
номером. состоящим из конодки и укрепленного в ней индикатора
В нзмерительиом-стержне ивднкатора укреплен контактный иа
конечник конической формы с углом конуса 40—50°, вершина на
хонечнини скруглена радиусом приблизительно 0,15 мн.
Индикаторный глубиномер устанавливают по спендальному
шаблону аля по плоской доведенной иоверхности. В носледнем
случае высота профиля определяется квп разность отсчетов но ин
днкатору при установке на плоскость и в проверяемой резьбе
При измерении конусный наковечнвк устанавливают во впадину
резьбы и небольшим перемещением ио оси резьбы определают по-
ложение, соответствующее наибольшей глубине резьбы, а накачи-
ванием прибора нвходят наименьшее показание ио индикатору
Высота профаля резьбы должка находиться в пределах 1,65—
Контроль соосности резьбы и конического
стабилизирующего пояска
Соосность резьбы и ковачеспого пояска контролируют с по-
мощью специального надикаторпого приспособления (рис 3.34)
При измерении основание устанавливается но вершинам резьбы
вдоль образующей, пля ограничения осеного перемещения упорная
планка прижимается к торцу трубы. При этом наконечник индика-
тора должен касаться поверхности конического пояска примерно в
Проверку производят ио всей длине окружности в пределах од-
ного оборота Разница между наибольшим и наименьшим показа-
ниями индикатора в диаметрально противоположных сечениях, ха-
рактеризующая удвоенное отклонение от соосности осн резьбы и
осн конического стабилизирующего иояска, не должна превышать
Перпендикулярность тори® контролируют с помощью спвпиаль-
го индикаторного прибора (рис 3.36).
Основание прибора уствпавлидают но
вершинам резьбы адоль образующей, при
этом ролик, укрепленный в призме, должен
быть плотно прижат к торцу трубы.
Ползун с закрепленным в нем индикато-
ром часового типа располагается так, что-
бы измерительный наконечник индикатора
ружности в предел ик одного оборота Раэ-
втша между наибольшим и наименьшим по-
казаниями индивптора при установках при-
бора в диаметрально противоположных се
чеввпх (под 180°), характеризующая удво-
впяую величину веперпеидикулярностн торца трубы относительно
осн резьбы, на должна превышать 8,12 мм
Проверка неплоскостносги торца трубы
Неплоскоствость торца трубы проверяют с воыощью лекальной
линейки и щупа (рис 3.36).
Лекальная линейка плотно прижимается к торцу трубы в диа-
метральном сечении Пластинчатый шуп толщиной 0.J ым не дол-
жен входить н зазор, образовавшийся между линейкой и торном
трубы со стороны наружной иди внутренней поверхности трубы.
133
РАСЧЕТ БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН
На бурильную колонну действуют рявлнчные ио характеру уси-
а)	осевая растягивающая нагрузка от собственного веса к пере-
пада давления на долоте и забойном двигателе,
6)	осевая сжимающая нагрузка от собственного веса;
в)	изгибающий момент, возникающий при вращении колонны.
г)	крутящий момент, необходимый для вращения колонны и
передачи энергии долоту кри роторном способе бурения;
д)	реактивный момент забпйвого двигателя,
в) гидравлическое давление бурового раствора в радиальном и
ж) силы тредиа о стенки скважины и обсадную колонну;
з) осевме нагрузки, возникающие при затяжках и прихватах
бурнаьнон конолны; инерционные силы, проввляющпеся при спуско-
покьемных операндях, я др,
н) изгибающий момент при работе в наклонной и искривленной
колоннад.
к) изгибающнв моменты, возникающие при бурении с ллнвучих
средств в связи с перемещением судна;
л) продольные, поперечные и крутильные колебания, действую-
щие преимущественно н ннжней части Колонны и зависящие от
уравновешенности вращающейся колонны, стеиеын однородности
разбуриваемых пород, устойчивости режима работы забойвого дви-
Характер нагрузов, действующих на бурильную конолну. не
постоянен, а изменяется но длине. В работе колонне теряет устой-
чивость прямол впейиой формы, прнаимая в общем случае форму
пространственно-изогнутой кривой
УСТОЙЧИВОСТЬ бурильной 8ВЛВПИЫ
Устойчивость при осевых екишиощих нагрузках
Осевая сжимающая нагрузка на долото осуществляете» частью
собственного веса утяжеленных труб, которые при этом могут под-
вергнуться продольному нагибу в результате потери устойчивости
прямой инейвой формы равновесия
В зависимости от степени податливости имжнего конца колонны
(опертый или защемленный конец) критическая нагрузка, при ко-
торой колонна потеряет устойчивость, определяется (в Н) из выра-
Масса труб (в кг), соответствующая притвческой вптрузке.
134
Выражение (4.1) распространяется на колонну дииной (8,8
м конолны. кг/м
—вес I м труб, Н/м
Для меньшик длвп Рта определяется из рве. 4 1 Для колонны
значительной длины (см. рис. 4.1) Рвр будет зависеть только от гра-
ничного условия на кижнеы конце и может практически принимать-
ся равным значению, приведенному в (4.1).
На изогнутом участке колонны образуется как сжатый, так и
растянутый участок. Длина сжатого участка соответствует осевой
сжимающей нагрузке
В том случае, когда растянутый участок отсутствует, искривле-
ние произойдет код дайствнем веса всей колонны. Для стержня с
нижним и верхним опертыми концами прнтнческая длина
(4.3)
По атой формула определяют наибольшую длину свечей Крита
ческие нагрузки, нривединиые выше, рассчитывались для колонны,
имеющей одинаковую жесткость (Е1) ио всей диаве
Если искользуются одновременно два размера утяжеленных труб
(например, 178X203), то критическая нагрузка будет зависеть от
соотношения ванн труб каждого размера и определяться дня опер-
того конца из рис. 4Л На оси ордонат указаны критические нагруз
кив безразмерных величинах П^Ргс! у1	на оси абсцисс от-
размтржи УЬГ (176X203)
135
ношение A=ifi Elifaig. Кривые построены для различных длин
УБТ, которые дины в безразмерных величинах K=lifl В приведен-
ных зависимостях: Рг$— критическая нагрузка, преложенная к
нижнему конну конолны, Н; qi — масса 1 ы нижней секции, кг/м,
I, — длина нижней секции, м. I— обща* длина УБТ, м, f/, —мо-
мент инерции площади сечения труб нижней секции, см4
Значению Х=0 соответстнует притическая взгруэка для колон-
ны, состоящей только из труб верхней секции. В зависимости от Л
Для двухразмерной конструкнли УБТ дляау нижней секции сле-
Устойчивость при кручении
Дли колонны с опертыми концами, сжатой (растянутой) сила-
ми собственного веса, крутящей помент, при котором колонна те-
ряет устойчивость прямолинейной формы, определяют (в Н-м) из
выражения
р ———• потеря устойчивости будет наблюдаться на дии-
ко xsimu, а остальная часть колонвы сохранит прямолинейную
форму ход действием собственного веса. Для труб, применяемых
при бурении, прнтичесхий момент при длине /тах превышает дейст-
вующие моменты, поэтому конолна н растянутой части на теряет
устойчивости под действием прутяшого момента.
Устойчивость при вращении
В процессе бурения вращающаяся бурильная колонна а отличие
от холостого вращения будет иметь как растянутый, так н сжатый
участии, на которые действуют центробежные силы.
Критическую частоту вращения колонны находят (в об/мин) на
выражевпя
±Р±	,
(4-5)
гдо Р — концевая сила, Н; I — длина колонны, м.
Знак алюс относится к растянутой части колонны, минус — к
сжатой При больших значениях т, соответствующих применяемым
в практике частотам врещевпя ротора, пренебрегать Жесткостью
136
сечения £1 нельзя При малых знвчеинд т и большой длине I мож-
Частота вращении, при которой произойдет потера устойчивости
на короткой участке между Суральными замками (/,), опрелахяет-
ся (в сб/мна) по формуле
(4 6)
(4.7)
В процессе бурения кри вращении полонии, потеряв устойчи-
ность, образует полуполны, длина которых опредслветси по форму-
ле Г М Саркисов4
гди £— модуль упругости, Н/мг, I — i---------___________.
q—масса I м трубы, кг/м; z— координата того места колонны,
где определяется длина полуполны (дня растянутой части эту ве-
личину нужно принимать положительной, для сжатой—отрица-
тельной, отсчитывать следует от плоскости раздела сжатой и рас-
тянутой частей), м; ы — угловая скорость, м/с’.
Устойчивость при воздействии бурового раствора
Потери устойчивости колонны возможна при спуске колонии с
обратным клапаном, установленным ннд долотом, когди q дня не-
которых размерив труб может быть меньше <]«.
Если фСфе, а	—д)Ц1—1«). то потерн устойчивости
не произойдет (<?,< — масса I м жидкости, емтеснеикой колонной,
кг/м; фв — масса | м жидкости внутри колонны; 1ц—расстовпиеот
устья снважвпы до уровня жидкости н колонне, ы).
тойчивости лрыысйдет при критической диине
(4 8)
гае т определяется при следующих значениях:
При отсутствии обратного плапана К> (ф„—Ф»)] колонна, по-
груженная в жидкость, устойчивость не теряет
(4.9)
1ST
Действие движущейся жидкости ив кононну отличается от рас-
смотренного ияинаня гидростатических сил, создаваемых весом
столба жидкости. Внешнее р„ и внутреннее р» избыточные устьевые
давлении не оказывают влнвння на устойчивость колонны, если зав-
ление нействует на замкнутую поверхность трубы.
При ныходе вз колонны жидкость не ограничивается замкнутой
полостью. В этом случае при определенных условиях колонаа мо-
жет потерять устойчивость, искривляясь я основном в нижней части
над дллотом. Критические значении перенада давления прн высо-
ко жидкости ив колонны определяют из выражении
(л)*р =
Для свободно подвешенной конолны при Л=2,55 происходят ио-
теря устойчивости с переходом в режим данжения; дня колонны,
опирающейся на забой, иотеря устойчивости произойдет при ft—
= 1.94 с лереходом к смежной форме равновесен.
Устойчивость в общем случае нагруженкл
Для общего случая нагружения критическая нагрузка от собст-
венного веса с учетом перепада давления и скорости движения бу-
рового раствора
Рто = (1.94-3.55)	«?-«_) в'-Д.Г.-Л.Д.р -
(F.e’+Fx*?),	(4.11)
где ч, — масса единицы длины трубы и масса жидкости, кг/м:
Д7,	— потерн давления жидкости на единице длины кононны н
трубах и кольцевом пространстве, Па/м. FH и Р„— площадь трубы
по наружному и внутреннему диаметрам, м’; р0—перепад давле-
ния н золоте, Па; Fo—площадь проходного отверстия. №. у*—
удеяьный вес жидкости, Н/м’; »«, о,— скорость жидкости в трубах
и кольцевом пространстве, м/с; Рк — алощадь кольцевого сече-
ния, м*
Критическаи частота прашеннд колонны дня общего случая не-
я _	± Р- P„ ± 0.5«lg) -1-,
Ре=РеЪ + «V» +	FK - (V, - й,) FJ -L + Jfc. (Fo-t-F« с£).
Длина полуволны изогнутой колонны при вращении (в м)
t = .£. j/oX* + )/о,25Л»+4^ 	(4.12)

Io— длнаа сжатой колонны, и; z—координата того места ко-
ловпы. где определяется длина полуволны (для растянутой части
значение z следует принимать положительным, для сжатой — отри-
иательным), м, р«, Рг — потери давления в колонне и затрубнпм
пространстве, Па; q — масса J м трубы, кг/к; уж — удельный вес
жидкости, Н/м?
С ростом скорости движения и давления бурового раствора дли-
на полуволны уменьшается.
Разность в ллинах полуполв, определенных но формулам (4 7)'
н (4 IS), увеличивается с приближением к устью скважины
Нагрузвп и напряжения
Растяжение и сжатие
Статические напряжения. В вертикальной скважине осевые на-
пряжения н колонне, подвешенной в жидкости, определяются (в
Н/м2) из выражения
S<С,+в> (l- -^-)+<?68 (у- —)
--------------Ц.	(4.13)
где <2, — масса УБТ, кг; Qu — масса бурнаьных труб в конолне, кг;
G — масса долота и забойвого иаигвтели, кг; fo—длина буриль-
ных труб (без УБТ), м; — расстояние от начала буральной ко-
коаны (без УБТ) до рассматриваемого сечения, м; у» — удельный
вес бурового раствора, Н/м’; -у — удельный вес материала труб.
Н/м3; F — площадь сечения труб, м2
Из (4.13) следует, что при IJleCyJy в нижней части буриль-
ной колонны будет сжатый участок. Наличие УБТ существенно
уменьшает сжимаииине напряжения в бурильных трубах.
Наибольшие растягивающие напряжения действуют у устья
(Ь—%). С достаточной дли практических расчетов точностью наи-
большие растягяваконне напряжения для колонны в вертикальной
скважине определяются (в Па) из выражений:
а) для колонны в подвешенном состоянии при отсутствии движе-
ния раствора
г _. (Q»-*-fe+O) 8<1—ужгу)
б) дня колонны в подвешенном состоянии в процессе движения
бурового раствора
(Qe-Kr+в) [l—7- (уж+ад-	rJe+Pn <Гл-Р,)+(Гг-Г,) Р.
о —---------------1---------------------------------------,
диине 1 к, Па/м; Гн — алощаль проходного квплла трубы, м*; рл —
перепад давления на турбобуре, Па; Гт — площадь канала вала
турбобура. мг. Го — площадь промывочных отверстий долота, м;
Ро — Перевил дивлении на долоте, Па
С учетом упрощении выражения (4 15) с,, определяется (в Па)
да выражения
гдо k — коэффициент, учитывающий влияние сел трения, сел со-
противления движению бурового раствора и сил иверции, принима-
емый 1,15.
Приближенно величина Ср может быть определена (в Па) п
формулы
где I — вся диина бурильной колонны; k„—коэффициент, учитыва-
ющий влияние бурильных замвпв и высаженных концов труб Для
стальных труб принимается fit 1,1
Если колонна состаплена на труб с разными материалами (лег
косплавные и ствпьнме). то (4.16) определяется по формуле (в Па)
где Ус — удельный вес стали, Н/м3; уа — удельный вес алюминие-
вого силана, Н/ы3; Q„ — масса труб из алюмвпиевых сплавов кг
Наибольшее сжимающее напряженке в подвешенной колонне
будет при отсутстнви перепада давлении в сечении 4=0 при усло-
вии (Qt+G) (I—	В процессе бурении часть веса ко-
лонны передается на забой, растягяваконие напражении уменьша-
ются, а сжимающие увеличиваются Тогда наибольшие сжимаю-
щие напраження (при условии соблюдения указанного выше нера-
венства) можно определить из выражения

где <2д — осевая нагрузка на долото, Н: а—коэффициент, учитыва-
ющий уменьшение эффекта облегчения веса бурильной колонны в
рвстворе при
обусловленкон силами трения и собственным весом колонэы на
прямолинейных наклонных участках скважины, Н, Рк—усилие,
обустовленное силами трения и собственным весом колопны на
участках увеличения или уменьшения угла наклона скважины, Н,
Pt—усилие, создаваемой в колонне утяжеленными бурндьныни
трубами и забойным двигателем на нижнем прямолинейном участке
F« = У, Qu g ft»/ Sin Oi
коэффициент тренкд труб о народу (р=0,15-~0,35); а,—угол на-
клона скважины на рассматриваемом участке (лля вертиклльного
X Аг Дох | +Х |?< gRi (sin«v«—sinar в)|,	(4.22)
гда чв — масса I м колонны на рассматриваемом участке, кг/м. Аг—

тяжении Коломны н конке рассматриваемого
В формуле (4 22) при уменьшении угла наклона скважнеы при-
нимают знак алюс, при увеличения—минус. В расчетах прпнима.
ются абсолютные заачення Д«г и слагаемые выражения (422);
₽. -= g (Qi + G) <Pn sin <4i + cos <„),	(4.24)
где ро, cn — коэффиидвит трения и угол наклона на иижием пря-
руют Салы сопротивления колонны для разных случаев рассмотре-
ны М. М Азексаадровым.
Если Ря, Р»> Л меньше собственного веса колонны на рассмат-
риваемых участках, то при расчете по формуле (4-20) сумма эта
принимается равной весу бурильной колонны.
Динамические напряжения В процессе торможения бурильной
колонны при спуско-подъемных операциях возникают инерционные
нагрузки, связанные с изменением скорости движения колонны
Наибольшие напряжения у устья скважины с учетом динамических
напряжений определяются из выражения
гдв ои-—статическое напряжение в подвешенной колонне, Па,
Ав—изменение скорости движения колонны, м/с2; а — скорость
звука в металле, м/с (для стали о=5000): Qr, — масса колонны бу-
рильных труб, кг; Q, — масса утяжеленных труб, кг В формуле
Если колонна движется со скоростью о и ускорением и>, то после
ее мгновенной остановки наибольшее напряжение
Кручение
Касательные напряжения действуют ко всей длине бурильной
колонны Неравномерная подача энергии и неравномерное ее по-
глощение колонной приводят к изменению крутящего моыента в
пронессе вращения, что, в свою очередь, влечет за собой ускореэне
в замедление вращения и, как следствие, возникновение колебаний
колонны На бурильную колонну передаются как статические, так
и переменные моменты.
Среднее значение крутящего момента определяется (в Н-м) из
выражения
(И = 9550
(4-26)
Мощность (в кВт), расходуемая на холостое вращение сталь-
ных труб в вертикальной скважине,
Л. = 13,5 10“8 /<₽«'*	у»,	(4.27)
где I — длина колонны, м; d — диаметр бурильных труб, м; D — диа-
метр скважины, к; п — частота вращенвн колонны, об/мин. у» —
удельный вес раствора, Н/м*.
Мощность (н кВт), расходуемая на вращение колонны на изо-
гнутом участки
Мощность (н кВт), расходуемая на разрушение породы [форму-
ла, предложенная фкрмой «Юз» (США)):
N;= 5. ИГ* си£>;-‘ <21'9,	(4.28)
где Сд — диаметр долота, мм, Q — осевая нагрузка на долото. кН;
с — коэффициент крепости пород (мягкие—7,8; средине —6,9;
твердые — 5.5).
Касательные напряжения в колонне (в Н/м2) рассчитываются
по формуле
где U’, — полярный момент сопротивления сечения трубы, к5.
Для ведущих труб касательные ::snpn.'se:::;s определяют с за„„-
сиыости от формы сечения труб. Для ведущих труб квадратного се-
чения наибольшие напряжении (в На) действуют на наружной по-
верхности трубы в середине ивллрата (формула Г. М. Саркисова и
Ю. А Амен-заде)
(4.30)
где г — радиус канала трубы, и; а—половина стороны квадрата,
и; Ми>— крутящий момент, Н м.
Динамические нагрузки возникают при закакнивании долота и
остановке копод бурильной колонны Приыерное значение динами-
ческого напряжения (в Н/м2)
где d — imawetp трубы, м; «> — угловая скорость.
Изгибающие напряжения возникают квн н вертикальной, так и
чинами, вызынанеипмя ее искривление, вращением колонны, сжа-
тием колонны усилием, превышающим критическое значение; ис-
кривлением ствола скважины, искривлением бурильной колонны
при бурении с плавучих средств, связанным с перемещением судна
и влиянием водной среды
В зависимости от условий работы бурнльнвя колонна может
вращаться вокруг собственной оси или вокруг оси скважины Ха-
рактер вращения определяется затрачиваемой при этом энергией.
А Изгибающие напряжения в вертикальной скважине рассчиты-
вают из выражений:
переменные напряженвн
o«=n’f/)/212W;
(4 32)
ИЗ
0„-&Elf/L*W клк o„=2ca.	(4.33)
Стрела прогиба колопны (в ы) в скважине f={D.,,— Ds}/2
Длина полуволны L определяется по формуле (4.7)
Б. Изгибающие напряжения при вращении колонны на искрив-
ленных участках
a. -EHRV.	(4-34)
где R — радиус искривления, V — осевоП момент сопротивления
опасного сечения Напряжения <ъ являются знакопеременными.
Если колонна не вращается, то изгибающие напряжения постоянны
о. т- EHRW.
(435)
(4.36)
Радиус искривления скважины
где б,, бг — углы наклона в начальной и конечной точках рассмат-
риваемого участка длиной I; ₽ — разность азимутальных углов в
тех же точках
Напряжение в трубах, подвешенные в к шновоя захвате
Осевая нагрузка (вес колонны), при которой напряжеемя в
трубе достигают предела текучести, определяется (в кН) нз ныра-
меноп (14]
Q„-QoC- ------.	(4М
' + 47tg(e + 1P)
где F — площадь сечения трубы, м2; о, — предел текучести мате-
риала трубы, МПа, Ар — средний диаметр труби, мм, I —длина
соприкосновения клина с трубой, мм; с — коэффициент, учитываю-
щий неравномерное распределение удельного дав.тепоя по окруж-
ности трубы
где Р — угол одвата трубы плашками одного клина, градус, m —
количество клиньев.
Формула (437) прныеннма при с^0.7 и
'	(4 39)
В табл. 4 1 приведены предельные нагрузки для бурильных колони, подве- шенных и клиновом захвате, полученные для а—9'27’45" {уклон 1 6). tg(a-f-gi) =0,4 и С— 1 В зависимости от ти- па захвата изменяются ве- личины с и 1. Коэффициенты запаса прочности	I j	« § •	9 Е |	=	
					
					=§§ § 8
				-	
				=	SSS88|!!|g
Коэффициенты запаса прочности при растяжения п=о,/аг приводятся в табл. 42 Для -колонны, подвешен- ной в плановом захвате' п><2,Д?.	(4.40) Для труб с ot<650 МПа наименьшее аначениеп=1,1. а для труб с а,^650 МПа Л-Г15. При совместном дейст- вии нормальных и касатель- ных напряжений п =	°’	(4.41) Т <ир +<>,»• + 3 т> Запас прочности для бу- рильной ко тонны, находя- щейся под действием как переменных, так и постоян- ных напряжений, определи ется из зависимости (фор-				•	gS8Sg RSSR2 ssztg 52-525
				-	I§§§§
				-	
				=	§§§!§
				S	§i?g| n§§2
				-	§§gi§ g|§§i
					§§§§§ gins
				-	
				=	§§gfg
мула А Е Сарояна) -ТГ1 •»	 "	д> !	<°->>« „т	'	ж (4 42)	| где (о-.|)а—предел вынос- j « лявостн трубы при снимет- e у ричиом анк.те изгиба (табл, g г 4-3); а, предел прочности; 5 £ Ор—напряжение растяже- й =					£&§§§ gg8®=
					s§*§i
	й				hjbjuic;»
	.1 ч				§ §

Коэффициент запаса прочности по формулам (442)—(4.45) дол-
жен бЫТЬ П^1.5.
Величины (о-|)д для труб, приведенные в табл. 4.3, получены
при натурных испытаниях.
Методияа расчет» колонн
Методика расчета утяжеленных труб
Диаметр УБТ определяют из условия обеспечения наибольшей
жесткости труб при изгибе с учетом конструкеди синажин и усло-
вий бурения Длину УБТ определяют в зависимости от нагрузки на
В габл 44 приводятся рекомендуемые соотношения диаметров
долог и УБТ согласно РД 39-2-4] I—80.
Жесткость наддолотного участка УБТ должна быть больше же-
сткости сеченвн обсадной колонны, вод которую ведется бурение. В
табл. 4.5 приводятся соотношения дваметров обсадных труб н каи-
ыеиьших диаметров УБТ, удовлетворяющих указанному условию.
Отношение диаметра Суральных труб, расположенных над УБТ,
к диаметру УБТ должно Сыть ^0,7. Если это отношение <0,7,
то комплект УБТ должен состоять из труб нескольких диаметров,
уменьшающихся в направле-
ния к бурильным трубам. При
этом диаметр первой стунеии
должен соответствовать табл.
4 5, а отношение дваметра по-
следующей стуленп к преды-
дущей должно быть й:0,8.
хм-эт»	МВТ		увт
139,7—146	114	269,8	229
	108		269
149.2 161		1 -*	295.3	246
	I*,		
165,1	ITT. Ml		
	121 1 -		
187.3 200	|ЧО		
	1,1		229
1” 7	I7H	'-..Ч *- в	233
— 4- И	140		254
>1 л 4	11 		
2S0.8	178		
Длина конплекта УБТ, состоящего из труб одного диаметра
= (1,2—1,25) S- ,	(4.46)
где Q — нагрузка ка долото, Н. <?□—масса I ы УБТ в растворе,
Общий вес комплекта УБТ, состоящего иэ труб разных днамет-
(41), на сжатом участке УБТ рекомендуется устанавливнть про-
межуточные опоры профильного сечения (см. гл. 2).
РечЛоные соединения УБТ должны быть свинчены с момента-
ми, приведенными в гл 5. Наиболее опасные напряжения дая
УБТ — знакопеременные изгибающие напряжения, определяемые
по формулам (4 32) и (4.34), или, выразив ₽=573/п0, где ац — ин-
тенсивность искривления на 10 к, получим условие прочности для
УБт
Так как Bz(c-i)b представляет собой предельный изгибающий
момент при натурных испытаниях, то условен прочности могут быть
внпйсаны в виде
(4.49)
Испытания по определению Л1щ»д проведены во ВНИИСТ
Расчет напряжений в УБТ следует проводить в качестве конт-
рольного при бурении на искривленных участках вли с большой ча
стотой вращения. Из (4.48) и (4 49) при известном опреде-
ляются (ссо)шпт, Дпи в Lmm
Методики расчета бурильных труб
В процессе расчета определяются либо напряжения в трубах,
либо дайны секций по допускаемым нагрузкам
Одноразмерная коюнна для вертикальной скважины Допуска-
(4.50)
где Q” — допускаемвя растягиванекая нагрузка на трубы, Н, рс—
перепда давления в забойном леигателе и долоте, Па; Q( — пре
дельная нагрузка на трубу, Н; F, — площадь поперечного сечения
Обща
=lo-Hi (*а — длвна УБТ и забойного дви-
Для одноразмерной многосекиноиной колонны, составленной из
труб разных толщин и групп прочности, длина первой (нажней)
1,Ю«№+0) ('-'Y’)-’’"
(4.51)
Длина второй секции (в н)
(4-52)
Длина и-й секции (в ы)
агру;
тде ft, в21. ..ft, — масса I к труб каждой секции, кг/м; Q',
для труб каждой сек-
Двухразмеряая многосекционная колонна, состоящая в верхней
части из труб большого диаметра. Длины секций I (нижней) сту-
пени двухраэыерной колонны определяют ио формулам (4.51)—
<4.53).
Длвны секций II (ве
жений
ступени определяют (в м) из иира-

(4.54)
(4.55)
тле m — число секций нижней ступени; Q" — допускаемая нагруз-
ка дан труб последней секции I ступени, Н; Qp+I , Q"”1" —допу-
скаемые нагрузки длн труб перной п второй секций II ступени, Н;
/л — разность площадей проходных сечений труб нижние секций
Л и 1 ступеней колонны, м5; qm+i, — масса I м труб первой и
второй секции 11 ступени, кг/и.

Напряжения в бурильной колонке двя вертикальной скважины
рассчитывают по формулам (4 16). (4.25). (4 32), (4.33)..
Для колонны в наклонно-направленной скважине напряжение в
каждой секани определяют по двум расчетным схеыим.
1. Секция находится под действием как веса расположенной
ниже част» колонны, так и сал сопротивленвн ее движению на
ниже части колонны (предполагается, что скважина вертикальная).
Расчет при бурении роторным способом
Расчет производят на статическую прочность в выносливость.
Для вертикальных скважин на выносливость рассчитывают
нижние секцкц колонны, расположенные над УБТ на длине —200 и.
Переменные и постоянные напряжения изгиба определяют по
формулам (4.32). (4.33) для сечения г-0, а коэффициент запаса
прочности — по формуле (4 43)
Для наклонно-направленных скважин расчет ни выносливость
проводят для всех труб, расположенных ниже начнла искривления.
Для нижней секции (г—0) напряжения определяют по формулам
(4 32)—(4.34), а коэффициент запаса — по формулам (443) н
(4.44). Для остальных секций напряжения определяют по (4.20)
при р—О и (4.34). а коэффициент запаса — по (4 44)
В местах искривления ствола скважины фактический коэффи-
циент запаса определяют по формуле (4.48), переменные напряже-
ния — по формуле (4.34), а постоянные ос — по (4.16) н (4 20)
Расчет на статическую прочность ведется на сопместное дейст-
вие нормальных и касательных напряжений
Одноразмерная колонна для вертикальной скважины Подобран-
ные трубы нажней секции рассчитывают на наружное дввлеике (не
иеиее 25 МПа). Длины (в м) одноразмерной многосекционной ко-
лонны из условия статической прочности
(457)

Q?’ = Q,/I.O4n. <Й” - <?^1Л4п вт. д..
где Qi. Qi— предельные нагрузки для труб, Н.
Двухразмерная няогосекционкая колонна, соскмщич в верхней
части из труб большого диаметра. Длины секцкп первой (нижней)
>5»
ЗвенЛопреднляют по формулам (4 56), (4.57). длины секций вто-
стуненн- по формулам (4.54). (4.55). при зтом
<й"' = «ЛИ». СГ+1‘-0^!/1.04л.
^’’“См-з/ЦМл-
Прн использовании кляионых захватов для спуско-подъемных
операолй прочность верхней трубы секции проверяют согласно вы-
------,(Р^С------< п.	(4 56)
<c«+w ('-yj*
Де Qo — предельная нагрузка, приведенная в табл. 4 1.
Резьбовые замковые соединения должны быть закреплены с
Особенности расчета бурильных колонн при бурении с плавучих
Буренвн скважины с алавучих средств связано с перемещения-
ми судна вод влиянием ветра, течений и других факторов В общем
случае судно может получить линейное и угловое перемещение от-
носительно оси скважины Судно может перемещаться в направле-
нии как горизонтальной, гак и вертикальной осн; поворот судна со-
вершается вокруг тел же осей Смещение судна относительно оси
скважина, поворот судва, а также непосредственно влияние воли и
течений на бурильную колонну приводят к возникновению в тру-
бах. находящихся в воде, изгибающих моментов (14J
Общая величина изгибающего момента
M = M, + Mt + M3.	(4-59)
гдв М, — момент от смещения судна (в горизонтальном направле-
нии); М3 — момент от плчкн (поворота) судна; Ms—момент от ко-
внречных сил волпсного напора н течений.
На рве. 4 3. схенатичко показано положение судна и бурильной
колонны до а после приложения указанных нагрузок Наиболее не-
тружены концевые участки колонны, расположенные у устья и дна
Общее напряжение в трубах с учетом изгнбающих моментов оп-
ределяют из выряженяя
(4.60)
Прн небольшой глубине акватория I и большой глубаие сква
жины L (KLI20) влиинием распределенной нагрузки веса колонны
на длине I можно пренебречь. Изгибающий момент (н Н- к) прн
)УР/£7>40 будет
1Ы
у устья	/
M^kVTTp (т-+в+^):<4-61»
= Ге7р(4
(4 62)
—вес колонны, ti (P=Q—
—0,5 Qe); I — глубина веды, м; А —
смешение судна от осн еляажины, м;
в—угол поворота судна, рад, р —
давление волн и теченвн на колон-
ку, Па. Q« —вес труб от устья сква-
жины по два акватория, Н; k—ко-
эффициент, зависящий от характера
закрепления колонны у устья
(0,75<fc<l).
Для общего случвя нагружение
расчет колонны приведен в (14].
Пример расчет!. Рассчитать бурильную
W 1> ввтерпал бурения 0—2000 м,
2> б^ряг под обсаллук» колонну дна-
= 140 об/мин. Р & 393J

долото Q^I25Vh,|
а и длину УБТ Диаметр определяется кон
омемдуемый дионетр УБТ 254 мн Так как
диаметров 254, 203 к 178 нм.
Q, = (1.2—1,25) -S. = (1.2—1.25) -1.”*0* = (15—15,6) 10» кг.
/-—16 м, Л-У м^гогдГ'общзя масса составит
(J, = 36-2964-18-192 + 9 156=- 15.3-10» кг.
Расчет вурплыал груб.^Для внжнен секция выбираем трубы с высажен-
ными внутрь концами по ГОСТ 631—75 размером 440x10 группы прочности Е.

Напряжения изгиба ифетелим no формула» (4.32), (4.33} для сечения г-0.
/ = _1,.Э9.у_|7.В=|28см;

Длина полуволны из (4.7) ори л=0
10 • Г 2 I Ю11 862 КГ1 14,86»
14.66 V	10» 36,8
= 12.3 ы.
^-°“М2 0..28ПГ» = ш, = 41
2 12» 193 ЦТ*
с„ =82.0 МП».
По табл 43 1С-,)Р=8О МПа. о,=732 МПа, тогда
чао топустимо.

Определим длину секции из расчета не ciawecxpo прочность по формуле
(4.60) лля оанорвзие|1Н<>Я колонны, состоицеЯ из труб 140x10 группы проч-
ности К.
глава s
ЭКСПЛУАТАЦИЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ
Сборка и комплектование бурильных труб
Все бурдаьные трубы сборной конструкции и их соединительные
элементы (замни и соединительные муфты), признанные годными
после внешнего осмотра, инструментального обмера основных раз-
меров н контрольной проверки качества нарезка резьб гладкими и
резьбовыми калибрами, подлежат свинчиванию с зенками.
Сборка труб с отсаженными внутрь и наружу концами типов К
и 2 по ГОСТ 631—75 производится в горячем состоянии в соогветст-

вин с действующей Инструкцией [3J, а труб с высаженнымн/вчутрь
и наружу концами н коническими стабзлнзируюшнми поясХамн (ти-
пы 3 н 4 по ГОСТ 631—75) — по специальной Инструкци/вНИИБТ
— РД 89-2-286—79 (8J	/
Для лучшего сопряжения соединяемых деталей (Типы 1 и 2 по
ГОСТ 631—75) необходимо производить селективный подбор зам-
ковых деталей (пли соединительных муфт) к трубам по фактнче-
На ионвя трубы с резьбой, ныеиоией натяг в преднлах плюсово-
го допуска (2,4—4,8 мм), иодбирают для наввнчивання замковую
деталь с резгбой, имеющей натяг в пределах минусового допуска
(В—5,6 мм), и, наоборот, на конец трубы с резьбой, имеющей ка
тяг s пределах минусового допуска (2.4—0 мы), навинчивают зам-
коную деталь с говншенимм натягом в предала к 8—10.4 мм. На
конец трубы с резьбой, имеющей номинальный натяг 2,4 мм, на-
винчивают замковую деталь с номинальным ватягом резьбы. Сле-
довательно, суммарные натяги при сборке труб типов I и 2 (ГОСТ
631—75) с замками ([ОСТ 5286—75) должны составлять 10.4мм
Прн подборе замков к трубам желательно тааже обратить вни-
мание на отклонения по конусности их резьб. При этом труба и за-
мок должны иметь однозначные отклонения со стороны большего
диаметра ковусов резьбы вли, наоборот, только со стороны меньше-
го диаметра конусов.
Конвы подобрадных детелей (грубы и замка) должны быть за-
маркированы одним и тем же знаком
Прочность и плотность соединения достигаются навинчиванием
вручную на трубу предварительно нагретой замковой детали. Бла-
годари тепловому расширению натретвн деталь замка может быть
наканчеиа пручную и доведена до заранее установленных отаеток
При сжатии трубы охлажденным замком создается возможность
без бозьшах усилий прн креплении создать напряженное состояние
в сопрягаемых деталях В этом случае заедания резьбы вн проис-
ходит Крепленпе зампов в горячем состоциин—наиболее совершен-
ный метод сборвн — получило широкое кримеиенвн в нефтепро-
мысловой практике.
Контроль процесса свинчивания допускается производить по
метке, нанесенной па трубу с помощью керна. На определенном
расстоянии от горца подготовляемого конца трубы в сторону ее
тела набивают метку, служащую в дальнейшем ориентиром для
осевого перемещения нагретой детали замка
Замковые детали рекомендуется нагревать с помощью специвль
ных установок пндукционного нагрева замков УИНЗ-1, разработан-
ных в АзПИПИаефтн (см. гл 24). Температуру в процессе иагреел
замков контролируют путем непосредственного измерения соответ-
ствующим прибором — термоэлектрическим пирометром, отсчета
времени нагрева прн постоянном режиме работы печи, при помощи
реле времени или другими способами, обеспечивающими необходи-
мую точность замера.
IM
С цё^ью повышения герметичности резьбу труб перед навкнчн-
Перед Свинчиванием извлеченной из печи нагретой детали зам-
ка резьбу ниппеля или муфты очищают от окалины Дли этого зам-
ковую деталь устанавливают вертикально трубным концом вниз, а
затем постукивают молотком ио наружной поверхности.
Нагретую деталь замка навввчннают на трубу по возможности
яавничивамни допускается легкое постукивание молотком по замку.
Соединение считается правильно закрепленным, если торец дета-
ли замка совпадает с предварительно поставленной меткой-ориен-
тиром влн перекрывает ее В тех случаях, пстдл торец детали зам
ка не дойдет по метки, соединение бракуется. Дополнительное до-
не допускается (процесс навинчивания приводится в гл. 24).
Для обеспеченья высокого качества крепнеиия резьбового сое-
динения рекомендуется процесс нагрева я пааиичнааивн замков на
трубы производить в закрытом помещении
При провелвннн работ по горячему креплению замкон необходи-
мо обесопчить услоакв техянвм безопасности, промышленной сани-
При качественной сборке буральных труб с замками проверка
герметичности опрессовкой не обязательна
Прочности и плотности соединения можно достичь и навинчива-
нием детали замка на бурильную трубу вручную с последующим
прнкупотехьным докреопюшем резьбового соединения Машквиыыи
влючаии с обеспечением необходимого крутящего момента В этом
случае прочность и плотность соедаквнин достигаются за счет де-
формации сопрягаемых поверхностей, получающейся вследствие
осевого перемещения одной летали по отношению к другой н при-
водящей, как правило, к заеданию и норче резьбы В настоящее
время этот способ почти полностью заменен описанным выше более
ления звяков в горячем состоянии
Все Суральные трубы, поступившие в трубное подразделение,
подготовляются к эксплуатации и на основании закаэа-заяакв бу-
ровых предприятий, согласованной с производственным объедине-
нием, собираются в комплекты, которые в последующем в значи-
тельной степени упростят их учет и отработку.
В комплект включаются бурильные вли утяжеленные бурильные
трубы одного тяпоразыера, одной группы прочности и. если это
возможно, одного завода-изпповнтеля. Запрещается разобщать
комплект В исключительных случаях разрешается дополнить его
новыми трубами того же типоразмера и такой же группы проч-
ности, что к трубы комплекта, аан трубами с более высокими ме-
ханическими показателями. Новые бурильные трубы мох:но вио-
дять в комплект на протяжении только Данного календарного го-
да; после окончвцня года пополнение комалекта новыми трубами
следует прекратить.
Состав комплекта по количеству буральных труб и длине не
ограничивается, а устанавливается буровым предприятием ,/Щк пра-
нн.то, исходя из проекте,их глубин скважин, прочностные характе-
ристик труб и удобства их учета. ,
Каждому комплекту бурильных труб присвачваетср'свой порци-
ковый номер, а всем трубам, вошедшим в комплект.леои порядко-
вые номера внутри комплекта. Бее трубы марквруются. Трубы ком-
плекта маркируют стальными алеймамп с внеотой цифр и букв не
более 26 мм с закругленными колтурами. Глубина мэрвнроакп на
теле трубы не должна превышать I мм
Ч.|ркнровку наносят на ниппельном конце труб сборной кол-
струкцш — на высаженной части на расстоянии 20—25 мм от нип-
пеля, труб с праваревными замалмн — иа хвостоипке ниппеля иа
расстояния 20—25 ым от конической части, утяжеленных труб —
на теле на ресстоянни 300—500 мы от упорного уступа; ведущих —
иа цилиндрической поверхности
Маркировка валючает- порцнконмй помер комплекта, тручпу
прочности и толщину стенки труб, последнюю цифру гола ввода
труби в эксплуатацию и порядковый помер трубы в комплекте
Пример маркировки бурильной трубы 20 t!0 2 4J Здесь 20 —
порядковый номер компневта, Г — группа прочности. 10—толшп
на стеяки; 2 — последняя цифра года ввода и эксплуатацию и 41 -
порядковый помер трубы в комплекте.
Составление комплекта оформляется специальным актом и к
этому акту прилагается опись труб комилекта. На кажный комплект
в двух экземвлярах составляется отдельный паспорт-журнвн. Один
внземплтр паспорт-журнала хранится в трубкой подразделении, а
лругой экземпляр иин выписка из него передаетси буровому масте-
ру, эксплуатирующему данный комплект труб Получение буровым
мастером документации иа комвлект подтверждается распиской по
спеппнльной форме
Подплюнленные и оформледные комплекты бурвльяых труб пе-
редаются буровым али нефтегазодобывающим препориятиям в со-
ответствии с действующим руководящим докуыентом
Перелеча комилекта труб предприятиям и приемка их обратно
в ремонт оформляются соответствующими актами
Формы упомянутых выше «Заказ-заяппи». «Акта иа составление
комплекта». «Описи труб комплекта», «Пасноргжурнала», «Вы-
писки из ласнорт-журнала», «Расписки в получении паснорт-жур-
нвла» и «Актов на передачу комилекта» приведены в руководящем
документе РД 39-1-456—80 [2].
Все бурильные трубы и замки к ним. утяжеленные бурильные
трубы и ведущие трубы, прошалшие контрольную Проверку и при-
знанные годными для эксалуэтацки, включают в действующий парк
бурильных труб трубного подразделения — трубной базы нефте-
преднрвмия. Пара буральных труб состоит из труб для выполне
ння основных работ (оборотных) и из труб ремонтного резерва для
выполнения вспомогательных работ (необоротных). К трубем дэя
выполнения основных работ относятся бурильные, утяжеленные и
ведущие трубы В состав ремонтного резерва включаются трубы
промывочные, дня разбуривания лементных пробок, ловильные, а
тааже трубы для спуска обсадных колона секциями и потайных ко-
Для обеспечения нормальных условий проводин скважины до
ввода се в бурение дли нее соедяется индивидуальный набор бу-
рильных труб, объединяющий в единую труппу все комплекты,
предназначенные для данной скважины и обеспечивающие успеш-
ную безаварийную ее проводку Набор буральных труб дли вы-
полнения основных работ двя каждой скважины закрепляют за ней
на все время от начала бурения и до сдачи скважины в экспнуата-
нню Набор бурильных труб для данной скаажнны полностью по-
дается на буровую до начала ввода ее в работу вли трубы из этого
набора подаются комплектами дня бурения каждого последующе-
го интервала. Наборы ремонтного резерва подаются на буровые
по мере надобности.
Для определения состава индивидуального набора, расчета ко-
личественного и качественного состава парка бурильных труб кля
основных и вспомогательных работ, в также для расчета потреб-
ности а бурильных трубах на замену изношенных и для пополнения
парка труб следует пользоваться руководящим документом
РД 39-2-448—80 £4].
Учет работы, начисление износа в списание бурильных труб
Комплектование бурильных, утяжеленных буральных и ведущих
труб по типоразмерам с оформлением на них отдельных паскорт-
журналов и эксплуатация их прн проводке определенных ковкрет-
ных скважин новполяют вести точный учет работы, а также поды-
тожить после списания всех труб величину полной отработки каж-
дого комплекта
В процессе эксплуатаидн комопекта буральных труб буровым
мастером в паспорт-журнпле регулярно отмечаются подробные све-
дения о работе комплекта труб.
Сведения об авариях с комплектом труб (в соответствии с акта-
ми об аварвях) вносятся в спецнвяьную форму совместно предста-
вителями бурового предприятия и трубного подразделаквя. Отпет-
да о видах профалактическнх работ и ремонтах комплекта труб в
трубном подраздаленви также вносит в спеповльные формы пред-
ставитель трубного подразделения.
Формы дая учета работы, аварий, профилактики к ремонта ком
плекта бурильных труб, предусмотренные паспорт-журиаком ком-
плекта, приведены в руководящем документе (2] Там же приведены
и формы паспорта и соответствующие формы учета работы, профи-
’актики н ремонта ведущей трубы
Для своевременного и качественного обеспечения буровых пред-
приятий трубами необходимых внпоразмеров, а также с целью пла-
нирования работы трубного подразделенвя в последнем ведется
учет, получения, наличие и расхода буральных труб и замков, леи-
is?
жения комплектов бурильных труб; нндов и объемов профилакти-
ческих и ремонтных работ с бурильными трубами.
С целью ежемесячного бухгалтерского учета затрат от проката
бурильных труб по статье «Расходы по эксплуатации инстру мента
при проводке скважин» начисляется условный износ в рублях иа
бурильные, утяжеленные бурильные, ведущие трубы и замко н за-
висимости от объема проходки в метрах Сумма услвнного износа,
подлежащего начислению иа все трубы ленного комвлекта, рас-
считывается с учетом коэффициента увеличения износа труб по
мере роста глубин скважин, определенного для каждого внтервала
глубины через 500 м, и прочих факторов Проводки скважины Зна-
чь ния этого коэффициента, нормы и расценки условного взноса
приведены в Прейскуранте порайонных расценок на строительство
нефтяных и газовых скважин (ППР) я в Справочнике укрупненных
сметный норм (ЭСН).
При достижении суммы начисленного па комплект условного
износа в рублях 70% от первоначальной стоимости труб н 90% от
стоимости замков, навинченных на трубы или приваренных к ним,
начисление условного нзпосл прекращается, а комплект труб про-
должает эксплуатироваться без начислевия износа до полной от-
браковки труб.
Бурвльные грубы списывают по фактическому их состоянию на
основании результатов осмотра, дефектосковин и ииструментвль-
Продольные иллмэы. адруохс
В зависимости от фактического износа в процессе эксплуатации
и изменения геометрических размеров трубы переведется во И н
И! классы
В табл 5 1 привоаетси степень износа и величины дефектов, при
достижении которых трубы переводят в следующий класс. На ос-
новании данных табл. 5.1 составлены прочностные характеристики
труб II n III классов (приложение 10}.
Степень износа замковой резьбы определяется либо по умень-
шению расстояния между упорным уступом нипвели и упорным
торцом муфты, либо по уменьшению числа оборотов, необходи-
мого для полного свинчивания бурильного замка
Для резьбы с шагом 6,35 мм (4нХ1") и колуеностыо 1/6 пре-
дельным яаляется расстояние между уступом и горном замковых
деталей, равное 25 мм. для резьбы с шогом 5.08 (5и < I") и конус-
ностью 1/4 —14.5 мм.
Предельные величены износа бурвльных замков по наружной
поверхности даются в табл 5.2 Первый класс соответствует ноти-
са замки отбраковываются
Списание бурильных труб оформляется спотеетствуюпим ак-
том, составленным сотрудниками бурового предприятия с участи-
ем представителя трубного подразделения и утвержденным руло-
водством бурового предприятия [3]

ЗШ 108. ЗШК-108
ЗШ-118. ЗШК-И8. ЗУК-120
3UJ-I3.1, ЗУК-133
ЗШ-14Л, ЗУК-146
ЗШ IT8. ЗУК 178
ЗШ-203
ЗУ-155, ЗУК 166
Дефектоскопия бурильным труб
При бурении нефтяных и газовых скиажлн могут происходить
аварии, связанные с полопной элементов бурвльной колонны Нан
более слабое место в бурильной колонне — резьбовые к сварные
соединения буральных труб с замками, по которым чаше всего
происходит колонки. Установлено, что разрушения труб нссят ус-
донну внакопеременных нагрузок.
таких дефектов, как завнлочные гр
ны, неметаллические налючения и другие нарушения сплошности
Методы дефектоскопии позволяют осуществлять проверку но
вых труб на участке Отделки вн трубопрокатных заводях, прн про-
филактическом контроле бывших в эксплуатации бурильных труб
на проверочном участке трубко-нкструментальных баз, а также
непосредственно нед устьем скважины при подъеме вли спуске бу-
Для осуществления дефектоскопического контроля труб и неф-
тяной промышленности разработаны руководящие документы, со-
держащие методивн контроля участков трубной резьбы, сваркого
шва и тела труб.
Инструкция «Неразрушающий контроль буральных труб-; пред
назначена для работников служб дефектоскопии буровых предпри-
ятий нефтяной промышленности Советского Союза и содержит ме-
тодики контроля участков трубной резьбы, сварного шва и тела
на ультразвуковом эхоныпульспом методе, при котором акустиче-
ский контакт создается шалевым способом, а в качестве контакт-
ной жидкости обычно используется вода Включение и подготовка
дефектоскова к работе производятся в соответствен с инструкци-
Для работников лаборатории неразрушаюшего контроля произ-
водственных иефтегазодобывааквих объединений предназначена
Методика ультразвуковой дефектоскопии зоны сварного шва бу-
ральных труб типа ТБПВ и классификация труб по результатам
контроля (РД 39-2-381—80) В ней приведены приемы и последо-
вательность дефектоскопии зоны сварного шва труб типа ТБЛВ с
развивающихся в галтели опорного уступа муфты, а также крите-
рии классификации п отбраковки труб по результатам контроля
сварного шва
Бурильные трубы с высаженными концами и нопическимя ста-
ло
3 и 4 (ГОСТ 631—75) в процессе
ществемчо в переходной зоне али н теле трубы. Поэтому их резь
бовые соединения обычно ле подвергаются дефектоскопическому
контролю Однако иногда из-за нарушения технологии прн сборке
труб с замками диаметрвльный натяг соединения не выдержива
ется Для устраненвн подобных случаев рекомендована методика
дефектоскопического контроля качества сборки бурвльных труб с
коническими стабвнизлрующнми поясками Давная методика
предусматривает косвенное определение с помощью дефектоскоии-
ческой аппаратуры фактического диаметрального натяга собран-
Для проверки качества буральных труб в промысловых усло-
виях применяется ряд конструкций дефектоскопической аппарату
ры и установок, краткие характеристики которых приводятся ниже.
ПерсЛшжная
типи ПКДУ-1
ноя дефектоскопическая установка
Установка ПКДУ-1 предназначена для проведении на буровой’
труб 73—147 мм, утяжеленных бурильных труб 108—203 мм и ве-
дущей бурильных труб со стороной квадрата 114—140 мм Кроме
того, установка позволяет измерять толщину стекой алюминиевых
н стальных бурильных труб диаметром 60 мм п более, и также сор-
тировать стальные бурильные трубы электромагнитным методом
Пульт контрокя, приборы и оборудование установки смонтиро-
ваны в кузопе типа СГК-3, установленном на шасси аетомобаля
ГАЗ-66.
Бурильные трубы на буровой контролируют с комощью вынос-
ных датчиков, соединенных с пультом контропя кабелями длиной
60 м. Установку обслуживают два оператора-лефектосковиста и во-
дитель машины.
Режим эксплуатации — трехсменный, профвлактвческие лере-
Усгчпояка ПКДУ-1 разработана Иь
кл» (г Бугу.тьша, ТАССР)
Установка для автоматичорованкой дефектоскопии
нарезные труб нефтяного сортимента ДИНА-1
Установка ДИНА-1 предназначена для неразрушаюшегс конт-
роля тела стальных, преимущественно насосно-компрессорных труб
магиитоиндукцнонным методом. Установка включает автоматизи-
рованную двухрядную линию контроля и оснащена устройствами
для подачи труб в зону контроля, вывода их из этой эоны а также
перемещения труб с лиани контроля на стеллаж.
ДИНА-1 обладает повышенной монтажеспособностью и легко
может быть смонтирована в цехах трубных подразделений, иуше-
ствляющих подготовку и ремонт труб для бурения скважин
Пульт управления установкой составлен из унифицированных
блоков.
Установка оснащена толщиномером с бесконтактным вводом
ультразвука БУНТ-1, устройствами «Гном-60-185» в комплекте с
дефектосзовами УД 10УА, предназначенными для дефектоскопии
концов труб, в том числе резьб.. С помощью этой установки можно
контролировать насосно-компрессорные трубы с гладкими н с вы-
саженными концами, бурильные трубы сборной конструкции и с
приваренными замками и обсадные трубы в сборе с муфтами При
этом выявляются объемные дефекты (неметаллические включения,
плены, закаты, точечная коррозия и т. д), а также ноперечно орп-
ентирозаннме но оси трубы дефекты |устдлостные трещины, риски
8600
380-220
SO
14 1O-*
900X660X850
25210X1280X1200
Процесс контроля записывается иа лейте самопишущего прибо-
ра. при обнаружении дефекта срабатывает световая сигнализация.
Установку обслуживают два дефектоскониста
Установка Дина-1 разработана БНИИТнефтью, серийное про-
изводство ее освоено заводом «Нефтеавтоматика» (г Бугульма,
ТАССР)
Передвижная компеексная дефектоскопическая лаборатория
ПКДЛ-2
контроля иа бурозых в районах с умеренным климатом высажен-
ных и резьбовых участков стальных бурильных труб дламетром
73—164 мм, алюминиевых бурваьных труб 73—170 мм, геояоспраз-
ведочных бурильных труб 50 нм и насосно-компрессорных труб 48,
89,102 и 114 мм.
С помощью установки ПКДЛ-2 может быть произведена дефек-
тоскопия труб типа ТБПВ диаметром 114—168 ми, ниппельной
части УБТ и переводников м других элементов бурового оборудова-
ния. Кроме того, с помощью этой установки можно измерять тол-
щину стемкн бурильной трубы
Лаборатория смонтирована в автомобиле УАЗ-452 с утеплен-
ным кузовом
Бурдльнме трубы на буровой проверяют с помощью выносных
датчиков, соединенных с лабораторией кабелями длиной 70 м Ус-
тановку обслуживают два оператора-дефектоскописта и одан ан-
женер или техник — руководитель работ. Тенпература воздуха при
эксплуатации изменяется от —40 до +45 °C.
Режим эксплуатации лаборатории — трехсменный, в профилак-
тические перерывы — не более 30 мня
Лаборатория ПКДЛ-2 разработана Понтавским отделением
УкрНИГРИ Министерства геологии УССР, а изготовляется Феодо-
сийским РМЗ НПО «Геотехника».
Установка гЗонд-1
се спуско-подъемных операций неразрушающего контроля выса-
женных п резьбовых участков стальных бурильных труб диаметром
73—140 мм. алюминиевых бурильных труб 73—147 мм, УБТ 108—
229 мм и ведущих бурильных труб со сторовой квадрата 112—
140 мм. Кроме того, с помощью этой установки измеряют толщину
стенок стальных к алюминиевых труб.
В состав установка входит ультразвуковой дефектоскоп
ДУК-66П и ультразвуковой толщиномер с цифровым индикатором.
Установка выполнена в переносном варианте и предназначена
для эксплуатации в труднодоступных нефтяных районах.
Трубы в буровой контролируют с помощью выносных хатчикои,
соединенных с пультом кабелями длиной 120 м
различных источников
Питание от аккумулятора КН ГК-11Д
нилря.-.ттвд. в
жхпгт- иые пределы нолебанян иаппяитенпП, В
800X800X260
1200X1Ю0ХЕ00
Установка разработана и изготовляется Ивано-Франковским
отделом БНИИТнефти.
Стационарная комплексная установка типа БУР-tM, БУР-2
Установка предназначена для дефектоскопии и толщпиометрни
ультразвуковыми методами стальных к алюминиевых труб в ста-
ционарных условиях трубной базы. Она состоит из двух частей-
электронно-акустической, в которую входят каретка с искателями,
электронаая стойка, устройства и дефектоскопы для контроля кон-
цов труб, и электромеханической, включающей стенд с приводами
для траиснортпровкп и вращения трубы, подъема и перемещения
кпреткк с пьем>пр>еобразователями, пульт управления электроые-
ханичесилй частью, электроспловой шкаф и узел водоснабжения.
С помощью установка можно выяанять конеречные, продоль-
ные я объемные дефекты в резьбовых концах и теле стальных и
алюминиевых бурильных труб диаметром 102 мм и более, с толщи-
ной стенлл 7—11 мм н длиной от 6 но 13 м. в также контролировать
толщину ах стенки.
В теле трубы выявляются дефекты, эквивалентные но своей от-
ражательной саособности риске лрамоугольного профиля протя-
женностью 50 мм, глубиной не менее 10% от толщины стенки труби.
Режим эксплуатации установил — трехсменный с профилакти-
ческими перерывами не более 30 мин. Установку обслужявлют три
операторе-дефектоскописта
Установки БУР-IM, БУР-2 разработали BHJIJIHK (Кишилев) и
ВНИИТнефтъ (Куйбышев) Электровную часть установки изготов-
ляет завод «Электрогочприбор» (Кишинев)
Устройства тиия сГном»
Устройство предстанлмет собой переносной механизм, обеспечи-
вающий постоянство ориентирования искателя но отношению к
контролируемой поверхности и акустический контакт прн илнтроле
цилицарических изделий разничных диаметров Оно предназначе-
но для работы с серпйно выпускаемыми ультразвуковыми дефекто-
скоиамн УД-10УА, ДУК-60 и ранее выпускавшим все УДМ-lM и
УДМ-3.
Устройство имеет три модифанацан: «Гном-60-185», «Гиом-60-
185В» и «Гном-60-185М». Здесь цифры 60-185 обозначают диапазон
контролируемых диаметров в миллиметрах.
Модификации «Гном-60-185В» предназначена для контроля зо-
вы сварного шва и участка галтельиого перехода муфтового конца
труб типа ТБПВ, стальных и алюминиевых труб сборной конструк-
ции, исследования тела бурильных труб на поперечные и объемные
дефекты, выявления участков труб с толщиной стенки ниже уста-
новленного предела Это устройство комплектуется сманиымн ис-
кателями с углами падения ультразвуковых колебаний (УЗК) 50
и 55", а также специальным искателен для контроля толщины. В
качестве коигакткой жидкости используется вода. Углы ввода УЗК
можно менять в лредилах I—10°.
Модификация «Гнои-60-185М» предназначена для выявления
объемных и поперечных дефектов палов турбобуров. Комплектует-
ся искателями с углами падении УЗК 47, 56 и 62’. В качестве кон-
тактной жидкости используется минеральное масло.
С помощью модификации «Гном-60-185» можно производить
все виды контроля, перечисленные для предыдущая модификаций.
Это устройство комплектуется искателями с углами падения УЗК
Все модификации устройства Имеют выдвижной указатель рас-
стоання от устройства ко какой-либо окоркой поверхности (торна
муфты, валика сварного шва и др ).
По спаннальиому заказу модификации устройства (за исключе-
нием «Гком-60-185М») могут комплектоваться искателем для ис-
следования дефектов говентироввнных вдоль осп трубы
Габариты, мм .	230X240X145
Масса, кг ... .	.......................^11.3
Устройства «Гном» разработано ВНИИТяефтью.
Ультразвуковой импульсный дефектоскоп типа ДУК-66
Предназначен для обнаружения дефектов, определения коорди-
нат их залегания и измерения толщины изделия Этот дефектоскоп
можно использовать в установках для автоматического и повуавто-
матцческого ультразвукового контроля как при контактном, так и
при иммерсионном методе контроля.
0.6: 1.2$; 2.60,6.Oft я IO.W
IBS
Mecca Cts чрняодаомюстсЛ кг
ПО. 127 и 220
50
<300
+5-+35
ВО
24.5
Дефе-сгоскоп тана ДУК-66 изготовляется заводом «Электроточ-
•фибор» (Кишиния)
Индукционный полупроводниковый дефектоскоп типа ППД-tMi
Прибор предназначен для выявления усталостных транши я
других несилошностей в поверхностных слоях изделий немагнитных
и магнитных металлов электропроводностью 0,5—40,0 м/(Ом-км:).
Изготовляется заводом «Электроточприбор» (Кишинев)
Ультразвуковой импульсный бесконтактный толщиномер
типа БУИТ-1
Предназначен для измерения толщины стенок стальных и алю-
миниевых буральных труб, а также стальных обсаияых и насосно-
нлмпресеорных труб при одностороннем доступе. Толщиномер мо-
жет работать как автономно при ручном контроле труб, тия и в
комплекте с передвижными и стацноварными установками для не-
разрушающего контроля.
При контроле толщин стенок труб не требуется предварительная
очистка поверхностей от краски и ржавчины, так как прибор имеет
хатчик с бесконтактным вводом ультразвука, что позволяет в от-
зпчие от другил ультразвуковых толщиномеров эксплуатировать
его без првыенения контактных жидкостей В основу толщиномера
коложе.чз измерение промежутка времени между выпу.зьсамп ульт-
развуковых колебаний, отраженных от наружной и внутренней по-
верхностей стенок контронирусмой трубы.
Конструктивно толщиномер БУИТ-1 выполнен в виде перенос-
ного прибора с вертикальной передней паявлью, на которой уста
новтекы органы управление и индикаторный стрелочный прибор,
шкала которого проградуирована в миллиметрах Отдельным узлом
166
толщиномера является выносной датчик, позволяющий произво-
дить замеры на расстоянии до 1,5 м от прибора. Датчик имеет
амортизированный направляющий цилиндр для ориентирования
вдоль направляющей контролируемой трубы, катушку подкагиичи-
ванаи и плоскую катушку преобразователя.
напряжение В
Габариты, и»
41ВХ275Х176
=«80
Прпбор разработан ВНИИТнефтью н изготовляется заводом
«Нсфтеавтоматана» (г. Бугульма, ТАССР)
Ультразвуковые импульсные толщиномеры типа «Кварц»
ВНИИНКом разработаны толщиномеры «Кварц» Заводом
«Электроточпрнбор» (Кишинев) серийно изготовляется толщино-
мер ультразвуковой импульсный переносный типа «Кварц 15» Этот
прпбор предназначен для определения толщин стенок магистраль-
ных трубопроводов, металлических резервуаров и других гегаили-
ческих конструкций при одностороннем доступе без дополнитель-
ной чист .и поверхности в месте контроля Он позволяет измерять
толщины стенок от 2 ко 50 мм При проверке труб на буровых по-
казания попбора записываются и одновременно показываются. Прн
обнаружении уменьшения толщины стенки трубы ниже новустпыой
действует также сигнализация
Опыт работы но контролю качества труб за рубежом представ-
ляет интерес, поскольку в ряде стран, например но Франции, тех-
ника контроля труб развивается несколько иными путями, чем в
СССР. Если в иефтякой н газовой промышленности нашей страны
преимущественное развитие полумиля методы ультразвукового кон-
троля, а другие методы имеют вспомогательное значение, то во
Францаи превалирующими являются магнитные и индукционные
методы, а ультразвуковая дефектоскопия используется в несколько
меньвшй стелеан.
Проверку состояния внутренней поверхности труб осуществля-
ют с помощью эндоскопов Эндоскопы, выпускаемые французской
фирмой «Бодзон», представляют собой оптический прибор с освети-
телем II позволяют визуально проверять внутреннюю поверхность
труб диаметром от 40 до 600 мм и длиной до 12 м Установив вмес-
то окулатора эндоскопа фотокамеру, можно сфотографировать об-
наруженный дефект трубы Довольно широкое распространение при
167
ьонтроле внутренней поверхности труб получила телеэндоскопип —
ва экране прибора но участкам но мере продвижения эидоскоиа
дается изображение внутренней поверхности трубы со всеми дефек-
Для выявления скрытых несплошностей широко применяются
методы магнитной н индукционной дефектоскопии труб, основая-
вме на взаимодействии между характеристикой дефекта и напря-
женностью магнитного поля утечки
Тилнспортнрование труб, погрузочно-разгрузочные работы
Несоблюдение правил транспортирования труб и погрузочпо-
разгрузочных работ может привести к образованию дефектов ил
их поверхности, а также к наруюеиию герметичности резьбовых
соединений труба — замок
Погрузочно-разгрузочные работы. В трубные базы бурильные
трубы поступают с трубопроватных заводов али снабжающих ор-
ганизаций железнодорожным транспортом, а при отсутстинп подъ-
ездных железнодорожных путей — трубовозами Если база распо-
ложена на берегу реки или в море, то трубы подвозятся на крапо-
вых судах или кнржнмах.
С трубных баз ха буровые, в зависимости от их расподожеиля
н времени года, трубы поставляются автомобильным и полным
транспортом, тракторной тягой на спецаальных санях или тележ-
ках првиепах.
Разгрузка труб из атонов. Железнодорожным транспортом тру-
бы поступают в полувагонах или на алатформах. Разгружаются
оян на прирельсовые стеллажи при помощи башенных или козло-
вых кранов. Трубы из железнодорожного госта па следует разгру-
жать через один вагон или вести работы по обе стороны пути о
шахматном порядке. Разгрузку разрешается выполнять только спе
цпаль.чо обученной бригаде под руководством ответственного лица
Ос»б.> опасен для нарушения качества треб идти самих цепи ми-
гелей момент открывания люков полувагонов, бортов платформ и
снятия стоек, если трубы были уложены без прокладок В этих слу
чаях и ут произойти развал всего штабеля и скатывание труб
павниой вниз.
Разгруженнме трубы укладывают ха прирельсовые сталлажи,
расположенные ив высоте не менее 300 ым от уровал земли и име-
ющие горизонтальную опорную поверхность во избежание само-
произвольного перекатывания труб Высота штабеля не должна
превышать 2,8 м при длине его не менее пятикратной высоты Меж-
ду каждым рядом труб укладывают прочные деревянные проклад-
ЛИ толщикой не менее 35—40 мм с набитыми на концы планками,
предохраняющими трубы от раскатывания
Разгрузка труб с трубовозое Разгрузка на прииеховые стелла-
жи, а также погрузка со стеллажей пронзподется имеющимися гру-
зоподъемными механизмами или при номощн специальных накатов
Прн этом порядок погрузочно-разгрузочных работ и нормы скла-
дарования труб иа стеллажах ие отличаются от описанных выше.
При накатывании труб на стеллажи вручную высота штабеля ве
должна превышать 1,5 м.
Во избежание порчк труб и исключения несчастных случаев
работы но погрузке и разгрузке труб выполняют только члены тя-
явлажной бригады, хорошо знакомые с правилами безопасного ве-
дения работ.
Бригаду грузчиков, обслуживающую механнзвровалный трубо-
воз, комплектуют ив двух человек. При обслуживания немеханизи-
рованного трубовоза бригада состоит из трех илн четыред человек.
Работой бригады руководит бригадир, ответственный эа соблюде-
ние правил погрузочпо-разгрузочных работ.
При погрузке труб на трубонов бригадир обязан выбрать, каки-
ми концами (муфтовыми или ниппельными) следует укаадывать их
не передние коник с тем, чтобы иа буровой их удобно было разгру-
жать на мостки муфтовыми копилки к фонарю вышки
Погрузочно-разгрузочные работы предпочтительно выполнять в
дневное время При необходимости производить работы в затемиен-
нов время суток или ночью площадка производства работ должна
быть хорошо освещена
В процессе перемещения труб подъемными средстввыи в гори-
зонтальном положен в и стропальщик должен сопровождать груз
и следить, чтобы он был поднят на высоту не менее чем на 0,5 м
выше встречаанннхся на пути предметов Строналыцнк может не
сопровождать груз, если весь путь его движения хорошо виден с
места его нвхожделея
Для разгрузхк труб с трубовозов и погрузия ах, укладки в юта-
бели на мостках бурпвой, затаскивания с мостков в буровую, вы-
таскивваня на мостки и выполнения других подъемио-травспорт-
нык олерацин на буровых используют консольные поворотные кра-
ны и безопасные накаты.
При отсутствии стационарных крапов нагрузку и разгрузку про-
изводят либо передвижными стреловыми пранами, смонтирован
иыми ке автомобиле илн тракторах, либо вручную при помощи
безопасных пакетов.
Транспорты? р1£оты. Трубы на операционной площадке труб-
ной базы и между отделениями цеха транспортируют прн помощи
универсальных подъемно-транспортных средств, рольгангов и ме-
ханизированных стеллажей, предназначенных для веремещеаия
труб иа небольшие расстоиявл Для перевозка труб на большие
расстояния используются трубовозы различных конструкций Нан-
топлнемых и других труднодоступных районах, где отсутствуют
автомобильные дороги, широко используются различные виды тран-
спорта высокой проходимости: тягачи, транспортеры, тракторы-
болотники, автомобили-вездеходы.
Трубы на трубовозы укладывают высотой ие более 3,8 м от
уровня земли и ивдежно закрепляют. Прн наличии на проезжей ча-
в 3«< «I	169
сти дороги указаний, ограничивающих высоту алн общую массу
трубовозов, трубы следует грузить, руководствуясь этими указа-
ниями Погрузочная высота прицепа должна быть на одном уров-
не с полом кузова автомобиля
Погрузку труб на трубовозы производят так, чтобы оставался
зазор между задней стенкой кабины д грузом, при этом прицеп
должен свободно поворачиваться по отношению к тягачу на угол
80° в каждую сторону Для того чтобы в момакт торможения или
движения под уклон трубы ие двигались на кабину, ах нужно рас-
полагать на тягаче вывш, чем нв прицепе, на величину, примерно
равную деЛпрмадии (осадке) рессор от грузз Кабину автсмобиля
с задней стороны необходимо защитить стальным щитом толщиной
8—10 мм для предохранения ее от разрушения в случае продоль-
ного перемещения труб
Погрузка на трубовозы и перевозка труб не должны приводить
ь их деформаций. При укладке труб на двух онорах размешать их
желательно так, чтобы прогиб от собственного веса в середине
трубы и нв ее концевых участках был одинаков. Если пренебречь
весом соединительных деталей, этому условию будет удовлетворять
соотношение
/ = 0,574!..
где /—расстояние между опорами, на которых покоится труба.
L — общая длаиа трубы
Конны труб при транспортировании ле должны выступать за
габариты транспортных средств более чем на 2 м.
Венупгне трубы перевозятся в ечехлах» из отбракованных об-
садных труб во избежание изгиба. При перевоз: е полным тран.
спортом ведущие трубы должны укладываться несогредствеяно на
палубу или не менее чем на три деревянные прокладки.
Замки для буральных труб перевозятся в свинченном состоя-
нии При выгрузке замия должны скатываться по специальному
желобу или сбрвсызаться на мягкий подстилочный слой (доски,
оналки, песок).
Гвдрокспытание труб
Бурильные трубы ла трубопрокатных заводах гидраилическпм
испытаниям не подвергаются. Некоторые трубные базы подвергают
гидранличеслвы испытаниям бурильные трубы, бывшие в эксплуа-
тации, если герметичность ах резьбовых соединений с замками
вызывает сомнения
Для предупрежденал осложнений н аварий с бурильной колон-
ной бурильные трубы верподнческк подвергают дефектоскопиче-
ской проверке в процессе бурения С атой же целью некоторые бу-
ровые предприятия в дополнение к дефектоскопическому контролю
испытывают трубы внутренним гциростатическнм лев.тением непо-
средственно на буровых Обычно гпдронспытанию подвергаются
скечи в процессе спуско-подъемных операций
170
глинистого раствора я др., то
ровые насосы. Обычно эти хаилияия
евышвют 30 МПа.
годными.
разработанная
Арматура для оврессовки бурильных труб на буроной состоот
из трех основных узлов пьедестальной муфты /, сменной соединя-
В средней частя муфты вваривается патрубок 3 для присоединения
буровой
В ззвпспмости от размера испытуемых труб в пьедестальную
муфту ввинчивается сменная соединительная головка II соответст-
Со'.динительпоя гомвка состоит из переводника 4, в который
влеиченз и приварена направляющая труба 5. На хаправляюигую
трубу свободно насажена закрепительная муфта 6. которая наилн-
чивается на ннпявль испытуемой бурильной свечи Резиновая про
кладка 7 служит для герметизации свечи снизу. Сверху труба гер-
метизируется при помощи овресссвочиой тиловки III, которая ввпи
чивается я муфту испытуемой свечи.
ченной замковой резьбой В нижней части корпуса вмонтировано
седло клапана 1 с клапаном тарельчатого типа 2 для спуска воеку-
ха. вытесняемого по мере заполнения свечи текаической водой
Снаружи на корпус устананлнвается стопорное устройство 3, рабо-
тающее по прпнцапу обгопной муфты. Стопорное устройство состо-
ит из обоймы с шарнирными рычагами, трех роликов 4, находящих-
ся в ы.чкоиидны» пазах обоймы, и шести пружин с толкателями
В корпус 6 вставляется шток 7 с пружиной 5 Пружаиа штока под-
жимается гайкой В верхней части корпуса навинчена и зафиксиро-
вана головка-колпак 8. На верхнем конце штока 7 имеется стаалн
9, который вместе с корпусом врашается на пальце 10 при отвин-
чивании бурильной свечи

олрессовочной головкой и с элеватором на штропах подается вякз.
Элеватор надевается на поднимаемую из скважины трубу, и опрес-
совочная головка вручную ввинчивается в муфту трубы. Перед
ввинчиванием головки рычаги обоймы поднимаются в вертикаль-
ное положение. После навинчивания Головин рычаги сразу же ус-
танааливаются в горизонтальное положение Затем бурильные тру-
бы поднимают на длину едкой свечи и свечу отвинчивают обычным
способом. При отнянчнвании свечи корпус онреесоеочиой головки
вращается вместе со свечой, при этом стопорное устройств ня пре-
пятствует вращению головки, так как ролики отходят в широкую
часть илиновцаных лазов
Отвинченную бурильную свечу торцом илппеля уставаиливают
на резиновую прокладку упорного торца направляющей трубы оп-
рессовочной головки (см рис. 5.1). Закрепительная муфта навин-
чивается на ниппель свечи. По установленному сигналу включает-
ся аргегат, вода заполняет свечу и вытесняет воздух через отры-
тый кланаи головки Когда уровень воды дойдет до каапана, он
под давлением воды закрывается и удерживеется в закрытом по-
ложении в течение всего времени испытания свечи, т. е. 15—30 с.
В герметичности испытуемой свечи убеждаются по постоявстау
даванния в системе В случае негерметичности свечи страиливают
давление до нуля и визуальным осмотром определяют место
утечки
По окончании испытанак отрывают пран на агрегате и слива-
ют отработанную поду. За вреыв опорожнения свечи рабочий от-
винчивает закрепительную муфту. После этого свеча приподнима-
ется я ниппелем устанавлявлется на шайбу предохранительного
вкладыша, предварительно вставленного в муфту очередной тру-
бы, садавшй ил роторо в клиньях. Далее бурильную свечу, уста-
новленную в предохранительный вкладыш, врашают ключом АКБ
по часовой стрелке. Испытание свечой в буровой производится с
разрешения Госгортехнадзора.
Крепление труб в буровых
Надежность бурильной колонны в значительной степени овреде-
ляется прочностью и герметичностью резьбовых соединений Со-
блюдение этих условий в буровых в основном зависит от момента
затяжки замкового соединения и применения надлежащей смазки.
Момент затяжки замкового соединения бурильных труб следует
рассчитывать из условия нераскрытая стыка соединения (упорного
торна муфты и уступа ииппалн замиа) от осевых растягивающих
нагрузок в верхней части колонны н изгибающего момента в ниж-
Момент затяжки овределяют ко формуле
M. = Q.[4	+ +	+	(5.1>
173
где С»— усилие затяжки, кН; dc — диаметр сечения, расположен-
ного ня расстоянии 1/3 длины ниппеля, считая от большего Лоа Пет-
ра, м, Dtl, — средний диаметр площади контакта уворного торца
муфты п уступа нпппеха, м; у,— угол подъема резьбы, у— угол
трения, прлеимаемый рааиым 7°; Л1» — момент, необходимый для
свинчивания замха на явлнчнну натяга резьбы, кН м
Наибольшее усилие затяжка для бурильного замка труб, рас-
поло,жениого у устья скважины, рассчитывается (в кН) нз условия
нераскрытпя стыка от осевых растягивающих нагрузок из выра-
жения [14]
<2. = 1,1 (2- Ю’р/а + ц, Р^.	(5 2)
где р — давление в коионне, МПа; Г, — площадь соприкосновения
уступ® ниппеля и торца муфты, ms; — максимальный допусти
мый вес колонны у устья скважины, кН: «o=f'2/(f'i+fs) Здесь
F, —площадь сечения ниппеля по первому полному витку, находя
шемуся в сопряжении; Fa — площадь упорного торца муфты.
Предельная допускаемая осевая нагрузка (в кН) определится
из выражения
(5.3)
где Q„ — осевая нагрузи® на ниппель, соответствующая пределу
коэффициент запаса прочности, равный 1.5:
(5 4)
где Ь — толшвна стенки нипявля но виадлне первого витка, нахо-
дящегося в сопряжении, мм; D1T —средний дааметр сечения в пло-
скости замера толщины стенкн мм: п, — предел текучести, МПа;
I — длина сопряжения резьбы, мм. ₽ — угол между опорной поверх-
ностью резьбы и осью соединения, »)—/>/ (ЬтС) (с — то-шиша
стенки за плоскостью первого витка, находящегося в сопряжении)
Б табл. 5.3 приводятся рекомендуемые усилия затяжки мо
менты затяжки ззмкоэого соединения бурильных труб М и довус-
Приведенные в табл 53 моиахты затяжки создают в замке на-
пряжение в пределах (0,3—0,4)vT.
Моменты зтц не только исключают раскрытие стыка и обеспе-
чивают герметичность, но и повышают усталостную прочность со-
единения Моменты затяжки по табл 53 могут быть Увеличены на
«=15<Л.
Момент затяжки для соединений УБТ. работающих при перемен-
ном изгибе. овределвтся, с одной стороны, из условия иераскрытия
стыка под влиянием изгибающего момента, а с другой — из усло-
пля обеспечения наибольшей усталостной прочносгн
3UI-I7S. 3UIK 178
3111-203
ЗУК 108
ЗУ 103 ЗУК 120
ЗУ Ий, ЗУК-146
ЗУ 155. ЗУК-155
ЗУ 185_________
Ч-.|
1880
880
Г/ "
1
480
ксот
щи
29000
115
200
275
11(1
140
200
224
(/.
К7
145
К-
200
500
880
250
1. ?5

ЙО
7 "О
1090
37000
Первое условие достигается, если
Q, >.75-КГ® я (ГР —Д’) (100 "ТЛ +2₽) •
где С»—усилие затяжки, кН, D — наружный диаметр замка, см;
/I — диаметр расточки в плоскости укорного торца муфты, см, / —
стрела прогиба колонны, см; L — длина полуволны пмгиутой ко-
лонны, м. р — давление раствора, МПа
Для обеспечении наибольшей усталостной прочности усилие за-
тяжки УБТ, но экспериментальным данным ВКИНЕТ, должво
<?. = (0.3—0.4)о,.
В таби. 5.4 приводятся значения Q„ соответствующие прелету
текучести для овасного сечения кеннеля Q„ в для двух сечений
муфты УБТ (в плоскости пирного полного витка, находявшгося в
сопряжении, QK и но расточке муфты ) [16]
Как видно из табл 5 4, для труб диаметрами 108, J14. 133, 146.
219, 229, 245 мы слабое звено при затяжке — ниппель, дтя труб
диаметрами 121, 159, |78, 203, 254 мм —муфта. Поэтому опти-
мальное усилие затяжки для изрэой группы должно ояреде тяться
исходя из прочности аанявля, а для второй группы — из прочности
муфты, т е. по минимальному значению Qmin
В табл 5.5 приведены рекомендуемые момеаты затяжки, полу-
ченные из условия, что усилие затяжки <?,= (ОД—0,4)Qmm Мень-
шее значение принято для труб больших диаметров. Для углеро-
дистой стали с о,=450 МПа усилие затяжки пркаято равным
(0,35-0,45) Qmln.
Момент затяжкя допускается увеличить на 20%. Момент за-
тяжки контролируется моментомером
(5-5)
Уся.тая Q„, О, (в кВ) длв УБТ (предел пяучесп л,—450 МПа)
106X45
114X45
121X60
183X60
146; /
'
128X90
200X100
219X1Ю
,, ...
245X136
264X100
1220
-
1240
5SS0
6790
Я 30
6170
7400
3880
6260
1
5260
7850
«..МП.	я«ч,р УВТ. мм					
	IWX4S	П4Х44	I2IXS»	l»XW	н«хи	
650 450	КЯ5Л	7080 6100		13000 10300	Н№Л	1В7ПО
Продолжение гад л 5.5						
	’«члр VBT. к.					
	СЗхИ	ВПХ1М	sitxiia		гкх1К	ВВД100
650 400	24500 19500	я	3	=	55000	61800
лежащую смазку, так как ова в аначительной стеиеии влияет нл давления и высокую температуру на поверхности резьбы при свих- чиванни замков (особенно в начаке свинчивания), уплотнять вл- коры в резьбе, легко наноситься ив резьбу, сохраняться ах поверх, костях резьбы длительное вромя, Йспользоваане для этих целей солидола, машинного масла, мазута воспрещается. Указанным требованиям отвечают смазки, содержащие металлическве компо- ненты (свинец, цинк, алюминий и др.). Новые (иепрпработаниые) резьбовые соединения рекомендует- ся тщательно смазывать смазкой, содержащей до 80% метаилнче. скнх наполнителей (цинка, свинца, сернистого молибдена) и свин- це						
ениять с ограниченной скоростью, что позволяет исключить заеда-
ние резьбы.
ВНИИГазом и заводом им. Шаумиха разработаны смазки Р-113
и Р-416 (ТУ 38-161-708—78), выпускаемые заводом км Шаумяна.
Уплотнительная смазка Р-113 предназначена для реэьбоных
соединений деталей бурильвой колонны (бурмльвых замков, утя-
желенных бурильных труб, переводником забойных двигателей и
др.), подвергающихся частомуразъедивению и используемых при
бурении с температурами до 200 "С и при высоких удельных давле-
Приблизительное соотношение массовых долей комноаектов
смазок (%).
По сравнению с применявшимися для этой цели смесями соли-
дола или машинного масла с графитовым коротком или смазной
УСсА (ГОСТ 3333—80) смазка Р-113облвдает высокими противо-
задирными, антифрикционными и протиновзкосными свойствами,
повышенной уплотнительной способностью, а также морозо-нтем-
пературостойкостью
Для соединений утяжеленных бурильных труб, замков буриль-
ных труб при более низких температурах (до 100°С) рекомендует-
ся применять смазку Р-416, отличающуюся от Р-113 составом жи-
ровой основы
АВАРИИ С БУРИЛЬНОЙ КОЛОННОЙ И МЕРЫ БОРЬБЫ С НИМИ
Анилиз аварий с трубами показывает, что аварии в основном
происходят в результате разрушений труб, связанных с воздейст-
вием переменных нагрузок переменных изгибающих напряжений,
крутильных уларов, пронольиых, пнкаречных коиебзннй и др
Крутильный удар набаюдается при работе долотом режущего
типа, при быстром увелнчеиан нагрузки, при переходе долота из
мягкой породы в крепкую и при некоторых других условали
Переменный изгиб свизан С аращением бурильвой колонии. Ко-
лебания в значительной стенияи зависит от уравновешенности эле-
ментов бурильной колонны, однородности разбуриваемой породы,
пульсакаи промывочной жидкости и др.
Аилрни происходят также в результате размыва и значитель-
ного износа резьбовых соединений
Слом труб но утолщенному месту
Поломка бурильных труб происходит обычно но первому витку
резьбы, находящемуся в сопряжения с бурильным замком, в на-
правлении, перпендикулярном к оси трубы, и аоснт устаностиый
лерактер.

Перемеакме нагрузки вызывают развитие усталостных трещин
с последующим разрушением трубы. Условиями, способствующими
возникновению и развитию трещин усталости, являются различные
дефекты материала (расслоения, структурная неьшюрьпность),
резкие переходы иа теле трубы (нарезка, заихлы, риски и др.).
Целостность утолщенного конца трубы нарушается также в
других сечениях, раскоиоженпых на различных участках резьбы
Поломка в утолщенном месте в основном объясняется влиянием
нарезки, являющейся местом концентрации напряжений. Разруше-
ние труб но высаженному концу состаилеет около колоаины всех
аварий с трубами.
В резьбовом соединении ведущей трубы с переводником наибо-
лее часто подвергается поломня коней трубы но первому знтку
Переменные нагрузки в сочетании с концентрацией напряжения но
впадаиах резьбы обусловливают усталостный характер сломов
Разрушению способствуют также неравномерный характер распре-
деления нагрузки но резьбе, огалоиеиия элементов резьбы.
Для предотвращения подобных поломок необходимо повысить
усталостную характеристику труб и улучшить условия нл эксплуа-
тации К мероприятиям этого рода относятся следующие:
1)	применение бурильных труб с приваренными соединитель-
ными воинами (ТБПВ),
2)	использовакее соединений труб с бурильным замком, уыень-
тающих переменные нагрузки, действующие на резьбу, например
труб с блокирующими (стабилизирующими) поясками—ТБНК,
3)	призарка бурильных замков к трубам стандартной конст-
рукции;
4)	использование иля труб материалов с высокими показателя-
ми предела выносливости;
5)	уменьшение искривления ствола скважины, борьба с кавер-
иообразованием, что ограимчияает переменные напряжения;
6)	обеспечение прямолинейности ведущей трубы;
7)	применение рациональных диаметров и длин утяжеленных
бурильных труб.
8)	обеспечение соосности вышия, ротора и устья скважины.
Слом труб ве телу
На практике наблюдается несколько видок разрушения труб
5Ю телу поверенный излом, спиральный излом, разрушение в про-
дольном направлении
Поверенный излом тела трубы обычно имеет усталостный ха-
рактер и вызывается концентрацией напряжения в местах повреж-
дений, перпеадакуляркых к осн трубы К аим относятся, нанесен-
ное на трубу клеймо, иовсречиые риски, возникающие при работе
<. к.ншьямп. дефекты проватя и др
Поперечный излом наблюдается также у стыносвариых гр; б в
зоне свзрКЛ II в зоне термического алиянна сварки. Реже наблю-
1?в
дается слом из за статических нагрузок, связанный с дефектом илн
со значительным износом (в основном эксцентричным) труб
Спиральный излом представляет собой разрушение трубы по
винтовой гании. Направления спирали согчалает с направлениям
вращении Спиральный излом начинается всегда с поперечной тре-
щины и имеет усталостный характер
Разрушения труб в продольном направлении, как правило, свя-
заны с дефектами проката (илены и др) илн со значительными
внутренними напряжениями, вызванными нарушениями технологи-
ческого режима проката п термообработки.
Ратмыа труб но телу
Разные труб происходит в результате действия промывочной
жидкости Размыв труб с леутренней поверхности вызывается де-
фектами иа трубе, К ним относятся расслоения металла, плены,
значительные неметаллическое включения, усталостные трещихы
Наблюдается также размые труб с приваредчыми соединитель-
ными концами вблизи сварного шва, что связано с наличием значи-
тельного внутреннего грвта, оставшегося носае сиария, или с обра-
зованием трещины в зоне сварки.
Слом замкового соединения
Разрушение замковой резьбы бурильных замков н УБТ наблю-
дается в виде викраишвакоя отдельных витков и поломах конуса
ниппеля или муфты (рис 6 I). Наиболее часто актки выкрашива-
ются на участках, расположенных
у большего или ияиыдего нонуса.
рушение резьбы носит усталостный
харакер, связанный с воздействи-
ем переменных нагрузок (изгиба-
ющего момента и др). рвсереде-
ляюшихся неравномерно как ас
длине резьбы, так и но окружно-
Рсже наблюдается отлом ко-
нуса ниппеля Ширина отломан-
ияется от одного последнего вит-
ка и доходит До оглома всего но-
Разрушению резьбового сое-
динения способствуют отклонения
элементов резьбы, в особенности
конусности, что приводит к умень-
шению участка сопряжения и,
следовательно. к увеличению
удельных нагрузок на резьбу.
На разрушение резьбы также значительно илаиет степень ее
илноса. При изготовления замковой резьбы с большим отрицатель-
ным натягом увеличиваются зазоры в резьбе и при недостаточном
моменте затяжка создается возможность относительного движений
соприилсающихся сторов профиля ирн знаковаремеином изгибе,
что приводит к износу резьбы и способствует ее разрушению.
При нзготоа зенип резьбы с положительным натягом, ирв кото-
ром резьба соприкасается по двум сторонвы профиля, с одновре-
менным доведенипм уступа ниппеля н торца муфты до соприкос-
новения в процессе принудительного крепления уменьшаются уста-
лостные напряжения в резьбе.
Частые причаиы усталостных поломок—недостаточной крепле-
ние замковых резьб
Размыв резьбового соединения труб
Размыв резьбы происходит как в замковом соединения (рис.
62), так и в соединении трубы с замком (рис 6.3) в результате
выхода промывочной жидкости через зазоры в резьбовом соеди-
иянии Значительный размыв может привести к срыву резьбы с
последующей аварией.
Размыв резьбы наблюдается хак но образующей конуса, так и
но винтовой лнияи Размыв но образующей происходит в резуль-
тате волнообразного движения жидкости но виткам в напраилаини
зазора, выеющегося вдоль образующей.
Причины образование зазора в резьбе могут быть технологи-
ческого и эксилуатанновного характера:
1)	несоответствие между средними диаметрами резьбы ниппе-
ля н муфты на участке вдоль образующей конуса резьбы, что свя-
леио с технологией нарезания резьбы фрезерсклнием;
2)	значительные отклонияаи алементов резьбы;
3)	переносы упорного торка муфты и упорного уступа ниппеля
4)	свинчивание замка и трубы с неочищенной резьбой, с повреж-
денным упорным торцом ыуфты и уступом аиппеля,
5)	применение некачественной сивзки;
6)	недостаточная величина крутящего момента свинчивания
соединений (раскрытие стыка).
Эти прпенны создают благонриятнме условлл для движения
жидкости в соединении.
Меры предотвращения размывов резьбового соединения —
улучшение технологих резьбонарезвиия, переход на многопроход-
ный способ нарезания, применение соптветствующей смазки, горя-
чее крепление бурильных замков ив трубы и сниячнванпе резьб
бурильных замков с крутящим моментом необходимой величины.
В результате значительного износа резьбы происходит срыв
резьбы в соединении трубы с бурильным замком и в замковом со-
аданении. Износ резьбы связан с многократным снинчиванием-раз-
винчнванием соединения, вращаинви бурильной колонны, ее коле-
баниями, вызванными работой забойного двигателя, и с другими
факторами
На эонерхности резьбы срабатываются обе стороны профиля.
Износ резьбы вдоль образующей конуса и но высоте витка имеет
неодинаковый лерактер. На нияявле замка аитки, расиоложеанме
ближе к упорному уступу, принимают заостренную форму у верши-
ны (рис. 6.4), а у остальвыя витков вершины скругляются. У муф-
ты больше изнашиваются витке, расположеилме вблизи упорного
торца.
Длинная сторона профиля изнашивается главным образом при
свинчивании-развинчивании, коротиля — при затяжке и работе в
скважине.
Недостаточное кропление замков, особенно УБТ, приводит к
расслаблению соединения ирв воздействии переменных нагрузок
при вражении колонны, работе турбобура и др. Это вызывает сме-
щение одной датали резьбового соединения относительно другой
Относительное смещение саниченных деталей приводит к сильному
взносу резьбы с носаедующим срывом ее. В этом случае в замко-
вом соединении больше срабатывается короткая сторона профиля

Основные способы борьбы со срывом — крепление резьбы зам-
ков и УБТ с необходимым крутящим >»»
состойемх материалов для резьбовых

Заедание сопров>>жлается схватыванием поверхности резьбы
сопрягаемых деталей. Снла спепления обычно превышает прочность
материала, поэтому прл развнн-
ходит из большей площади яитка, чем заедание резьб с низкой
чистотой поверхности.
Для предотвращения заедания резьбы следует использовать
специальную смазку для буритьных вамков, содержащую металло-
веские компоненты1 прл свинчивании резьбовых соединений прила-
гать крутящий момент надлежащей величины; для труб с новыми
замка первые два свинчивания производить вручную (круговым
ключом) с постечующей затяжкой машинным ключом; применять
горячее крепление замков, использовать для горячего крепления
электропечь, позволяющую сохранить защитный слой на замковой
резьбе, исключить перекосы свинчиваемых детаией
Воронкообразная деформации бурильного замка
Воронкообразная деформация замка наблюдается в пине зна-
чительного увеличения наружного диаметра замковой муфты на
участке замковой резьбы или резьбы для присоединения к трубе
Такая деформация возникает а результате воздействия на замок
значите ’ьного крутящего момента, особенно при капитальном ре-
линте Подобный характер деформации наблюдается в основном
на зах.ках бурильных труб малых диаметров (73 и 89 мм) Крутя-
щий момент, приводящий к остаточной деформация замка ЗН-108
„ .о,=735МПа, составляет 20000 Н-м. а с п,-568 МПа —
130(10 Н-м Значительный крутящий момент приводит также к до-
вннчпиаипю трубы в бурильном замке с последующим увеличением
циаыетра замка.
Чтобы предотвратить воронкообразную деформацию, следует
применять замки с повышенными механическими свойствами (с
пределом текучести >735 МПа) п замки увеличенного диаметра
(113 им)
Разрушение бурильных замков н муфт по телу
В процессе бурения л квпнтального ремонта скважин встреча-
ются продольные и поперечные трещины ио телу замков и ыуфт.
Такие деформации являются следствием приложения значительных
стей замка на трубах. плн связаны с наличием высоких закалочных
напряжений, трещин и других дефектов
БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ. ЗАМКИ К НИМ И УТЯЖЕЛЕННЫЕ
БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ. ПРИМЕНЯЕМЫЕ ЗА РУБЕЖОМ
Бурильные трубы
За рубежом широкое распространенно получили бурильные тру-
бы, изготовляемые по стандартам Американского нефтяного инсти-
тута (АНИ) с высадкой квнкоа внутрь, наружу или с комбннлро
ванной (внутрь и наружу) высадкой для приварки звмвов.
Стандарт 5ААНИ предусматривает изготовление бурильных
труб из стали груеьы прочности Е, а стандарт SAX—из высоко-
прочных сталей групп прочности Х-95, G-105, S-I35. Механические
свойства стали приведены в табл 7 I.
Предел текучести ояределяется анк напряжение, требующееся
для создания относительного удлинения, равного 0,5% для сталей
Е и Х-95,0.6% — для стали G 105 и 0,7% для стали S-135.
Наименьшее относительное удлинение на длине 50,8 мм при
StC4,85 си2 рассчитывают ло формуле 6‘=4886So'V’«‘e, где So—
площадь поперечного сечения образца, см5; о»— наименьший пре-
дел прочности прн растяжения, МПа
При S0>4.85 см' удлцнеиен принимается таким же, как и для
Отдельные фирмы, иапрныер «Маннесман» (ФРГ), предлагают
трубы из стали группы прочности U-I70 с с, п>н> и Цкь ранными
1172 и 1241 МПа.
Для работы и средах, содержащий сероводород, некоторые фир-
мы рекомендуют применять трубы из сталей с ограниченным верх-
ним пределом текучести и твердости, анилогичиых сталям групп
прочности С-75 и С-95, приведенных в гл 16. Прочностные харак-
теристики этих труб, рассчитываемые ан ианыенывему пределу
текучести, такие же, как и для труб групп прочности Е и Х-95.
В табл 7.2 приведены масса и прочностные характеристики для
тела трубы в гладлой части.
Крутящий момент М№ (Н-м), при котором напряжении я теле
трубы достигают предела текучести, переделяют по формуле
ли-IV. г,
где №„— момент сопротивления поперечного сечения трубы при
кручении, см5; т — касательное напряжение, равное 0,577-а, ши,
МПа; от пап— наименьший предел текучести материала трубы, МПа.
Растягивающую нагрузку Pf (Н), при которой напряжения в
теле трубы достигают предела текучести, рассчитывают по формула
где F—площадь поперечного сечевня трубы, мм5.
	s	» Osw|!8§g|Bglgp
	§	в йаенвЕЦрВЁШ
	?	SE SHSHMftliiiilSi
	UJ	S3 Ш s|S ill 8§i §B fag |
i	b	IS 1 |§ l§§ ISS ill l|§ lf§§
2i	4	g og go 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 ’« Igs ijgR 1
0	§ tb	§§ g§g §g§ §g§ §gg §§g ggg g =S “Й8 3S= SSS Si?8 SSR S83 R
ii	8	gg ggs §§§ Ш ?§8 §88 §gg § ®S "®S S8S 8SS SSS 8R8 SSfe §
	|	se |§§ gg§ g§s §§§ §ge egg § “S гл» SS8 8SS ЗЙЗ ses fi&& S
	«	§B §§§ ssg gg§ §E§ §11 sgs § ““ =’“ 2S8	85S SS8 SSS 8
> 1'	a	j£ I |g I§g |8g |§I I§g ® 1 = S2g Я8 8S Ss SS 8
	s	•-S =S£ S88 2KS ass SsS «38 3
Э -Ml bS1->U		8S SSS SSR SS88 8«S ScR 2SIS 8 »°? “ss sass sea ess asa ses s'
| '’imMUEaa		SS S&S R'R'S sag 8SS s'ss gas 3
| ” a ’		3= see SffiS 8Я8 SSS SSR Я-3 3
1 “	l! :4	S S S J S г S I
185
136
Наименьшие сминающие давления рассчитывают в зависимости
от отношения наружного диаметра трубы к толщине стенки (O/s)
по формулам, приведенным в табл. 7,3—7 6, где Рен — наименьшее
сминающее давление, МПа, О — номинальный наружный диаметр,
мм. s — номинальная толщина стенки, мм,
Наименьшее внутреннее давление, при котором напряжении в
теле трубы достигают предела текучести, определяют по формуле
р, = 0 875 о, т,„
таблица ?д
где 0.875—коэффициент, учитывающий минусовое отклонение тол-
щины стенки трубы.
Стандарты АНИ предусматривают следующие технические
требования к бурильным трубам- отклонение по наружному диа-
метру трубы размером до 101Л мы ±0,79 мм, для остальных раз-
меров ±0,75%; допуск на толщину стенки —12.5%, допускаемые
отклонения массы партии труб’—1,75% и Для отднльной тру-
Трубы изготовляют трех размеров по диине:
труб длиной 6,10—6,71 м;
2) 8,23—9,14 М. причем не менее 90% труб из партии должны
отличаться подлине не более чем на 0,61 м;
3) 11,58—13,72 м, причем не менее 90% из партии должны от-
личаться по дливе не более чем из 0,91 и.
На рис. 7 1 и в табл 77 показаны основные размеры концов
бурильных труб по стандартам АНИ с наружной, внутренней и ком-
бинированной высадкой дли приваренных замков Для труб цна-
метром |68,3 мн с толщиной стенки 8,38 мм размеры высадки стан-
дартом не предусмотрены
188
189
Допускаемые отклонения по наружному диаметру высаженной
чести мм (для внутренней высадки минусовое отклонение
соответствует требованию к трубе), но внутреннему диаметру
±1.59 мм На концах трубе комбинированной или внутренней вы-
садкой по внутреннему диаметру допускается ионусность не более
1:48. Овальность наружного диаметра высаженной части попуска-
ется не болне 2,36 мм. Эксцентриситет наружного диаметра выса-
женной части трубы проверяется индикаторным прибором иа рас-
стоянии от 127 до 152 мм от торца трубы. Наибольшая разность
отсчетов по индикатору не должна превышать 2,36 мм.
Для предотвращения повреждений труб от коррозии отдельные
фирмы поставляют бурильные трубы с внутренним пластмассовым
покрытием Средняя толщина покрытия 0,125 мм Покрытие нано-
сится путем распыления на очищенную от ояалнны п подвергнутую
дробеструйной обработке поверхность. Пластическое покрытие на-
носится после приварки замков.
В качестве бурильных используют иасосно-компресссрные тру-
бы с приварными замками (см гл «Насосно-компрессорные трубы
применяемые за рубежом»).
Замки для буриеьных груб
Требопаиия к замкам для бурильных труб оговорены стацнарта-
ми 7 и 76 АНИ Механические спойствп. приведенные ниже, оп-
ределяют на цилиндрических образнех, вырезанных и продольном
направлении из резьбовой части ниппеля таким образом, чтобы се-
редина рабочей длины образив находилась на расстоянии ~32 мм
от упорного уступа.
966
13
Предел текучести овределяется как напряжение, создающее
остаточную деформацию 0,2%. Твердость замков должна быть не
менее 285 HR В
Для труб, предназначенных для работы в сероводородной сре-
де, применяют замки из стали с пределом текучести 655—760 МПа.
наименьшим пределом прочности 725 МПа и твердостью не более
28 НРС
Основные размеры приваренных бурклмых замков по стандар-
ту 7 АНИ и нх прочностные характеристики по стандарту 7G АНИ
приведены в табл 7.8 и на рис. 7.2
Муфты изготовляют с прямоугольными заплечииамп под элева-
тор или с коинчеекиып под углом 18'
Помимо указанных стаадартных замиов находят применение
заик» с другими размерами наружного диаметра н проходного от-
верстия с целью обеспечения необходимых параметров при различ-
ных условиях бурения
Крутящий момент, приложенный к резьбовому соединению зам-
ка, вызывает осевые напряжения в теле замка на участке от упор-
ных ториоа до первого витка, находящегося в эацевленяи, растиги-
иаюшне для ниппеля и сжимающие для муфты
Крутящий момент (Нм) рассчитывают по формуле, приведен
ной в 7G ЛНИ.
где о—осевое напряжение в опасном сечении, равное наименьше-
му пределу текучести 827 МПа при ояределении наибольшего кру-
тящего момента и принятое ранным 414 МПа при овределении ре-
комендуемого моыента сваичивакия. F—площадь опасного сече-
нии ниппеля, определяемая на расстояние 19 мм от упорного усту-
па, или муфты на расстоянии 9,5 мм от упорного торца, мы’ (бе-
рется наименьшее из рассчитанных значений), Р— шаг резьбы,
мм, — срепиий диаметр резьбы в середине планы резьбы, на-
ходящейся в зацеплении, мм. DT— среиэий диаметр упорных тор-
цов замка, нм; а/2—половина угла профнея. f — коэффициент
трения, принимаемый равным 0,08 для смазки, содержащей по мас-
се 40—60% цианового порошка
Растягивающая нагрузка для ниппеля замка определяется ис-
ходя на площади сечеемя, расположенного на расстоянии 15,9 мм
от упорного уступа.
Стандартом 7 АНИ для замков предусмотрена резьба с закруг-
лением по впадинам с формой профиля V-0.038R для номерных зам-
ковых соединений1, а также с формой профнвя V-0,040 и V-0.050
для выходящий из употреблении заыховых соединений типа FH —
с широким проходным отверстием Кроме того, ранее была преду-
смотрена резьба с площадками по впадинам (V-0,065) дня эам-
локых соединений типа 1F—с гладким проходным отверстяам.
Профиль резьбы V-0,065 взаимозпменяем с формой профиля
191
к
Налужу
8990
1В ТОО
Нб,а
(31/211-М
«400 | 4300
207W
Иоибявя
5265
3770
22990
(4 1/2 U-]
4 700
4700
||6,
не,
116.
55990
60000
53700
: 980
67200
72990
17900
23990
27900
ЭД 100
4340
6000
1990
2205
2775
1203
139$
22890
26990
23000
26 gO
30000
1600
30800
15000
17990
SO
4805
15000
17990
46000
60000
27990
ЭД 400
119.1
119.1
ЭД 100
35000
106 Л 127 Л
106.4 | 127.4
(88/8 if>i та.а
НС-31
(27/81F)

НС-88
(8I/2IFM
НС-40
(4 FH)





Наружу



Наружу








100.4


































В?В449
V-0.038R
V-0.038R
V-0.038R
V-0.038R
V-0.038R
VOB38R
V-0,040
v-o.ow
V-O.OSO
NC-St
3I/2FH*
4I/2FH’
BI/2FH*
103^429

V О.ОЗбй. Обозначения V-0,040, V-0,050, V-0.065 характеризуют
резьбу no размеру в дюймах площадки по вершинам резьбы.
Обеспечивается взаимозаменяемость замковых соединений
23/8 IF, 27/8 IF, 3 1/2 IF. 4 FH, 4 IF и 4 i/2 IF с номерными замко-
выми соединениями соответственно NC-26, NC-31, NC-38, NC-40,
NC-46 и NC-50
Размеры резьбовых соединений, применяемых для замков ио
стандарту 7 АНИ. приведены в табл. 7.9.
Профиль замковой резьбы ио стандарту 7 АНИ и размеры при-
ведены на рис 7Л н в табл 7.10
ТаО.яце 7.10
		Обо.	иеп. peieOu		
Эяеаеаты чрофала резьбы	v-B.esw		V-0.W	V-0.0M	
Конусность 2 Igo Шаг $ Высота профиля {теоретваес- Глубява резьбы h Высота среза вершины е Радиус закругленна: площадок г.	1:6 6,35 5.4865 3.095 1.426 0.965 0,965 0.38	5®47« 1 422 0.965 Lb. 0.965 0.38	S.O8 4,3765 2,993 0.675 0.508 Iff	IS 6.35 5.4865 3.764 1.097 0.635 !,27 0.635 0.38	635 8.4706 олж 1.27 o.«5
Стандартом установлен асимметричный допуск на конусность:
на наружную резьбу +0.25 мм, а на внутреннюю — 0,25 мм на дли-
не 100 мм. Допускаемые отклонения ио шагу ±0,038 мы на длине
25,4 мы н ±0,114 мм на всей длине резьбы.
Отклонение от номинальной величины натяга ио резьбовому нв-
либр-пробке —0.254 мм, по калибру-кольцу^-^ мм.
Приминается также замковая резьба Н-90, разработанная фир-
мой «Юз», с углом профили 90°, менее подверженная поврежденв-
ям от удара при посадаи резьбы. Для труб диаметрами 101.6 н
114,3 мы резьба Н-90 имеет покусность 1.6 н шаг 7.257 км. Для
труб диаметрами 60,3; 73,0 и 114,3 мм используется модифициро-
ванная резьба Н-90 с шагом 8.467 мм и конусностью 1:9,6.
Фирмой «Хандрил» разработало замковое соединение со спе-
циальной резьбой и сношенными иаружныых и внутревними упор,
иыми торцами (рис 7.4). Резьба с трапецеидальным профилем,
двухступенчатая, конусность 1:24
Замковое соединение с двухступенчатой трапецеидальной резь-
бой отличается высокой прочностью и обеспечивает быстрое свин-
чивание. Резьба стойка по отношению к ударам пря посадке нип-
пеля в муфту, так няя удар воспринимается сразу двумя полными
витками. Наличие внутренних в наружных упорных поверхностей,
помимо предохранения резьбы от попадания гвннистого раствора,
значительно повышает допустимый крутящий момент, что позволя-
ет уменьшить неружный диаметр кки увеличить проходное отвер-
стие замка при сохранении требуемых прочностных характеристик
на скручивание.
Замковые соединения фирмы «Хайдрял» с двухступенчатой резь-
бой типа 1F применяют для труб с высаженными наружу ковпями,
типа SH — для труб с яомбияпрованпой высадкой и типа F — для
труб с высаженными внутрь концами Типы и основные размеры
замповых соединений фирмы «Хайдрил» приведены в табл. 7.11.
196
11508
7200
5920
3700
8508
• 200

Для защиты замков от износа наружный диаметр муфты арми-
руют карбидом вольфрама (рис. 7.5)
Для увеличения износостойкости замковой резьбы и предохра-
нения ее от задиров и заеданий примвниют покрытие медью, а таи-
же следнальное фосфатирование резьбы

Утяжеленные бурильные трубы
В зарубежной промышленности находят применение УБТ диа-
метром ст 76.2 до 285,8 мм
Для изготовления УБТ используют легированные, обычно хро-
момолибденовые стали (SAE 4140, 4142, 4145 и др) Термическая
стаинарту 7 АНИ приведены в табл. 7 12
Образцы для испытаний на растяжение аырезают из трубы
Стандарт 7 АНИ предусматривает поставку УБТ диаметром
фирмы предлагают УБТ длиной 12,80 и 13.26 м Допуск на внутрен
ний дваметр трубы +1,6 мм Через проходное отверстие лЬлжна
кммко
V-&050
V 0.038R
V-O.038F
V<:,I38E
V-0.038R
U-0.038E
NC-36
«
мс-м
NC-6t
NC-77
51/2 Reg
6578 Reg
7578 Reg
8578 Reg
Я-19?
»7.4!
149.25
S
' t
йи.и


диаметр горячек талых УБТ от +1,2 до +6,35 мы в зависимости
от диаметра трубы Кривизна трубы не должна превышать 0,52 ым
на длине 1 м.
Стандартом 7 АНИ предусмотрено изготовление УБТ нлкс резь,
бой для за мной к бурильным трубам, так и со специальными резь-
бовыми соединениями, основные параметры и разыеры которых
указаны в табл 7.|3.
Для УБТ дваметром более 120 мм применяется также замковая
резьба И 00 с углом профиля 00°
Основные размеры прныеняемых в зарубежной практике УБТ
круглого сечения и рекомендуемые наименьшие моменты свинчива
кия приведены н табл. 7 14.
Наименьшие крутящие моменты свинчивания определаиы по
формуле, приведенной выше для замлев, по прн осевом напряжении
в опасном сечении, равном 431 МПа Нормальные моменты свинчн-
ваиаи яа 10% выше наименьших, указанных в табл 7 14 Резьбовая
смазка для УБТ должна содержать по массе не менее 60свинцо-
вого порошка или 40—60% цинкового порошка, в обоих случаях в
смазке не должно быть более 03% серы.
Для повышения сопротивления усталости резьбового соединения
рекомендуется применение зарезьбовых разгрузочных канавок, спо-
собствующих снижению знакопеременных напряжений в опасных
сечениях резьбы
Увеличение сопротивления усталости достигается также меха-
ническим унрочиевяем впадин резьбы и зарезьбовых разгрузочных
канавок путем обкатки роликом
Фирма VEW (бынш. «Шнхдер-Блекман») для уменьшения опае
ностн усталостных разрушений в замковом соединенем изготовляет
УБТ кокструводи SBS-3W с проточенными на расстоянии пример-
но 1 м от торцов шейками, уменьшающих жесткость тела трубы,
что способствует снижению знакопеременных напряжений в резьбе.
При оваскоств прихватов в скважине применяют УБТ со сна-
ральйыми лысками. При снижении массы до 4% контактная по-
верхность но наружному диаметру трубы уменьшается лриблиэв-
n >/•->! tiii'-i
НС-31(27/»№) I
NC-31 (27/BIF)
I 6208
6200
11200
I.
6208
9508
11508
125®
5S.S (3 Ъ’Г)
95,2 san
68,4 (37/81
1143(41/2-)
3400,
4 508
4600


SCOO
5508
6208
9900
neot
11940
12100
16400
18400
I! • I
NC-MOiyaiF)
NC-40(4FH)

(4 I/2FH)
NC-46(4 1П
NC-MHU2V) ,
51/2 Reg
(5I/2FH)
NC-5S
65/8 Reg
It43 (4 1/2П
127,0(5")
120,6(43/4")
1
139.7 (51/2”)
127,0 (S')
133,4 (51/4')
146.0 (5 3/4")
162.4 (6")
sisis
139,7 |5 172*)
146/1 (S 3/4")
1Я.4 (6">
153Л (6 1/4")
165,1 |6 U2-)
M6J)(5S/4°|
165,1 (6112")
I7LS(63)4")
158,8(61/4“)
165.1 <8 l/Z)
|71Л(63И*|
1715 (63/4“)
г
190.5 (7 1/2-)
184.2 (7 Ilf)
«0,5(71/2-1
190.5 pad
203,2 (8")
190.5 (7 1/2-)
iU'l
21700
ИШ
20508
28700
27700
27701
h»j-
14 508
13600
16700
19508
19508
И 508
20508
25200
25208
27600
33900
I.
12508
13 400
17200“
17300
17 200
14600
20508
22900
ЯМ0
/.'COO
27600
31600“
81600
81600
10600
10508
14 600
14 600
14 508
20100
20100
23700

16 Ю0
I' I " 
16400
17508
17508
24208


133900
33200 I
<
51000“
51508
42 700
30900
11200
33900
.14 .
34600
346П0
<u' .
40600
48 X»
It .
48 100
42700
53000
63600
44100
«-••)
69200
64 200
6660
№208
77 3001
17508
24300
28301
shot
30200
43400
42700
48506
48600
48508
44100
54 SOO
63700
63 7M
54200
65100“
65100“
71200
17508
24000
24600
24 000
2.1200
27400
27400
। 4O700
407001
42700
35900
35508
84 0
44 100
61600
54200
61508
61600
61 000
4.4>1
44)00
54508
56208
56900
56965
56000
67508
g

Т*0лиц» 7.15
Размера >БТ со еанрыыш и лысками (ММ)
Гау№м лшкя Л
92,4 и пенсе
. ijj.
I
165.1—!??,а
4,8
а
6.4
915
365
1067
106?
1168
irj" .21.4
22:	!.-

гтщ-эм.»
10,3
727
1S2S
I1.1,
2031
телько на 40% Длина свободного от лысок конца УБТ со стороны
муфтовой части составляет 460—610 мм, а со стороны ниппельной
300—460 мм Основные размеры и форма спиральных лысок на УБТ
приведены на рис 7 6 к табл. 7.13
ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ
СОРТАМЕНТ ОБСАДНЫХ ТРУБ
Трубы обсадные И муфты к ним
Трубы обсадные и муфты к ним изготовляются по ГОСТ 632—
60. Стандарт предусматривает изготовление труб по точности и ка-
честву двух исполнений (А и Б).
Размеры и масса труб п муфт к ним должны соответствовать
указанным на рис. 8 I и в табл 8 I для соединений с короткой тре-
угольной резьбой, на рис. 8.1 и в табл. 8.2 для соединений с удли-
ненной треугольной резьбой, на рис 8.1 н в табл 8.3 для соедине-
ний с трапецеидальной резьбой ОТТМ, ка рис. 8.2 и в табл. 8.4 дли
высокогерметичных соединений ОПТ и ка рис. 8.3 и в табл. 8.5
для безмуфтовых раструбных соединений ТБО.
Рис. 8.2. Обсадные трубы с гаи
оттг
204
0}
164 Л
161.6
г .:
102>
101.5
127.3
125.7
>24.8
121.3

F	Трувь					Мтф-Г«		Й
	й £“	р Зе	к S3		зь Й-	53	Ч	
219	219.1	Н.2	яи.з Jsraj 190,7		43,3 52.3 58,5 64.6 71.5	244Л	196	16.2
245	244.6	7,9 io'o 13Л		222.3 229.S 216,9	46.2 (Я6 68.7 78.7	200.9	196	17,9
273	273.1	8,9 10.2 11.4 13,8 15.1 I6.S	205.9 255.3 2Й.7 247,9		га.'? 80.8 88,5 96,1	298.5	203	20.7
200	208.5					323.9	800	22.5
324	323,9	8.5 9.5 II 0 12,4 14.0	298,'| 295.9		95.2 106.9	asi.o	298	23.4
340	229.7	8.4 id's 15Л	320 3		68.3 !и1б	205 1	200	25.5
351	3S1.0	9.0 10.0 11.0	331Д) 229.0 327 0		73,9 84,1 92,2	376.0	229	29
205

406.0
136.3
155Д




381.2
373.0







Размеры груб с граяезиыжалзяЛ резьбой к муфта к инм — ОТТМ (ни)
г
S08
164.0
1Г..4
150.4
194
(498.0)



132.1
130.7


201 3









муфти * иии -ОТТГ(им)






£79.6
276.3









Таблица 8.4
Размера* труб с висежшчтапкчными еоедннениямх и муфта к «та — ОПТ (нм)

198,7
156 3
193,7
90.7
194.6
(>98.01
169,
157.0
11 1.5
11S9.V)
160.0



16.1.3
К
b'l.d
•1.
152.4
Тавамца 8.3



‘гЖ*** 6es*®r®r
Трубы исполнения А и Б должны изготовляться длиной 9,5—
13 м. Допускается поставка труб длиной 8—9,5 м до 20% и длиной
Предельные отклонения по размерам « массе труб я муфт сле-
дующие.
He допускается овальность труб исполнения Б, превышающая
0,8 предельного отклонения по наружному дламепру. за нсключе-
имен мест ремонта Общая изогнутость всей трубы (стрела проги-
ба), замеренная на середине трубы, не должна быть более 1/2000
длины трубы На концевых участках, равных одной трети длины
трубы, изогнутость не должна превышать более 1,3 мы на 1 ы
д.тины
Условное обозначение трубы включает тип соединения (кроме
короткой резьбы), условный диаметр трубы, группу прочности.
Например. ОТТМ 219X16,2—Д ГОСТ 632—80;
219х 10.2—К ГОСТ 632—80
Условное обозначение муфт включает тип соединения (кроме
короткой резьбы), условный диаметр трубы, группу прочности, вид
муфты
Например, ОТТМ 219ХЮД — Д ГОСТ 632—80;
245-Д ГОСТ 632— S0
Технические требования
На наружной и внутренней поверхностях труб в муфт не долж-
но быть плен, раковин, закатов, расслоений, трещин в песяин. До-
Таблица 8.6
							
	д	К	в	л	м	₽	т
Bpm иное сопротивлеине св.	655	(685»	689	758		200	1103
МПа, не немее Предел текучести я*. МПа* не нанес	(Ы?> 379	(400)	551	655	758	931	1034
Оиос^ьнм удлинение 6л. %.	‘да’ >6.0)		-758 13.0	«2	205 10 8	1137	1298 8.6
пускаются вырубка и зачистка указанных- дефектов при условии,
что их глубина не превышает -предельного минусового отклонения
ко толщине стенки Заварка, заченанка илн заделка дефектных мест
Трубы и муфты должны изготовляться из стали одной и той же
группы прочности, указанной в табл. 8.6.
Трубы и муфты к ним группы прочности К н выше должны
быть подвергнуты термической ини термомеханичесной обработке
Расстояние между параллельными плоскостями при испытании
труб на сплющивание на должно быть более указанного в табл 81
наелкваются ко соглашению сторон Резьба и уплотнительные ко-
нические расточки муфт должны быть оцинкованы или фосфати-
розаны
Каждая труба с треугольной резьбой, ОТ'ГМ н ОПТ должна
быть снабжена муфтой, закрепленной на муфтонаверточном став-
ка на одном из ее концов При свинчивая ин труб с муфтами должна
применяться смазка няи другие уплотнители, обеспечивающие гер
метичнссть соединения и предохраняющие его от задиров и корро-
зии. Наружная поверхность трубы и муфты по требованию потре-
бителя должна быть окрашена
таблица 8.7
	илпммнм ПЛОСКОСТЯМИ прн	
Д К Е	>16	о’тло
Л А К Е Л	С16	(0,98-^030/00 (I.IB—0/BO/s)D (123—000 DJs)D
SH
Трубы должны выдерживать испытание внутренним гидравли-
ческим давлеи!ем. Определение величины испытательных давле-
нии дано в гл. 12.
Резьбовые соединения
Резьба треугольного профиля
Форма и размеры (в мм) профиля резьбы труб и муфт с тре-
угольной резьбой приведены ниже и на рис 111.
Разияры соедвнеипй с треугольной резьбой (короткой и длин-
ной) приводятся на рис 8.4 и в табл. 8.8 и 8.9. Предельные откло-

Цилиндрическую вы-
точку у торца муфты
разрешается выпол-
нять конической, обра-
зующая которой па-
раллельна образующей
конуса резьбы. Наи-
меньшие диаметр вы-
точки должен быть
равен da-
Минимальную тол-
щину стенки под резь-
бой в плоскости торца
вычнстяют по формуле
I-0,875s—0,5Х
Х(ОД-й),
где Д — коэффициент,
учитывающий величи-
ну верхнего предельно-
го отклонения наруж-
ного диаметра труб'
д=1,0075 для труб ис-
полнения А н 1,01 для
труб до 219 мм испол-
нения Б и 1,0125 для
труб свыше 219 мм
Наименьшая толщи-
на I под резьбой в пло-
скости торца трубы
должна быть > 1,5 км
для труб исполнения
А и Б.
При свинчивании
вручную оцинкованных
или фосфатированных
муфт с трубами натяг
должен быть равен ве-
личине А±3,2 мм. До-
пускается подбор ыуфт
и концов труб по на-
После свинчивания
труб и муфт на станке
торец муфты должен
совпадать с концом сбе-
га резьбы на трубе
(предельные отклоне-
ния ±3,2 мм),
н
о
о’оГсТ в- W 2 =jS±
9 Мкньипт,ва нои HJMDldOO ИГ HJAM BUdOB щ ВИВК04000В		W		
он» aXHBXde лнивя во* ю 0В1И1»>ц		S		
и fs ’ $	! I	cow	' Ч		| +l.5|	8.S
1||	I ’ЙЙЖ			
	S -чПЛ	iii i в В Hi		
вебов mixcq/u		§§§§!§ =а§ а з s §£?		
s Iе	' НЕ	S 0 § §§§ зав в s з		
	•wSS	в‘з‘з‘ к З' 3 §=§’		
1	шлшашК	- s § Ш S2S § s §		
		ss§ S = 3 283 5 2 Й fg‘§		
4 » luowxrj «ИНИГО * HMtod diHiir В > Alda		simsssz 5 3 g 8bg		
<цон»ге ияимхйй		ООО К — И W =§§ S 3 Ё 2=3		
217
l.60d ..'J.:
в* алмяе SS,* нн	I Я'*м?м«“1^фм’^“ ‘j		ю*ш
±0.075	±0,160	+056 —OJ№	+022
К**Уе*юстъ
0,20+»«
b.-i- "
0^0-«,и
СЬВО-ои
I'’-17'24'
I IS
Резьба трапецеидального профиля. Форма и размеры (ми)
профиля резьбы трубы ОТТМ и муфт к ним должны соответство-
вать указанным на ряс. 8 5 п в табл. 811.
Размеры резьбовых соеди-
нений ОТТМ должны соответ-
ствовать приведенным на ряс.
8.6 и г табл 8.I2.
При свинчивании вручную
оцинкованных или фосфатиро-
ванных муфт с трубами натяг
должен быть равен !4±3 мм.
□ттм'''Ьтт?Г*яЛтъ8'
И й S"		S	S	5	S	Й			s	s
		5 :								
		Й R S a 8 8 2 88888 8								
		111 i 1 11 i В i §’ й i								
		t	t	§	g	1	S8	8.	§ =	®	2	S	®	E	s	я sO а й								
1 ? s 1 Ч		S ? ¥ 2 S S S 8 8 8 8 8 3								
		S 3 8 3 S g 8SS88 3								
Л “е И h ч		s s §; s £ «г s h								
	1	Й	S|	8	I §	8	R 8 S	gi	|i	g	g =	~	i	®' §	?	s В §	i	i	1'								
Йь “Us		i i	« a § S э s я 8 a g § a | g								
		"SB ® 8 Ё §12 S g g 3 g								
После свинчивания на станке торец муфты должен совпадать или
не доходить до конца сбега резьбы не более чем ва 5 мм.
Предельные отклонения от номиеальных размеров резьбы даны
Для обеспечения высокой герметичности обсадных колонн ис-
пользуются трубы с соединениями ОТТГ. Форма и размеры про-
филя резьбы должны соответствовать указанеым на рис. 85 и в
табл 8.11 Размеры соединений ОТТГ должны соответствовать
1 f 1 s Б i । i |j	1 1	ЯЙ -n«d ’4-i	аЫ5hi 5 5|5.' еКЙКЭ88»8Ж
			asggas88£8
			S883S8S8SSS
			8SSS8S = 8g§
	i	. -W	SBS???SK8§g
		o.,+ V •'idoj	i‘ i 11 g i i i м g
	sxs:' Us		s^hhhi g § В 5 s S 5 s § й
		Si	minisii
	г i is Г	«, ssrs?	8$KSR8S&8S
			S833322KS§
			шин!»
		V’SjKi	usismss
			!!I!»HI!
	-ЛиййслЯ		5Ш1ШП
			=ss«8ea=2g
рис. 8.7 и табл 8.14. Как имнео нз рис 8.7, соединение ОПТ отли-
чается наличием уплотнительного пояска у торца трубы.
Предельные отклонения от номинальных размеров резьб при-
ведены в табл 8.15
При свинчивания вручную оцинкованных «ли фосфатированных
муфт с трубами натяг должен быть равен ]0±2 мм После свне-
чнваяая трубы и муфты на станка должно быть обеспечено сопря-
жеяие торца трубы и уступа муфты по всему периметру стыка.
Допускается наличие эазора между упорными поверхностями тру-
бы и муфты песвыше I мы (для исполнение Б).
Торцы трубы и упорные уступы муфты должны быть перпен-
дикулярны к оси резьбы, предельные отклонения от перпендику-
лярности 0,06 мы.
Трубы безмуфтовые раструбнне—ТБО применяются для обес-
печения высокой прочности н герметичности. Форма и размеры
профиля резьбы плевельного и раструбного концов соответствуют
рис. 8.5 и табл. 8 11. Размеры соединений соответствуют рис. 8.7
н табл. 8.14. ’ г
Предельные отклонения параметров резьбы приведены ниже.
±0.05
±мо
•HUB
Торцы трубы и укотжый уступ раструба должны быть перпен-
дикулярны к осп резьбы, предельные отклонения 0,06 мм. Не до-
пускается разность между максимальной я минимальной шириной,
упорного уступа раструбного конца трубы более 2 мм Битки с чер-
новиками но вершинам резьбы не попускаются на рнсстояник
менее (1—10) мы от торца трубы.
Праей га приемки и методы испытания
Проверке внешнего нвдв, дефектов в геометрических размеров
и параметров должна подвергаться каждая труба и муфта.
Параметры резьбы труб и муфт должны проверяться периоди-
чески. Масса труб исполизкнл А проверяется на каждой трубе, для
труб нсполнеиня Б проверку массы разрешается не проведать
Механические свойства проверяют на одной трубе и муфтовой
заготовке каждого размера от каждой нааина Испытание на рас-
тяжеинз проводятся но ГОСТ 10006—80 на коротких продольных
образках, испытание на сллющинание — но ГОСТ 8695 15 ив коль-
цевых образцах шириной 60 мм.
Пробы для определения массовой доли серы и фосфора отби-
рают при раэлнеке стали но ГОСТ 7565—81. Внутренний диаметр
трубы проверяется двойным жестким шаблоном или ...........—
ческой оправкой с размерами, указанными ниже.
цилиндри-
245—343
зон
®1^508
Для труб со стйпов периодической прокатки с условным диа-
метром 245—346 нм и для труб ТБО допускается уменьшение диа-
метра шаблона на I мм.
ки а подвергаться каждая
труба с навинченной и закрепленной муфтой Правила испытания
н нормы давлений приводятся в гл 12.
Кроме требований, оговоренных в ГОСТ 1С692—80, на каждой
трубе на расстоянии 0,4—0,6 м ст одного из концов должна быть
। с помощью илейм
условный диаметр трубы, мм, номер трубы; грунаа прочности;
толщина стенки, мм; наименование или товарный знак предприя-
тия-изготовителя, месяц а .год выпуска
Кроме того, на каждой трубе должна быть нанесена маркиров-
ка устойчивой светлой краской: условный диаметр трубы, мм-,
группа прочности, толщина стенки, нм; длина трубы, см; масса
:рубы, кг; тип соединения (кроме труб с кфоткой треугольной
товарный зная предприятия изготовителя.
На каждой муфте наносятся наименование предприятия-изгото-
вителя, группа прочности, буква <С» для специальных муфт и вид
исполнения
Резьбы, упорные торцы и уступы и уилоткительиме поверхности
труб и муфт должны быть защищены от повреждений неталличес-
При отгрузке н одном вагоне должны находиться трубы толь-
ко одной партии Допускается отгрузка в одном вагоне груб разных
партий при условии ах разделенка, если партия труб или ее оста-
ток не соответствуют грузонодьемностн вагона.
Трубы обсадные гладкие безмуфтовые ОПм
мерах тела гладкой трубы. Прочность резьбового соединения труб
ОГ1м при действии растягивающих нагрузок составляет 50—53%
прочности но телу трубы. Трубы ОПм предназначены для хвосто-
виков обсадкых полонн и могут быть нсиользовзны для эксплуа-
тационных пололи
В соединении труб ОПм (рис. 8.8) применена трапецеидаль-
ная резьба с шагом 5,08 мм, конусностью 112, рабочей высотой
профиля 1,4 мм и углами наклона 3 и 30° (рис. 8.9). Посадка резь-
бы осуществляется по внутреннему диаметру резьбы с зазором
ОД мм но наружному диаметру и ОД нм но боковой стороне про-
филя Для увеличения жесткости муфтового конца предусмотрена
носадка с натягом но срезанным вершнеам профнея резьбы на
участке от начала сбега резьбы ниппвгьиого конца до упорного
уступа Оснпеиые размеры труб ОГ1 м приведены в табл 8Л6.
Допуск на шаг ±0,05 мы на длине 25,4 мм и ±0,10 мм на всей
илнне резьбы Откаовение угла наклони профиля ±Г. Допускае-
мые отклонения но ненусности на длине 80 нм по наружному и

внутреннему диаметрам резьбы +0,15 мм Для ниппельной части и
—б, 15 мм для муфтовой части.
Натяг резьбы муфтового вовка ко резьбовой калебр-пробке
должен быть равен 5_1Л мм для труб диаметром до 194 мм н
5± 1,00 мм для труб диаметром свыше 194 мм.
Измерительная плоскость гладкого калебр-лробкн должеа сов-
падать с торцом муфты паи утопать относительно торца муфты не
более чем ва I мм для труб диаметром но 194 мм и не более чем
ка 2 мм для труб дламетром свыше 194 мм.
Резьбу ниппельного конки трубы должки проверять гладким
калибр-ислыкхм, резьбовым калвбр-иольцом с неполным профи-
нем и резьбовым калнбр-кольцом с полным профпаем.
Натяг по гладкому и резьбовым калнбр-кольцам должен быть
ралеи IO*1-2 мм для труб диаметром до 194 мм и |О?-® мм для
Разрушающие нагруазм для труб ОПм определяют исхода из
ллощане опасных сечений ко телу ниппельной или муфтовой час-
ти трубы иод крайними витками резьбы, находящимися в зацеп-
Для труб ОПм с толщиной стенки до 10 мм включительно раз-
рушающая нагрузка онреденяется, исходя из разрушения ио телу
ниппельной части в одаском сечении, находящемся на расстоянии
16 мм от упорного уступа, но формуле
₽Г я=0,785((Д—0,9)’—(D—2«)’]с,.м, где D — номннильный диа-
метр трубы, s — номинальная толщина стенки
Для труб ОПм с толщиной стенки 11 мм в более разрушаю-
щую нагрузку определяют исходя из разрушения но телу муфто-
223
Т1ЙЛН11 Мв
вон части в опасной сечении, находящемся на расстоянии 6 мм от
торца нипкевя, но формуне
Ре „ = 0,785 |D>-(D- 1.1ЭД о.„,„.
Рекомендуемые лов;
рассчитывают при Koaj
тающей нагрузки
при спуске труб ОПм
прочности 1,8 от разру-
Грубы обсадные толстостенные
Обсадные толстостенные трубы выпускают но ТУ 14-3-329—74.
Размеры и миоса труб влажны соответствовать величинам, ука-
79*
IO5.S7
11<. A
Трубы поставляют длиной 9,5—13 ы, допускается поставка
40% труб длиной 6—9,5 м. Отклонения но размерам труб не долж-
ны превышать (%):
По иартэмюыу диаметру труб.
ТД5
±12.5
Технические требования соответствуют ГОСТ на обсадные тру-
бы. Гидроиспытанию подвергнуты трубы длиной 9 м и более Ве-
личины испытательных длнаений: для труб 219 мм — 20,(1 МПа;
для труб свыше 219 мм— 13,0 МПа
Трубы обсадные больших диаметров
В тех случаях, котка необходимо использовать обсадные тру-
бы бозыднх диаметров (свыше 508 мм), в основном для крепле-
ная верхних интервилов еняажии в приустьевой зоне в качестве
направляющих колонн применяют трубы но ГОСТ 8732—78 «Тру-
бы стальные бесшовные горичедвформнрованиые».
В основном используются трубы диаметрами 530, 560, 630,720
и 820 мм с толщинами стенок 9, 10, 11, 12, 14 мм изстяией ма-
рок Ст4сп.Ст5сп,Ст6сп с пределом текучести соответственно 216,
245, 274. 304 МПа кая из стнией марок 20, 35, 45 с пределом те-
кучести 245, 294,323 МПа. Трубы при спуске сварвваются
В ряде случаен могут использоваться трубы по ГОСТ 20295—
74 «Трубы стальные сварные для магистральных газонефтехрово-
дов» Трубы выпускаются лрямошовные паи спиральношовные
диаметрами 530, 630, 720. 820 мм следующих каассов прочности.
К34, К38, К42. К50, К52, К55 с пределом текучести SOH~3V> МПа.
Трубы для муфт
Муфты обсадных труб, башменя и другие соедаявтельнме час-
ти изготовляются нз муфтовой заготовки но ТУ 14-3-130—73
Ниже приводятся размеры труб (мм).
Диаметр
451
22
351 402
22 22
133	166	IBS	216	245	206
14	16	IB	18 IB	19

Длина муфтовых заготовок колеблется в пределах 4—7 м
Требования, предъинаяамые к муфтовой заготовке в части до-
пускаемых отклонений, кривизны, внешнего вила и т. д., должны
соответствовать аналогичным требованиям к стальным трубам
ЭЛЕМЕНТЫ КОЛОНИ
В процессе спуска, кразиения и эксплуатации обсадных колони
пользуются рядом деталей и устройств под названием «элементы
колонн', которые предназначены для соединения, разъединения,
облегчения спуски и других целей.
Ниже приводится зраткое свисание некоторых из этих элемен-
Переводники для обсадных колени
Переводники для обсадных колонн применяются для составле-
ння комбинированных двух-трехразмерных обсадных колонн или
же обсадных колонн. составленных из труб с разными типами резь,
бових соединений Их изготовляют согласно требовепним ограс-
аявого стандарта «Переводимая для обсадных полонн» ОСТ
39-137—81. Предусмотрениме указанным стандартом переводники
конструктивно выполнены муфтово-ниппельного типа, т е на од-
ном помце имеют полумуфту с внутренней резьбой, а на другом
конце — ниппель с наружной резьбой.
Стандартом предусмотрено 55 типоразмеров переводников, в
том числе четыре ткоа переводников для соединения между собой
обсадных труб разаых диаметров с однотипными резьбами (28 ти-
поразмеров) н три исполнения переводников для соединения меж.
ду собой обсадных труб одного диаметра, но с различными типами
резьб (27 типоразмеров) Наличия таких типов и размеров пере-
водников позколяет соединять между собой обсадные трубы раз-
ных диаметров и с различными типами резьб я колонку, для чего
следует пользоваться сочетаниями переводвикоя разных типов н
исполнений
Наружный и внутренний диаметры переводников приняты ран-
ными соответственно наружному диаметру муфты и внутреннему
диаметру соединяемой трубы. Предусматривается изготовление пе-
реводников из сталей групп прочности Д, Е и Л, механические по-
казатели которых носон термообработки соответствуют указанным
группам прочности но ГОСТ 632—80.
При определении групп прочности материала переводников сле-
дует исходить из условия раиной прочности ах с прочностью соеди-
няемых труб.
В условные обозначения переводнинав входят сочетание букв
ПО. которое означает «Переводник для обсадной половны», услов-
ный диаметр обсадной трубы и тип резьбы муфтового конца пере-
228
водника, условный диаметр обсадной
трубы и тип резьбы ннкоельного колца
переводника, группа прочности материа-
ла а шифр отраслевого стандарта, но
которому ови изготовлены. При этом ко-
роткая треугольная резьба обозначается
треугольная
И
буквой К. уд
разьба—буквой .., ,г_______________..
резьба типа ОТТМ — буквой Т и высоко-
герметичная резьба типа ОПТ—бук-
ной Г.
Так. каяример, переводник с обсад-
ной трубы о условным диаметром 168 мм
на обсадную трубу с условным диамет-
ром 140 мм с нысокогерыетичной резьбой
из отали группы прочности Е нбозиача-
етсЯ' ПО-168ГХ140Г-Е ОСТ 39-137—81, Рис. 9.1 Переводники
а переводннл с обсадлой трубой углов- для обсадная мяхнш
кого диаметра 219 мм с трапецеидальной
резьбой на трубу того же условного диаметра с удлиненной тре-
угольной резьбой из стили группы прочности Л обозначается:
ПО-219ТХ219У-Л ОСТ 39-137—81.
Перечень типоразмеров, габаритные размеры и массы перевод-
ников всех типол и исполнений, предусмотренных указанным от-
раслевым стандартом, принекаяы в табл 9.1 и на рис. 9.1
Переводники с замковой резьбы па резьбу обсадных труб
Эти переводники применяются для спуска иа бурильных трубах
рода инструментов или устройств, имеющих на конце внутреннюю
резьбу обсадных труб Они помструктиаяо представляют собой
сочетание муфтового конца замкового соеднненая с внппельним
концом обсадной трубы
Размеры, допускаемые отклонения и масса этих переводников
праяедены в табл 9.2 и на рис. 9 2
Внутренняя замковая резьба на муфтовом ноние переводника в
отношении размеров, профпая н качества выконпения соответству-
ет требованиям ГОСТ 5286—75, а наружная резьба обсадных труб
на ниппельном поте — требованиям ГОСТ 632—80.
Переводники изготовляются как с правым, так и с левым на-
правлением нарезки резьбы на обоих конках или с правой резьбой
на одпом и левой резьбой на другом конце.
Техппческай документ для изготовления н поставки переводни-
ков—отраслевой стандарт ОСТ 39-049—77 «Переводники с замко- '
вой резьбы на резьбу обсадных труб», предусматривающий 27 Ти-
поразмеров переводников
Переводники изготовляют из стали марки 40ХН по ГОСТ
4543—71 со следующими механическими показателями после тер
необработан*
	S’™ "Jo*'’’*		°-	Oa		M4«.,
	“’ST	«««OH.				
1	7	3	4	g	g	3
ПО168КХ146К	168	146	IR7 7	146 1	774	13
IK! ICSKXHOK	№8	140		1лЯ 7	283	11
ПО 14БКХ127К		127			294	ю •
ПО I4SKXII4K	140	114	A	 14 3	272	II
ПО I40KXI27K			15.4 7	 77 A		R
ПО-140КХ114К				114 Я		
ПО 127KX1I4K		114	141 3	114 4		?
ПО 16МХ1МУ	№8	146	 K j I	146 1		IS
ПО 168УХ140У	1Ы	1<И	187.7	|Ч9 7		IS
ПО 146УХ127У	146	127	166.0	 77 A	283	12
ПО 146УХИ4У		114	l«.O	114 3	3OI	
ПО 1«1УХ<27У		127	is:.7		274	
ПО1411УХ114У		114	1S3.7		28?	
ПО127УХ1ИУ		114		114 Я	283	8
ПО168ТХ146Т	168	I4S	16,’,'/	146 1		Й
ПО I6STXI4OT	168	140	167.7	39,7	293	11
ПО I46TX127T	146	127	I6<i 11	127,0	239	И
no I46TXII4T	148	IM		Il4,3	239	
ПО I40TX127T	140	127	153.7	127.0	257	
ПО I40TXH4T	140	114	153.7			
ПО I27TX1I4T	127	IM	141.3			6
ПО-16ЯГХ1467	If.8	46	187,7	146 1		13
ПО 1МГХ140Г	168	140	187,7	1Я9 7		14
ПО 146ГХ127Г	146	127		127.0		11
ПО146ГХ114Г	не	114	1 i	114,3		12
ПО >401 Х127Г	140	127	1 ял 7	127.0		s
ПО 140ГХН4	40					9
ПО-127ГХН4Г	127			114 3		
ПО-245У X24SK	265	265			291	
ПО-219УХ219К		219	27	719 1	287	24
ПО 194УХ194К		№4	2IS.9	 93 7	270	17
' •) i : . t?«;;	178	178		177.8	294	14
ПО 168УХ1СЯК	168	168	187,7	168.3	258	1.3
ПО 140УХ140К	146	146	Iff. Cl	146.1	266	
ПО 14ОУХ140К	140	140	1 ял 7	39.7	239	
ПО-127УХ127К	127		 a  •		227	
ПО Н4УХИ4К	114					
ПО-245ТХ265К	265					
ПО 2ISTX2IBK			744 5			22
ПО-191ТХ1В4К		194	215.9			16
IK;<	178	178	194.5	11/ H		13
ПО168ТХ168К	168	168	187.7	|l-4 .4		12
ПО I46TXH6K	146	146	166.0		283	
ПО I40TXI40K	110	140	153.7		239	
ПО I27TXI27K	127	127	141.3	127,0	218	
.if !l	.	IM	114	127.0	114,3	212	
	265			3M.5		
ПО218ТХ219У		219	244.5	2|9, l		
ПО-194ГХ194У	194	194	215.9	193.?	291	Я
Башмазм для обсадных труб
Башмаин предназначены для оборудовнняя низа обсадных ко-
лонн для иапраниенне их но стволу скважины, придания жесткости
концу обойных коловн н защиты от повреждений при их спуске в
скважину
Башмаки предстааляют собой толстостенные патрубки, которые
одним концом присоединяют к низу обсадной колонны на резьбе
кан на сварке, а другой конец снабжают направляющей пробкой,
изготовляемой из чугуна, алюминия, бетона, дерева инн из другие
материалов. Направляющие пробки имеют конусообразную пли
полусферическую форму с гладкой каи ребристой поверхностью
23»
П-3-62Д14
р-з-туц*
n-з-иди
П-3-8У127
П-3-38Л40
П-3-8У146
П-3-88Д14А
П-3-88/127Л
П-3-ЫЛ40А
п-з-вадшл
П-3-МД68А
> I*
пробками
в табл 9.3, а башмаков типа Б — на рве 9.4 и в табл. 9.4.
бесшовных горячекатаамх труб но ГОСТ 8732—78, а ваправляю-
iinie пробка из серого чугуна марка Сч. 12—28 но ГОСТ 1412—
79 Резьбы башмака и пробки но размерам и качеству соответст.
вуют требованиям ГОСТ 632—80. Башменя для обсадных труб н
соответствяи с ОСТ 26-02-227—71 изготовляет ПО «Азернефтемаш-
Башмаин для обсадных труб с чугунными направляющим н
лусбгаыи, постааляемые в соответствии с требованиями ОСТ
отся двух модификаций;
равняющей пробкой и тко
БП 168
ICS
50Г
®4 БОЗ.С
БП-Я9
БГ1-Д45
БП-508
Башмак с бетонными направляющими пробками
При спуске обсадных колонн взамен чугунных направляющих
пробок в последнее время широко приминаются бетоннме направ-
ляющие пробки, состоящие из металлического корпуса и бетонно-











Рис- 9.5 Колонные ваш-

Одной ка помструхцнй бетонной направляющей пробки яаля-
ются разработанные ВНИИКРнефтью колонные башмаки типа
БК. изготовляемое но ОСТ 39-011—74 на заводах Гзавкефтемаш-
разъемной бетонкой насадкой, которая формуется из тампонажно-
го корглаадцемента с наполнителем — песком для строительных
работ, модуль крупности МК—2,0—2,5 но ГОСТ 873b—77
В корпусе 7, над внутренним торцом бетонной насадки 3, выпол-
нены боковые щелевндные отверстия 2. которые образуют дополни-
тельные каналы циркулацин При закупоривании центрального
промывочного отверстая весь лоток закачиваемой жидкости про-
ходит через эти боковые отверстия Конструкция колонного башма-
ка тине БК приведена на рис 9.5, а основные рнзмеры и массы —
Обратные каапвны для спуска обсадных колонн
Обратные клапаны применяют для облегчении веса колонны
обсадных труб ори погружении ее в жидкость но время спуска в
скважину и для предотвращения выброса или обратного движения
нементного раствора Кроме того, применение кратного клапана
способствует часшеной промывка и очищению затрубного прост-
Обратный клапан устанаалаяается в няжней части колонны над
Т«6лит ®л
1L
Для различных условий спуска и цементирования обсадных
колонн создано несколько разновидностей обратных клапанов, от-
личающихся друг от друга конструаяией и принципом действия.
Конструкпая применяемого в настоящее время обратного кда.
паяа тарельчатого типа дана на рис. 96. Эти адапаны в соответст-
вии с техническими условиями ТУ 26-02-236—70 поставляются ПО
«Азернефтемашремонт> Техническая характеристика обратных
клапанов таразьчатого типа приведена в табл. 9.6. Резьбы на обо-
их концах корпуса клапана до размерам и качеству сво-гоетствуют
требованиям ГОСТ 632—SH*.
Обратный клапан в собранном виде подвергается гпдронспыта-
нию давлением, равным 1,5 р (р—рабочее длалеиие). в течение
10 мин. Течь между тарелкой и седлом не допускается.
При использовании клапанов тарельчатого тина время спуска
несколько увеличивается, что объясняется необходимостью перио-
дических перерывов спуска колонны для ее заполнении промывоч-
ной живностью. Во избежание этих иерерывов и для непрерывного
заполнения колонны но мере ее спуска некоторые буровые пред-
приятия просверливают на тарелке клапана отверстия соответству-
ющего сечения
Более совершенны цементировочные клапаны обратные дрос-
сельные типа НКОД, предназначенные для непрерывного самоза-
полнения спускаемой обсадной колонны промывочной жидкостью,
предотвращения движения промывочной жидкости влн цементного
раствора из затрубного пространства в кололну и процессе ее це-
ыентированка и для упора разделительной цементировочной
пробки.
Клапаны типа ЦКОД-t, охватывающие размеры обсадных ко-
лонн от 114 до 194 мы, изготовляются и поставляются в соответст-
вии с требованеякн ТУ 39-01-08-281—77, а клапаны типа ЦКОД-2—
для обсаалых колонн размерами от 219 до 426 ым —в соответст-
вии с требованиями ТУ 39-01-08-282—77.
Конструкции илапаиов типа ЦКОД показаны на рис 97,с.б, а
технические данные приведены в табл 9.7
Пример записи условного обозначения каапавов типа ЦКОД
прн на заказе или в другой документации
для каапаиа устанавливаемого на обсадной колонне дляыет-
ЦКОД-114-l ТУ 39-01-08-281—77.
пая клапана, устанавливаемого на обсадной колонне двамет-
ром 219 мы.
ЦКОД-219-2 ТУ 39-01-08-281-77
Клапаны типа ЦКОД изготовляются ПО «Аэернефтеыашре-
Разъединители
Разъединители служат для спуска обсадных колони секциями
илн для спуска ногайиых обсадных колонн дри помощи бурильных
клапана дросселмкио ттпа ЦКОД (ИН1
					Д.М.С	ИД
ЦКОД 114 1	114	46	ю	|33	299	
ЦКОД 127-1	127			146	330	14 Д
ЦКОД 140-1	140			159 166	800	17.0 19.8 23.0
ЦКОД 146-1	146					
ЦКОД-168-1	168			188		
ЦКОД-178-1	178		20	196	325	29,5 32,2
ЦКОД 194-1	194			2№		
ЦКОД-219-2	219			245	318	39.0
ЦКОД-245-2	248			270	265	57.2
ЦКОД-273-2	273			299	240	58.6
НКОД-299-2	299			324	340	«6.3
ЦКОД-324-2	324			331	800	76Д 82.0
ЦКОД-340-2	340			365		
ЦКОД-351-2	351			376	265	36.4
ЦКОД-377-2	377			432	378	96Д
ЦКОД 407-2	407			432	374	105,0
ЦКОД-426-2	426			461	265	И5Д
труб. Принцая работы разъединителей освоваи на использокнини
легко отвинчиваемого левого резьбового соедиинеия, при помощи
которого после спуска обсадной коловны освобождается бурильная
колонна Иногда но избежание аварий приходятся спускать зксп
луатаиловные кололиы в глубокие скважины с осложненными гео-
логическими условиями секциями в два-три приема на бурильных
трубах при помощи спекоальных разъединителей В глубоких сква-
жинах, проходимых в осложненных геологических условиях, для
перекрытия зон ниже башмака промежуточных колонн часто при-
ходятся внутри них спускать нотайные колонны илнной 1500—
2000 м Их спускают на бурильных трубах при ноыощн разъедини-
РСХ-273Х377	345
PCX 245X351 | 320
РСХ-245ХЭ24 | 265
PCX 219X299 | 261
РСХ-194Х27Э | 233
PCX 166X245 | 210
PCX 146X245	210
PCX 146X2(9 ] 184
		?<84Г-^ЙГ	Им?		Р«ьДв ыет|1Я-
120	850	СП 265X12	3-147	273	СП272Х*
	755	СП235x12		345	СП 243X4
	755	СП 235X12		245	СП 243X3
	816	СП 210ХЮ		219	СП 217X4
90	755	СП 185X10	3-121	194	СП (S2X4
	706	СП (60X8		168	СП 166X4
	706	СП 140X6		146	сп («хз
	706	СП 140X6		146	СП 144X3
на бурильных трубах
Разъединитель для спуска потайных колонн состоит из ниппе-
ля и муфты, соединенных между собой трапецеидальной резьбой
крупного шага с левым направлением нарезки
Верхний конец ниппеля разъединителя имеет внутреннюю пра-
вую замковую резьбу, куда ввинчивается ниппель замка буриль-
ной колонны Нижний конец иуфты разъединителя имеет внутрен-
нюю правую резьбу обсннной трубы, ж которую ввинчивается верх-
ний конец последней сверху трубы потайной обсанной колонны.
С помощью универсальных разъединителей можно спускать
потайную обсадную колонну, зацементировать ее при помощи
двухсекционной разделительной пробки, установить на верхнем
конце колонны герметизирующее устройство (Герус) и при необхо-
димости в последующем наращивать эту коловиу до устья сква-
жины.
Упрощенная и облегченнах конструкция разъединителей приве-
дена на рис 9.9, а размеры —в табл. 9 9.
Разъединители некоторых тнноразиеров изготовляются ПО
<Азернефтемашремонт>
Практика использования универсальных разъединителей с ле-
вой резьбой показала, что имеются случаи заедания резьбы при
отсоединении бурильных труб от спущенной потайной колонны Это
в основном связано с тем. что не всегда удается разгрузить пере-
полник от осевых нагрузок, что яиляется необходимым условием
для надежного отвинчивания разъединителя.
Во избежание подобных осложнений АзНИПИнефтью разрабо-
тана конструкция безрезьбового разъединителя для спуска потай-
ных колонн диаметром 219 мм—»Бераз 219М» основанная на прин-
ципе штекерного соедвненнн. Коиструкняя безрезьбового разъеди-
нителя «Бераз-12|9М» представлена карнс. 9 10. Он состоит пэ кор-
ТаВлхца я.В
				|s8	у Ж?	ЗВгт £^!	S
Р-245Х340	SOI	120	К4О	245	3-147	245x12	360
Р-245Х324	288		К4Л	215		245X12	350
Р-219Х288	261		540	2I9		210>. 10	275
Р 194X273	288	в»	350	194		190x8	225
Р-178Х245 Пк>ч	210		510	178	шсм	UOxS	166
211
луса 3, снабженного в верхней
части норонкой 2, переводника 1,
соединенного с сердечником 4 при
помощи трубной резьбы, золот-
ника 8, передающего движение
бурильной колонны втулке 5 с
двумя шпонками 7. погорая удер-
живает соединитель 6 в раскры-
том виде. В верхней части пере-
водника нарезана замковая резь-
ба для соединения с колонной бу-
ком иля обратной промывки, а в
нижней части корпуса—резьба
обсадной трубы для соединения
Узел соединителя представля-
ет собой сборное эластичное
бой потайными спиральными пру-
жинами, что делает соединитель
эластичным. Два конечных сег-
мента (замковые) соединяются
между собой специальными илан-
Потайная колонна отсоединяется следуионин образом После
закачки необходимого объема тампонажного цементного раствора
в цементировочную головку устииавливают верхнюю секцию двух-
секционной рхзделительной пробки и непосредственно над ней
шар 9 Затем закачивают продавочную жидкость Верхний секция
разделительной пробки проходит через внутренний нянвл
золотника и садится на нижнюю секцию. предварител.но ус-
тановленную в верхней части потайной колонны. Шар садится в
гнездо золотника, перекрывает его отверстие, под действием по-
вышающегося давлении продавочной жалкости происходит срез
шпилек 10 и золотник вместе со шпонками и втулкой перемеща-
ется вниз до упора, освобождая соединитель. В дальнейшем
продавочная жидкость прокачивается через отверстия, располо-
женные в нижней части золотнииа нид шаром, до получения сиг-
нвна «стоп».
Не разгружен потайную колонну на забой, прсизводят обрат-
ную нромывку ствола скважины для вымывания излишнего це-
ментного раствора через переводник для обратной промыеки, ус-
танавливаемый непосредственно нзд безрезьбовым разъедините-
лем. и скважину оставляют на затиердение цемента. По истечении
времени твердения цементного раствора колонна бурильных труб
разгружается и соединитель под действием спиральных пружин
садится на сердечник, освобождая тем самым потайную колонну
После этого переводник, сердечник, узел золотника, шар и узел
соединителя извлекаются из скважины
Разъединитель <Бераз-219М» изготовляется ПО «Азернефте-
машремонт» по ТУ 39-045—74.
Герус
При бурении нефтяных и газовых скважик с целью экономик
обсадных труб часто спускают потайные обсадные колонны. При
такой конструкции скважины через кольцевое пространство, обра
зованное верхней частью потайной колонны и предыдущей колов-
ший, могут проникать пластовые газы и воды или, наоборот, про-
мывочнля жидкость может уходить в пласт Цементная оболочка
цемент не всегда создает должную герметизацию
С целью устранения этих явлений АзНИПИнефтью предложе-
ны способ герыэтизации межтрубиого пространства и устройство
для его осуществлении, которые получили широкое распростране-
ние. Герметизирующее устройство Герус, конструнидя которого
приведена на рис 9.11, состоит Из трубчатого корпуса /, на ного.
ром смонтирован набор, резиновых самоуллотняющнх манжет 2
Для герметичиоств Геруса как „
при пластовых проявлениях, так
и при послощенних резиновые
манжеты попарно направлены
раструбами в (противоположные
стороны. Для создэнля плавного
перехода от предыдущей колон-
ны к потайной .верхний конец
корпуса снабжен норонкой 3, а
для 'присоединения Геруса к
разъединителю потайной колон-
ны ннжний конец его снабжен
резьбой и гладким цилиндричес-
ким направлением.
Для предохранении резиновых
манжет от разрушения нрн спус-
ке а скважину на них надет тол-
костенный кожух 4, который при
подъеме бурильной колоявы с них
снимается и поднимается на по-
верхность. При снятии кожуха
манжеты освобождаются и гер-
метизируют межтрубное прост-
ранство.
Герметизирующее устройство
Герус для колонн 299X219 м из
готовляется ПО «Азериефтемаш-
ремонт» но ТУ 39-01-806—83.
Назначение Геруса—герметизация межтрубного пространства
в месте перехода 299-мм промежуточной колокаы к 219-мм по-
тайной. Максимальный перепад давлении снизу вверх и сверху
вниз 25 МПа
Кольцо упорное предназначено для остановки ззливочкой проб-
ки на заданной глубине скважины при ее цементировании Кольца
изготовляются в соответствии с техническими условиями ТУ
26-02-245—70 нз серого чугуна
Размеры обсадных колонн и соответствующих упорных колеи
приведены в табл. 9 10 и на рис 9 12
Дли обвязки обсадных колонн на устье нефтяных и газовых
скважин применяются разработанные АзИНМДШеи колонные го-
ловки с илниоиыми подвесками типа ОКК. Типы и основные пара-
метры колонных головок оговорены отраслевым стандартом Мя-
ннстерства химического и нефтявого машиностроения ОСТ
26-02-775—73 «Головки колонные Типы н основные параметры», а
серийное производство их осуществляется заводом им. Л Шмидта,
в соответствии с указанным ОСТ и техническими условиями ТУ
26-02-579—74 «Оборудование длн обвязки обсадных колонн типа
ОКК Технические условия».
Оборудонзнии для обвязки обсадных колонн типа ОКК (колон,
вые головки) в целом состоят вл нескольких самостоятельных сек-
ннй (рис. 9.13)
ГКП —голоики колонной нижней 3. присоединяемой непосрец-
ственно к первой обсадной колонне / н состоящей нз корпуса, кли-
новой подвески и пакера;
Г КП —головок колонных промежуточных 4, 5, устанавливае-
мых на нижерасполоясеиную головку и состоящих нз корпуса, под-
вески, пакера, съемного направления долота и нижнего пакера
Количество промежуточных тововок оиределяется числом об
называемых обсадных колонн 2
Перечень типоразмеров и ссяовные параметры голосов даны
Условное обозначение оборудования для обвязки обсадных ко-
воин типа ОКК состоит из сочетания букв ОКК — шифр оборуно
вания: индексов к шифру 1, 2 или 3, указывающих количество про-
межуточных колонных головок, чисел 21,35 или 70 — рабочее длв-
леяне, МПа. выдерживаемое верхней промежуточной голозкой.
носзедующпх трехзиачных чисел—условные диаметры обвязыва-
емых обсадных колонн, индекса К2 — указывает на высокую кор
розненную устойчивость митеринла колонных головок в среде, со-
держащей до 6% сероводорода и углекислого газа но объему
214
17В
IM
219
245
168	|	IM
168	I	IIS
184	I	136
209	I	ISO
234	I	180
262	I	3Q9
262	I	236
324	1	313	I	262
Соединение нижней колонной головки с обсадной колонкой мо-
жет осуществляться с помощью резьбы или сварки.
Колонные подвески могут быть выполнены илнновыми нни же
муфтовыми, в которых колонны труб подвешиваются на резьбе.
На корпусах колонных головок предусматриваются два соос-
ных бохоных отвода с условным проходом 50 мм, необходимых дли
выполнения технологических операидй. В нижнем фланце проме-
жуточных коконных головок имеется устройство для онрессовки
фланцевого соединения




Продолхтш табл. 9.И
S50
OKK3-700-W6X
X2I9X273X351
ОККЗ-700-168Х
Х219Х324Х426
ОККЭ-700-143Х
Х219Х324Х377
ОККЗ-700-|68Х
Х219Х299Х«2«
OKK3-700I46X
Х245Х299Х377
СККЗ-700-К0Х
X245X299X42S
ОККЗ-700 В6Х
Х219Х299Х377
<ЖКЗ-7001«>Х
Х245Х324Х426
СККЭ-700-168Х
XSI9X299X<2«
OKK3-350-I68X
X24SX299X377
OKK3-3SOI«8X
ХМ5Х8МХЗТ7
OKK3-3SO-IWX
Х245Х324Х42&
OKK3-700I46X
Х219Х324Х42Й
ОККЗ-70014вХ
X24SX324X377
OKK3-8S9-I68X
Х245ХМ9Х**
OKK3-SSO-мех
X24SX324X426
OKK3-7WI68X
Х245Х324Х377
ОККЗ 700I68X
X245X23SX421?
OKK2-3IO-I7SX
Х245Х324К2
OKK3-700I68X
Х245Х32«Х«23
OKK3-7WI4bX
Х245Х29ЭХ4Я6
ОККЭ-2Ю-М6Х
Х245ХЗЖ2
ОКК2-2Ю-148Х
X2I9X299KJ
ПКК2-210И6Х
Х245Х324К?
OKK2-SIO'I£8X
245Х324К2
ОКК1-2Ю-168Х
X24SK2
OKK1-2IOHOX
Х219К2
ОКК1-210-14БХ
X2I9K2
CKK1-2I0I4BX
Х24543______
ОКК1-2Ю-168Х
Х245К2
ОККЭ-700146Х
Х246Х324Х4М
ОККЗ-700168Х
Х245Х799Х877
OKKI-SIO-I78X
X24SK? _____
ОКК2-210 |40Х
X2I9X299K2
КОНТРОЛЬ РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИИ ОБСАДНЫХ ТРУБ
И м»'*т к ним
Калибры
Резьбовые я гладкие калибры для контроля обсадных труб и
ыуфт к нин с резьбой треугольного профи ля по ГОСТ 632—80 дол-
жны соответствовать ГОСТ 10655—81
Калибры изготовляются следующих Типов. Р—резьбовые ра-
ки и кольца); Г — гладким рабочие (пробки н кольца); К-Г —
гладкие ковтрольные пробки.
Профиль резьбы, основные разыеры и предельные отклонения
рабочих к контрольных калибров указаны на ряс. 10.1 и табл 10.1
и 10.2
Взаимосвязь между контрольными калибрами.
рабочими ни-
либрами и резьбой изделия, а также предельные отклонения натя-
га указаны на рис. 10 2
-При изготовлении рабочие калибры (пробки и кольца) счита-
ются годными, если после проверки всех элементов резьбы их на-
тяги но контрольным калибрам будут выдержаны в пределах, ука
ванных на рис. Ю.2.

Износ кнлибров в процессе их эксилу;
ыенеииеы натягов S. S, и W. не должен
+0,25 мм, —0.5 мм.
Допуск прямолинейности, мкм
выходить аа Пределы
Допуск нериеИДвкулярэости и измерительной плоскости квлибр-
пробки (рабочей и контрольной) к осн резьбы:
диаметр труб, ни
допуск, мн
>178
0.078
Допуск параллельности измерительной плоскости припасованного
калибр-кольца (рабочего и контрольного) относительно измери-
тельной плоскости контрольной квлнбрчпробки.
Контроль следует проводить на расстоянии 3—5 мм от внешне-
го края торца
Комплект рабочих резьбсных калибров должен состоять из ка-
либр-лробки н вллибр-кольца. Комплект контрольных резьбовых
калибров состоит ни нонтрольной калибр-пробки и припасованно-

Рис 10.3. Гладкие калибр*
n—.nto лаоска,П <-и«1»||М» Г: к - млиСр ч>ы!и К-Г Т - ««Мт.»
го к нему контрольного калибр-кольнн. По заказу потребителя до-
пускается изготовление отдельно рабочих калибр пробок и рабочих
калибр-колец При одновременном заказе не менее 10 рабочих ка-
либров (пробок и колец) и комплекта ковтрольных калибров ра-
бочие калибры припасовываются к данным контрольным калибрам.
Условков обозначение калябра должно состоять из наименова-
ния калибра («пробка», «колено», «контрольная пробка», «конт-
рольное кольцо»), типа, условного обозначения трубы н обозначе-
ния стандарта.
Пример условного обозначения резьбового рабочего кенибр-
пробкн для обсадных труб условного диаметра 140 мм пробка
Р Обе 140 ГОСТ 1065S—81
Основные размеры и предельные отклонения рабочих и конт-
рольных гладких калибров должны соответствовать указанным На
рис 10.3 и в табл 10.3.
Квлибр-колыю должен быть припасован но крвске к контроль-
ной калнбр-пробке. Прилегание конусных поверхностей должно
быть не ыенее 80%. Толщина слоя краски полжна составлять не
более 0,010 км
При ковтроле припасованного калибр-кольиэ его плоскость А
должна совпадать с измерительной плоскостью контрольной ка.
либр пробки Предельные отклонения снещения измерительной
плоскости (мм)
Комвнект гладких калибров из рабочей ка-
либр-пробки. контрольной калибр-пробки и припасованного к не-
му рабочего калибр-кол.ца
По заказу потребители донускается изготовление отдельно ра-
бочих келкбр-лробок к калнбр-колец. К одной контрольной калибр-
пробке припасовывается не более 10 калибр-колец.
из

Применение калибром
I.	Для опрело.Сепия действительного катяга i, nN должны ис-
пользоваться контрольные реч>бовые калябры До начала эксп-
луатации калибров следует определить действительный натяг S
контрольной лари новых няи отремонтированных калибров (см
ряс HI 2,а) Значение этого натяга маркируется на контрольном
2.	Контроньный резьбовой квлибр кольцо преднеииачек дли оп-
ределения действительного натпга S, рабочего резьбового калибр,
пробки (см рис 10,2,6). Значение этого натяга маркируется на
рабочей калибр-пробке
3.	Контрольный резьбовой калибр-пробка предназначена для
определения действительного нагяга#рабочегорезьбовогокалибр-
кольца {см. рис. 10.2, л) Значение этого натяга маркируется на
рабочем калибр-кольие
4.	Рабочий резьбовой калибр пробка предназначен для контро.
ля натяга А. установленного ГОСТ 632—80 При зтом реноыен
S.	Рабочий резьбовой квлибр кольцо предназначим иля колт-
роля натяга Pi, установленного в ГОСТ 632—80. При этом реко-
мендуется учитывать действительное значение натяга И (рис.
6.	Рабочий гладкий калибр-пробка предназначен для контроля
конусности внутреннего диаметра резьбы муфты, рабочей гладкий
калибр-кольцо — для контроля конусности наружного диаметра
резьбы трубы.
7.	Контрольный гладкий калибр-пробка предназначен для при-
пасовки к нему конуса рабочего гладкого калнбр-кольид но краске
и контроля этого диаметра в основной плоскости
Резьбовые и гланяие вллнбры для контроля трапецеидальной
резьбы и уплотнительных поверхностей соединений обсадкых труб
и муфт к ним ОПМ. ОТТГ, ТБО (табл 10.4) должны соотаетстео-
нить ГОСТ 25575—83.
Комплект калибров -должен состоять из контрольных и рабо-
чих резьбовых и гладких калибров.
По заказу нотребителя довускается коставка отдельно рабочих
резьбовых и гладких калибр-пробок или квлибр-колец.
Калибр-кольца в количестве не более 10 должны поставляться
с одной гладкий контрольной калибр пробкой, к которой они дол-
Основные размеры рабочих и контрольных калибров, профиль
резьбы и их предельные отклонения указаны на рис 10.4—10.9 и я
табл 10-5.
Предельные отклонения разности наружных и внутренних Диа-
+0.020 нв длине I,—20
—0,010 на мине £

езя митероля резьбы труб ОТТМ,
ОТТГ. тьо " его припасовка по
главков пробке К Г-Г*
1 катером тал»’
труб ОТТГ. Т6О
Пря контроле разности диаметров указанных выше резьбовых
н гладких калибров иа другой длине предельные отклонения дол-
жны быть пропорционально изменены.
Предельные отклонения шага резьбы относятся к расстоянию
между двумя любыми витками резьбы калибров.
Шаг резьбы и ширина площадки измеряются параллельно оси
резьбы калибра _
При припасовке калибр-колец Р и Г соответственно к калибр-
пробкам К-Г-Р и К-Г Г расстояние между измерительными плос-
костями калибров должно быть равно номинальному значению раз-
меров I, и 1г. Предельные отклонения ±0,10 мм Несовпадение из-
мерительных плоскостей при припасовке калнбр-колеи Г-У к ка-
либр-пробкам К-ГУ должно быть не более ±0,10 мм
Допуск параллельности измерительных плоскостей при припа-
совке рабочих аллнбр колец к контрольным аллибрам-пробкам
должен быть 0,05 нм.
Допуск перпенаикуияркости измерительных плоскостей к оси
резьбы н к осн рабочих поверхностей соответственно резьбовых к
гладких калибр пробок должен быть 0,025 мм _
Допуск прямолинейности боковых сторон профиля реэьоы
Шероховатость поверхности Ял но ГОСТ 2789—73 не должна
быть более 0,32 мкм.
В обозначение калибра включаются тип калибра, обозначение
резьбы, состоящее из назначения и условного диаметра трубы п
типа резьбы, номер стандарта.
Примеры обозначений калибров;
резьбовой рабочий калибр пробка для контроля резьбы муфт
к трубам с условным диаметром 299 мм: пробка Р Обе 299 трап
ГОСТ 25575—83;
гладкий рабочий нелибр-кояьцо для контроля уплотнительного
конического конска труб с условным диаметром 140 нм- колъво
Г-У Обе 140 трап ГОСТ 25575—83.

Примечание Обозначение калибров для труб с условным диа-
метром 114 мн и муфт к ним дополнительно должновключать бук-
вы <НКМ», например
резьбовой рабочий калибр-кольцо.
кольцо Р Обе НКМ 114 трап ГОСТ 25575-83
Технические условия на калибры в соответствии с ГОСТ
24672—81
но ГОСТ 682-8(1
Резьба обсадных труб и муфт к ним с резьбой треугольного иро-
Натяг оцинкованной или фосфатированной резьбы муфты но
резьбовой калибр-лробке далжен быть равен величине А (см. рис.
10.10 и табл. 8.8 и 8 9), принятой для свинчивания муфт с труба-
ми вручную Предельные отклонения ±3,2 мм.
Натяг резьбы трубы А, (расстояние от измерительной плоско-
сти калкбр-кольца до торкэ трубы) но резьбовому калибр-котьцу
должен соответствовать величиини, указанным на рис. 1010 и в
табл 8.8 и 8.9 Предельные отклонения ±3,2 мы.
При свинчивании вручную оцинкованных кал фосфатированных
муфт с трубами натяг должен быть равен величине А. Предельные
отклонения ±3,2 мм Допускается подбор муфт и концов труб но
Резьба обсадных труб и муфт к ним с резьбой трапецеидаль-
ного профаля ОТТМ проверяется калибрами но ГОСТ 25575—83
При определении натяга резьбы трубы но резьбовому и гладко-
му калибр-кольнам измерительная алоекость калибр-колец дол-
жна совпадать с торцом трубы или не доходить до торца не бо-
лее чем на 2,5 мм (рис. 10 11)
Натяг оцинкованной или фосфатированной резьбы мудты но
резьбовой калибр пробке должен быть равен 12-;,в мм. а измери-
тельная плоскость гладкой калнбр-пробки должна совпадать с
торцом муфты или утопать относительно торка муфты на более
чем на 2.5 мы (см рис 10.11).
При свинчивании лручиую оцинкованных алн фосфатирован-
ных муфт с трубами натяг должен быть равен 14±3 мм (рве
10 12)
После свивчиваиил трубы и муфты на станке торец муфты дол-
жен совпадать с концом сбега резьбы на трубе или не доходить до
Проверка соединений обсадных труб н муфт к ням с трапецеи
ТБО производится калибрами но ГОСТ
25575-83.
При определении натяга резьбы но резьбовому и гладкому ка-
лнбр-кольнам измерительная плоскость калибр-колец должна на-
ходиться на расстоянии 24-у мм от торца трубы (см. рис. 10.13).
Натяг оцинкованной или фосфатированной резьбы муфты но
резьбовому калибр пробке должен быть равен 8-^ мм (сы. рис.
10 13), а измерительная плоскость гладкой калибр-пробкн колжна
утопать относительно торца муфты от 4fi до 6,5 мм
При определении диаметра уплотнительного ковнчесхого по-
иска трубы измерительная плоскость гладкого калибр-кольна дол-
жна совпадать с торцом трубы нли не доходить до торца не более
чем на J.6 мм (сы рис. 10.13)
При определении диаметра в расчетной плоскости омникован-
ноЯ или фосфатированной уплотнительной конической расточки
муфты измерительная плоскость гладкой калибр пробки должка
нвкодиться на расстоянии is (см табл 8.14) от торца муфты Пре-
дельные отклонения +1,6 мм (см ₽нс. 10.13)
При свинчивании вручную оцткованных наи фосфатирован-
ных муфт с трубеми натяг должен быть равен 10±2 мм (рис.
10.14). Допускается подбор муфт и концов труб но натягу.

После свиноиваики трубы и муфты на станке должно быть обе-
спечено сопряжение торца трубы и упорного уступа муфты но все-
му периметру стика упорных поверхностей Допускается зазор
между упорными поверхностнми трубы и муфты не свыше 1 мм
для исполнения Б (рис 10.14)
Натяги резьб нкяпельиого н раструбного концов труб ТБО
должны быть такими, как у труб ОПТ
Диаметры уплотнительных конических поверхностей нилвель-
ного и реструбного концов трубы должны определяться так же,
алк у труб ОТТГ
Шаг реаЛы (на илнне 25,4 мм н на всей нлива), углы наклона
сторон и высота профиля, конусность но среднему диаметру треу-
гольной резьбы, конусность но внутреннему дилметру наружной
трапецеидальной резьбы, перпендикулярность и плоскостность
упорных поверхностей, соосность резьбы и уплотнительных кони-
ческих поверхностей соединений труб и муфт ОТТГ и труб ТБО
и ширина упорного уступа раструбного конца труб ТБО должны
проверяться пернодическа в объемах и сроках, согласованных из-
готовителем с потребителем
Проверке соосности резьб должно быть подвергнуто не менее
I % муфт от каждой партии.
Проверке качества совряження торца трубы ОТТГ и упорного
уступа муфты подвергают каждое соединение партии.
Конусность по наружному диаметру резьбы труб и ниппельных
кцнцоп труб ТБО и но внутреннему диаметру резьбы муфт и рас-
трубных концов труб ТБО, а также конусность уплотнительных
конических поверхностей труб и муфт ОТТГ и труб ТБО должна
проверяться гладкими коническими калибрами (кольнамя и проб-
ками полными али неполными) алн специальными приборами
Толщина под резьбой I проверяется но впадине перной нитки,
расположенной со сторокы торца трубы
Для проверки соваадения осей резьбы обоих концов муфта
должна навинчиваться на нарезанный цилиндрический стержень,
точно выверенный и центрированный в патроне токарного станки
или специального приспособления В свободный конец муфты дол-
жен ввинчиваться другой цилиндрический, чисто обработанный
стержень длиной ие менее 250 мм
Вращая муфту, определяют биение (удвоенную величину от.
клокенкн соосяости) стержня у торца муфты и у конца стержня
индикатором часового типа с ценой деления 0,01 мм. Отсчет вели-
чины бнееия у конца стержня ведется от середины муфты
РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
На обсадную колонну действуют различные но величине и ха-
рактеру нагрузки*
I)	растягивающие нагрузки от собственного веса.
2)	сжимающие нагрузки от собственного веса, возникающие
3)	динамические нагрузке. возникающие в период неустаиовив-
шегося движения колопны в осевом «вправлении.
стевки скважины;
5)	осевые нагрузки от избыточного давления и температуры
прн цементировании и эксплуатации,
6)	наружное и внутрезиее избыточные давления;
7)	изгибающие нагрузки при искривлении колонны в результа-
те потерн устойчивости и прн работе в наеденных скважинах.
В зависимости от назначение колонны (промежуточная или
эксплуатационная) будут также действовать нагрузки, карактер-
ные для данного типа колонны, например си-
лы тренне, возникающие при пра шепни бу-
рильной колонны в обсадной н приводящие
в ряде случаев к протиранию обсадиоп трубы.
Основные нагрузки для .расчета — осееые
рестягивающие нагрузки, 'наружное и внут-
реннее избыточные давления.
нефтяных
Наружное давление для эксплуатационной
колонны рассчитывают иля периода оконча-
ния эксвлуатаиаи скважины.
В яезацемеятированиой зоне
скэажна избыточное давление
если h<_H.
Избыточнее наружной давление
Избыточное наружное давление определя-
ют как разность между наружным к внутрен-
ним давлением дая одного и того же момента
где ур—удельный вес бурового растворе за колонкой, Н/м3; уе—
удельный нее жидкости в колонне, Н/ы’; Л —расстояние от устья
скважины до уровня цементного раствора, м. Н — расстояние от
устья скважины ко уровня жидкости в колонне, м.
В газовых, а также в газоконденсатных и газовых скважинах
лрн наличии столба жидкости в колонне
При окончании эксплуатанан (H—L) за внутреннее давление
Ршю принимают налменьшне устьевое и забойвов ддвленяя для
заднвиого диаметра эксплуатационной колонны
В зацементированной зове давление переделяют но составно-
му столбу, пластовому и горному давлению.
I.	При расчете но составному столбу (с учетом разгрузки в вэ-
цеыентнрованной зоне) давление принимают
Для нефтяных скважин
<5 £
Для газовых скважин
х но устья (й=О)
₽,и определяется из формул (11-5) к (11-6) при к—0.
Примечания.
на всем зацементи-
роаанном участке принимается pro(i;
б) если рм окажется больше, чем давление, определеннее но
столбу раствора, то расчет всей колонны ведут но формулам
2.	При расчете но аластовому давлению щбыточпов давление
определяют но формуле
3.	В интервале залегания пород, сплопннх к текучести-
(П.8)
(11-9)
где ya—средний удельный вес вышележащих пород, Н/м8
Расчет ведут но наибольшему из давлений, подсчитанных но
пп. 1—3.
Для первых разведочных скважин, в также при кольневых диа-
метральных зазорах между сиаажнноВ и трубами меяее 30 нм на-
ружное давление определяется ин столбу бурового раствора по
формулам n 1 (примечание б)
Для промежуточных колонн наружное избыточное ядвление
для нормальных условий при отсутствия поглощений н проявлений
определяется исходя из минимального веутреннсго давления:
а)	в яезацементировавной зоне
б)	в зацементированной зоне давления определяют с учетом
составного столбн бурового и цементного растворов
где Vp—удельный нес бурового раствора за колодной, Н/№. у,—
удельный вес бурового раствора в колонне, Н/м3 *
Наружное избыточной давление при гаэовефтееодипроявлениях
определяется:
а) в иеэацементврованной зоне

₽•>-, = <Т«—Vo) (>—А) г.
•де ул — минимальный удельный нес жидкости при буренлп под
следующую за рассчитываемой колонну
Наружное избыточное давление при поглощениях рассчитыва-
ют по формулам (11 I)(IJ.7), в которых Н—расстояние от
устья до уровня жидкости в колонне, а у, заменяется не у,
Если расчет ведется но аластовому или горному давлению, то
используются формулы (11.8) и (11.9).
При кольневых диаметральных зазорах 30 ми и менее, а также
пра нкиичих лругвк условий, препятствующих полному вытеснению
бурового раствора нз кольцевого пространства, наружной избыточ-
ное давлении определяется но столбу раствора

Внутреннее давление в коленке действуат ори спуске колонны,
в процессе деменпнроваива скважины и при эксплуатации При
спуске колонны в скважину давление в ней равно гидростатическо-
му столбу жидкости. В процессе цем-—™—-'""••••"
статическое длвленне повышается в
преодолсквя разности весов столбов:
женню. По мере твердения цементного раствора де’вление в колон-
на увеличивается, что связано с выделением тепла в процессе схва-
тывиива цементного раствора В период эксилуатаняя внутреннее
наглинке определяе-тсн уровнем жадности в колопне или величи-
ной аластового давления (дая газовых и фонтанирующих сква-
^нутреннее избыточное давление определяется для периоде
ввода скважины в эксалуатацвю (опрессовка колонии), т. е. в мо-
мент передачи наибольшего диваениа
Для эксплуатационной колонны в неэацементврованной зоне
(Очтгг^б) избыточпов внутреннее давление определяется по фор-
мулам
(11 16)
1,1 Ру—<Vp — Тк) г при

	S<M«M№ МП.	",иир	
140—146 1« 178-194	12 10 9J& 7.5	ж	60
			
Р.., = Р<л — (ь— Ун) г Прк l,lpy<Pm.	(II 17)
где ру—избыточное внутреннее девление на устье н период ввода
скважины в эксплуатацию, Па, р00 — минимальной внутреннее дев-
ление (табл II1), Па. уж — удельный нес опрессовочной жидко-
Большее из величия 1,1 ру и рт принимается за расчетное
В задементироаанной зоне избыточное внутреннее длвленне
определяется.
1-	При расчете с учетом наружного давлении составного столбн
(II 19)
(11.20)
лонн, зацеиаитированных до устья, л=О.
Расчет ведется но большему из значений выражений (11.19) н
2.	Прк расчете с учетом аиастового даиасквя
Р>^=Р«1 + Ужг—Р«р при 1,1 р, <Ра,.	(1122)
В случаях 1 и 2 колонна испытывается в один прием без пакера.
Величина Ду определяется из выражений'
а)	в период ввода скважины в нлсплуатацию при закрытом
для нефтяных скважин
для газовых скважин

О.С<-4|51’(£—X)
Гч, = (Гу+7',1)2,
ще у—удельный вес газа но воздуху; т—коэффкинент сжимав
мости газа. Ту. —температуры на устье и на забое, К.
Распределение давлении но длине колонны допускается прини-
кать линейным
По окончании эксплуатации газовых скважки за внутреннее
давление ртц> принимают’нкнменьшне устьеиов и забойвоз давлг-
6)	лая газонефтяных и газовых скважка при иаалчии в закры-
тых стволах жидкости н газа на всех стадиях эксплуатации виут-
еннее даахаине переделяется но формулам
(11.27)
где Н — расстояние от устье до уровне жидкости в скнажине.
Давление иа устье р, определяется вк вырвжеква (II 27) при
z—О
В хорошо изученных районах допускается производить расчет
внутреннего давления но фактическим промысловым значениям
устьеаего давления.
Формулы (II 19) и (11.20) используются, если наружное давле-
ние на коловну рв>₽п« Наружное давление иа забое
Распределение давления иа участке h—L принимается ли-
нейным
Формулы (11.21) н (11 22) используются, если рга<рг«
Для промежуточных колонн избыточное внутреннее давление
определяют но формулам для эксплуатацновных колопн, при этом
р, рвсечнтывают но следующим формулам для максимального зна-
чения внутреннего давлении р,г прн бурении вод последующую
а)	максимальное девлеква при закрытом устье во время ливан-
дации выброса иан открытого фонтанирования
где I—расстояние от устья До илиста, в котором возможны газово-
донефтепрозвления;
б)	максимальное давление при закрытом устье в случае частич-
ной замены бурсного раствора газом
Рв, = Ра,/—Тв (I—г) при Жг<£;
-ю
<11-30
В случае полного замещения раствора газом (Я=1}
в)	при бурении под следующую колонну с использованием утя-
ft = O	(11.32)
Если удельный вес опрессовочной жидкости уя окажется мень-
ше у» «ли у-.. то при определении избыточного наружного давления
вместо vo и ye подстааляют у«
Расчет хвостовнкоп и колонны, спускаемых секциями
11збыточкое наружное давление прн газонефтепроявлениях
₽»., = <¥»—У») <1	ft)(» —W при	(11.33)
Ра>1 = Р«»,—при /,<?</.,	(11.34)
где to—расстояние от устье до верха хвостовика или секционной
колонны
В интервеле залегания пород, сплонных к текучести:
а} прн газонефтепрояалснвях (ру>0)
(11.36)
6) прн нормальных условиях, когда рт=0:
(11.3?)
следующую волокну.
При испытании колонн на герметичность в один прием без ис-
пользовании пакера избыточное инутреннее давление определяют
но формулам (11.21) и (11.22), в которых р, определяют так же»
как и для промежуточных кололи
Прн испытания с применением пакера
гдер, рассчитывают но формулам (1129)—(1132)

Осевая нагрузка от собстяеиного веса колонны
Осевая нагрузка определяется по тссретвчесчону весу спушен
ной колонны
C=2<7/,ft-	<1|Л®
где li—длина i-й секции, м, gi—масса единицы длины колонны, «г
Расчетные формулы
Сопротивляемость труб избыточному наружному давлению оп-
ределяется давлением, при котором наибольшее напряжение дости-
гает предела текучести материала труб. Критическое давление
'(МПа) рассчитывают но формуле Г. М Саркисова
(11.39)
=s »J£>. kB=sDIDi D—наружный деаметр, мн; пр — предел
пролорцновальности. принимаемый равным пределу текучести,
МПа; Е — модуль упругости, МПа, я — толщина стенки, мм, е —
овальность, наибольшее расчетное значение которой раало 0,01
для труб до 219 мм включительно, 0,015 для труб от 245 до 324 мм
я 0,02—свыше 324 нм:
Smin = 0,875s: % = O,905s; р=^/5Ш|„ = 1.034.
В приложении 3 длны величины ркр.
Сминаюшее давление, при котором отмечается каестическая
деформация трубы, может определяться как Рвм=срк1» где с —
опытный коэффициент. В зависимости от величины k—s/D средние
значения с равны
О,03<*« 0,04
0.04 <4 :5 0,05
O.OSCS^O.OO	.	, . .
<i.06<*s;o,07
Критачесчое давление из условия потери устойчивости
₽xp = 2.2E^feml„p	(11.40»
Обычно рцр, определенное но (II 40), больше, чем рассчитанное
но формуле (11.39).
Избыточное наружиов лавлеива для труб не колжно превышать
допустиного
1.05
LOT
где Л| — коэффнеиент запаса прочности, принимаемый для секиай
эксплуатационного объекта 1—1,3, а для остальных сеаций—1.0.
На сминающее давление алняет растягивающая нагрузив Как
показали экспериментальные исследования, с увеличением растя-
гивающих напряжений и уменьшением толщины стенки сминающее
давление падеет. С увеличением k влияива растягивающих напри-
жеяий на сминающее давление уменьшается Исходя из имеющих-
ся экспериментальных диваых, целесообразно для труб, растягива-
ющее напряжение в которых превышает 50% от предела текучести,
коэффициент запаса на смятие увеличить на 10%.
Избыточное внутреннее деалеиие, пра котором напражеиня в
трубе достигают предела текучести.
р, = 0.875	, МПа
(И.41)
Давление по (11.16), (11.17), (II 18), (11.21). (11.22) не долж-
но превышать допустимого-
Pwt А/Я-
гие л» — коэффициент запаса прочности, равный для труб 114—
2|9 мн —1.15. свыше 219 нм —1,52
Страгивающую нагрузку для труб с резьбой треугольного про-
финя определяют по формуле Яковлева —Шумилова:
где D„—средний диаметр сечения но алидине кервой полной нит-
ки (в основной плоскости). DC=D—21—Ь (1—глубина резьбы),
мм, Ь—толщина стенки трубы но впадине той же нитки, мм, I—
длина резьбы с полным профилем (до оснопиой плоскости), ымт
1—угол между опорной поверхностью резьбы и осью трубы, рав-
ный 60°; <р—угол трениа, принимаемый рамаым 7°, т)—иовффкии-
ент разгрузки, о» — предел текучести мнтериала труб, МПа
Численные значения приведены в приложении 4
Вес колонны Q. определенный но формуле (1139), не должен
превышать допустимого: <?<[Р], где [Р]=Ри/ло- Здесь п3—ко-
эффициент запаса прочности, величина которого приведена в
табл. 11.2.
Осевнн растягивающая нагрузка, прн которой напряжения в
теле муфты равны пределу текучести, определяется (кН) но фор-
муле А. Е Саровна
где D—средней диаметр ыуфты в плоскости последнего полного
витка резьбы, находящегося в сопряжении, мм. а—толщина стеи
ни муфты в плоскости последнего полного витка резьбы, находяще-
гося в сопряжении, мм; d—средний лил метр резьбы в плоское™
последнего витка, находящегося в совряжении, мм: I—рабочая
высота профиля резьбы, мм; <г,—предел текучести, МПа
нагрузка на растяжение [Р] определяется но формуле
|Р] = Реи/я,.	(11.44)
где Pt„—разрушающая нагрузка,	1,8
Разрушающие нагрузки определяются по формулам, приведен-
ным в приложении 13. Величины нагрузок даны в приложении 5и6.
Предельная осевая нагрузка Q при спуске колонны в клиновом
вахвзте определяется оп формуле (4.37) Допускаемая нагрузка
Со~Ск/п< Рекомендуемые величины коэффициента запаса л,—
1.15—1,3 («1=13 для труб диаметром 178 и более).
Наружные и внутренние избыточные давление рассчитываются
но формулам, приведенным выше для верткьачьных скважин Пра
по вертикали
Растягивающая нагрузка определяется но весу колонны Влия-
ние изгиба колонны учитывается прн расчете на растяжение коэф-
фициентом запаса прочности, который вычисляется иа выражении
nt коэффициент	прочности, принимаеымй равным 1.15
для труб диаметром до |68 мм и 1,3 для труб диаметром 178 мм и
более, о»—интенсивность пространственного искривления, градус
на 10 м. £><—средний деаыетр сечения в основной плоскости резь-
бы. м,1—длина резьбы с полным профваем.м
Во всех случаях и, не должен быть меньше значений, приве-
денных в табл П.2дая каждой группы размеров колонн
расчета колонн
новавнн исходных данных овределяют избыточные иа-
H. h, L. а также для интерваиов, рассчитываемых но аластовому
иаи гарному давлению. Распределение длтаеннй на этих интерва-
лах прилимяется линейным
Для удобства расчетов избыточные давления но глубине сква-
жины представляют в виде эпюр {см рас. 11.1)
Задаются коэффициентом запаса прочности п, на наружное
давление для первой снизу секции колонны, вычисляют n,pi„t и
подбирают трубы Длину кермой секция I, определяют но мощно-
сти эксплуатационного объекта. Затем рассчитывают коэффициент
запаса прочности но внутреннему избыточному давлению для верх-
ней трубы секций на глубине Li
Определяют наружное избыточное давление на верхнем конце
I секиаи. но которому подбирают трубы для II секнаи Для под-
счета длины II секции h выбирают трубы для Ш сеацяи, определя-
ют глубину вк установки Ls, тогда 1}^Ц—L? Далее производят
расчет на внутреннее давление для верхней трубы II секции и т д.
При этом одновременно определяют общий вес всех подобран-
ных секций Q. который должен быть меньше али равен допускав-
мпй нагрузке Если растягивающее напряжение больше 0.5Q. то
кцэффццнент запаса прочности п увеличивают на 10%
Если длину сеацви опредацают. исходя из осевой нагрузки, то
дальнейший расчет на наружной давление не производят Проме-
жуточные колонны рассчитываются но аналогичной методике
На учвсткая колонны, где возможен наибольший изкос. колус-
кается увеличение толщины стенки труб 10—20%
После спуска н цементировании обсадной колонны производит-
ся обвязка устья скважины Верзиий конец обсадной колонны за-
крепляют в колонной головке при помощи илинового захвата
Натяжение рассчитывают для вертикальных кизокн. иля ив-
иаопно-напрааленных скважин — только дая вертикального участ-
ия колонны.
В большинстве случаев для оборудования устья скважнвы об-
садную колокиу после цементироеаива разгружают, что приводит
к сжатию коло&йы силой собственного веса. Разгрузка кололи,
особенно в глубоких скважинах, может привести к нарушению
протностп и герметичности труб Наиболее рацколальный способ
оборудовали» устья скважины—обвязка устья без разгрузки ко-
На работу обсадной колонны в процессе осяоеива а эксалуата-
циинзиачигельнойстепенн влияет усил ие,с которым была натяну-
та колоппа при обвязке устья скважнвы Натяжение колонны сле-
дует лровзводить с таким расчетом, чтобы дополнительные усвкия.
возникающие из за изменении температуры и давлении в колонне,
на приводили к искривлению колонны из-за потери устойчивости
Для обеспечения необходимой прочности обседиой колонны ве-
личину натяжения следует учитывать при ее расчете Нв первом
этапе расчет коломт выполняют но иваожеыной выше методике
(расчет на растяжение, наружвоэ н внутреннее избыточные давле-
ния), на втором этапе овределиют усалие Натяжения, необходимое
для удовлетворительной работы колонны Если при получен вой
величине натяжения обсаднме трубы не удовлетворяют условию
прочности, то необходимо иаи применить более прочные трубы,
или уменьшить собственный вес веиацементированного участка ко-
лонны. увеличив высоту столба цементного раствора
Определим натяжение для зацементированной обсадной колон-
ны, жестки закрепленной у устья.
В обшей случае, потда колонна подвержена в процессе эксплу-
атаиан нзиакепию температуры и давлении, усилие натяжении на-
ходят из условий
Ов Q + Р/ + -J- (1 — 2|i) (р, <Р—р. D') VT9
—1.2 -2- U -р) I ID' ун - у.) 10"’.
Большее значение Q„ приннмяется за усиаие натяжения.
Здесь Q—вес свободной части колонны, кН, Р,—осевая на-
грузка. возникающая вследствие температурных изменений, кН;
PtPa—внутреннее и наружной устьевме давления в колонне в за
колонкой при эксплуатации, Па; I — данна сво-
бодной частя колонны, м; D. d—наружный н
внутренний дааметры колонны, м; у„, у,—
удельные веса жцекостн соответственно за ко-
ионной н внутри -колонны в процессе эксплуата-
Ряс. II3. Эпюра
с — площадь сечекиа трубы, №; ДТ—средняя
температура нагрева колниеы, "С; Е— модуль
упругости, Н/и!.
Приближенное значение средней температу-
ры нагрева (иаи охлаждения) можно определить
из зависяыасти (рис. 11.2)
температуры колонны во геотермиче-
скому градиенту; ft, Л—температуры жидкости
за колонной (при отсутствии данных прилива-
ются но темвературе жидкости <з колонне)
В нормальных услонвах р„=0, р=-0,3. Тогде усилие натяжения
определится нз условий:
Qs »С;
Q, Q-raEFM-UT3+ 0,31 p.tP КГ3 —
— 0.655/ (£”т., — d"V.) КГ3.	(11.«9
Определив натяжение, необходино проверить прочность колон-
ны исходи нз условия ее работы в процессе освоении н эксллуата-
В процессе эксплуатации скважины влияние температуры и
давления приводит к изменению усианн натяжения Q„. Колопна
будет удовлетворять требованиям прочности при соблюдении сле-
дующего условия.
где Qs — вес колоивы от устья до рассматриваемого сечения. кН,
[Р]—допускаемая осевки нагрузка, кН; Рр—осевая растягиваю-
щая нагрузка, вознацвюшаи в колопне в результате воздействия
внутреннего и внешнего избыточных девлекий у устья в процессе
эксплуатации, кН
= Л ll(p,tP—p.D4 КГ’ = 0.47 (р, «₽—рн О’) КГ’ . (НЛО)
Р,—осевая нагрузка, ношниаюшкн в колонне в результате воз-
действия внешнего и внутреннего гидростатических девлений жид-
кости при эксплуатации
Р, — p/(D’Aу, — г!‘Ду.) КГ^ =
= 0,235/(О>ду. <гду») кг’;	(П-61)
&Y»=Y«—V». Лу.-у. — у?,
где у®. у® —удельные веса жидкости в скважвне после спуска и
цементирования колонны
В раде случаев для увеличении венаса прочности значение Pj
(при нагреве) не учитывают.
Так как колонне состоит из отдельных секций, равличающихся
толщиной стенки труб, то для F следует принимать среднее зна-
площади сечениа труб каждой секции; Ь, Ь—длины
При отсутствии внутреннего избыточное» давления к нагрева
колонны, а также в случае, когда условия работы колонны нс из-
вестны, натяжение колонны на кодят из выражении	О

Условие прочности
Если обвязка устье производится без разгрузки к из условии
(11.46) Q. яе более веса коловиы Q,, то натяжение следует првнн-
Проверять прочность необходимо дня наиболее нагруженных
секций колонны Если проверка прочности колонны покажет удов-
летворительные результаты, то надо проверять тавже напряжен-
воз состояние колонны в процессе оврессовчя к освоения сква-
жины
При освоении скважин раствор заменяется водой. Нагнетение
иым растягивающим напряжениям. Дая обеспечении прочности
труб необходимо, чтобы после натяжения коловны, обвязки устья
скважияи я нагнетания жадности напряжения, возникающие в
трубах, были в пределен довускаемых величин Для этого должно
быть выдержано условие
где Pt, Pf, PY определяются из выражений (11.47), (11.49). ШЛО)
применительно к процессу освоения
Наиболее бнагоприятяо с точки зрения прочности колонны пра
замещении раствора нагнетание жидкости в спущенные иасосно-
компрессориые грубы, а не в кольцевое пространство между насос-
но-мжпрессорвымн и обсадными трубами
•0,9 10* Н/м»;
£=3500 н. высота подъема
оста у,= 1,4-10' Н/и‘;^=
------------вне р=20 МПа, удельный
коловны у=1,4 10' ЦЛА
Наамжеяме колонна ировзнодят после разгрузка на забой.
Натяжение О, определим аз выражения (11.48) Предвари
среднюю площадь сечення труб F и де
Площадь сечення труб поаучнм из формулы
 49,5 СМ>.
BOO 4- 1350 + 650
Средний каутреишЛ диаметр а, ссответствукадеЛ площади 49л СИ5. равен
14,6 СИ.	, , о
Среднюю температуру нагрева колонны определим по рис. 11».
bt-
+«»-*.} f = IS+ (90- 15) ^- = 75"С,
+ «0-« х =60 + 30	=«4’С;
(60—№>+(84—75> = 27 °C
Определим слагаемые формулы (1148).
Q = g S «/ = 9,8- Ю9.3 I03 = 1070 кН.
р, = 12-|(Г’.2.10,’-49,5-27-|0“7 = 320 кН.
0.31 • ГО-3р. d*= 0.31 • |0“®.20-10«. 14,8*-10- = 135 кН;
0,6551 (D‘tb — cPvpJ-IO-0 = 0,655-2800 <16Л*-1,4— |4.8М).9)Х
X 10“’ = 363 кН
Подставив полученные величины в выражение 111-48),.получим иа б10®0™
условия О„«= 1160 кН. что больше Q Сяедивателкно О.=Н60кН
проверни прочность колонны, яатемутой с усилием Q. в процессе заспяуа-
Г3“ Для верхнего сечення трубы. расплложа«о« у устав (четеертви сеютя)
прочность определим нз выражения <|1Л8>- Расчет прочности иронзтедем без
учета влияние Pt при Qo=6*
Из первого условна
Q„ + рр _ Pv = 1160 + 0,47- 1(Г®-20 10’-14.8*- ИГ*—
-0.235 2800- 14Л*-0Д. I0"5 = 1294 кН
Тогда коэффициент запаса грочюсга. учитывая, что 1F] =₽«»(». будет
Г' Ьт_______________
Он+Рр-Р, '«*
г. в. составит достаточную величину
Из второго условен
Проверим условие прочности для верхней трубы третьей семей. Коэффи-
циент запаса прочности из первого условия
<?o=g(lfle = 283 кН.
Из предыдущих вычислений
Р„ 206 кН; Р, = 74 кН
1600_______ 1600
1160— 263 + 206—74 _ кив
Расчет допускаемого внутреннего i
Освоение, ремонтные работы, гидроразрывы и другие работы,
проводимые в скважине, связаны с воздействием значительного
внутреннего давления на колонну Определять допускаемое внут-
реннее давление должны с учетом как осевых, так и радикзьных
нагрузок, действующих на колонну-
Для жестко закрепленной на устье колонны, катяжение кото-
рой превышает вес свободной (незацементированной) части (QH>
>0), внутреннее допускаемое устьевое давление (Па) находят
из емраженяй
где ув — удельный вес раствора за колонной, Н/м’; у, — удельный
вес жидкости в колонне в процессе проведения указанных выше
работ, Н/м!. Ph Р, определяют из (11.47), (11.50), а Р,—из
(114t). I —расстояние от устья до рассматриваемого сечения.
Расчет на внутреннее давление проводится дая каждой секции
колонны и за допускаемое давление принимается наименьшее зна-
чение. Коэффициент эаияса прочности п- принимается в зависимо-
сти от размера труб и условий работы
Сварные обсадные колонны рассчитывают на прочность с уче-
том воздействия на нее растягивающих нагрузок, наружного и
внутреннего давлений В отдельных случаях проверка на прочность
учитывает также и действие на колонну изгибающих усиявй
Изложенная ниже методика расчета сварных обсадных колонн
распространяется ня конструкцию обсадных труб с центрирующим
кольцом я проточкой под хомут Расчет па распокеине сварной об-
садной колонны сводится к проверке прочности свариого вооа, се-
чений вед цементирующее кольцо и хомут
Прочность свараого шва на растяжение проверяют по формуле
(11 S6)
гле Р| — допускаемия растягивающая нагрузка, кН; F, — наниянь-
1Ш1н площадь сечения по сварному шву, м, о, — временное сопро-
тивление материала труб. МПа
Коэффициент запаса прочности сварного шва
КоаффицяШТМ 2»паса ьрежкктя
						
	«К"		•			л | К
<219	<1500 >1500	1.3 1.®	а	>219	<1500 >1500	1,® I 2.S t.6 | 2.75
(II 57)
где п — коэффициент запаса прочности для тела трубы.
Величины коэффициента запаса прочности для труб из углеро-
дистой стали группы прочности Д даны в табл 11.4
Прочность на растяжение в сечении трубы, ослабленном про-
точкой под центрирующее кольцо, ия проверяется, так кен проч-
ность этого сечения примерки на 10% выше, чем прочность сва-
рочного шва
Прочность на растяжение (кН) в сечении трубы, ослабленном
проточкой иод шарнирный хомут, проверяется по формуле
P»=0,95-KI’-F,-^-,	(1158)
rne Fs— плошадь сечения по проточке, м’
Обсадные колонны на внутреннее давление (МПа) рассчитыва-
ют по формуле
где а — номняальнле толщина стенки, мы; D — наружный диаметр
трубы, мм; Пт—коэффициент запаса прочности, равный 1.15—1Д2.
Сварные колонны на наружное давление рассчитывают, соглас-
но приведенной выше методике, уменьшением значении критиче-
ского давление на 5% вследствие ослабления сечения трубы про-
точкой под хомут
ПРОВЕРКА ОБСАДНЫХ ТРУБ И КОЛОНН НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ
Проверка обсадных труб
Обсадные трубы подвергают испытанию внутренним гидроста-
тическим давлением на заподах-изготовителях в в трубных базах.
Испытываются трубы с навинченными и закрепленными муфтами,
а также трубы безмуфтоные раструбные.
Трубы, изготовленные по ГОСТ 632—80, должны выдерживать
испытательное давление (МПа), величину которого вычисляют по
формуле
j>=2sfi/D,	(ISO
где s — номинальная толщина стенки, мы; Я—допускаеное на-
пряжение, возникающее в теле трубы, МПа. D—поминальный на-
ружный диаичтр трубы, мм
Для труб исполнения А группы прочности Д допускаемое на-
пряжение /? принимается для труб с условным диаметром 273 мм
и более равным О.ботши, и для остальных труб равным 0,8аг„,п-
Для труб исполнения Б допускаемое напряжение R дрияимается-
для труб с условным диаметром до 219 мм включительно раняым
О.вотпип. для труб с условным днаыетром более 219 мм равным
С,6СтЦ1п-
Давление (МПа) для труб, ограниченных прочностью муфт,
вычисляют по формуле
(12.2J
где Отит—минимальный предел текучести, МПа. О„— поминаль-
ный наружный диаметр муфты, мн; <1₽—наружный диаметр резь-
бы муфты а плоскости торца трубы после свинчивания на стаи-
йр = <Ь-г2й,—АК.
где ds— внутрекаий дааметр резьбы в плоскости торна муфты, мм,
h, — высота профиля резьбы, мн, L—общая днияа резьбы трубы
(до конца сбега), мм; К—конусность резьбы.
Если расчетное давление превышает 70 МПа, то испытатель-
ное давление принимают разным 70 МПа Дая труб группы проч-
ности Д с короткой треугольной ретьбой, если расчетное давление
превышает 25 МПа, испытательное давление принимают равным
25 МПа
ГОСТ 632—80 допускает проверку труб исполнения Б с порот-
ной и удаиненнон треугольной резьбой условным диаметром 245 мм
и более проводить на заводах-изготовителях по показателю внут-
реннего гидраияичесного давления в объеме ие менее 50% от пар-
тии труб с распространением результатов на всю партию.
Продолжительность испытаний должна быть не менее 10 с. при
этом в С1енке трубы и е резьбовом соединении с муфтой не должно
обнаруживаться течв Трубы, у которых обнаруживается течь в те-
ле, бракуются. Пра обнаружении утечек в резьбспом соединении
резьба трубы подлежит перенарезанию с пос телу ющим повторным
гидравлическим испытанием
Опыт эксплуатация обсадных труб показывает, чти резьбовые
соединении труб с муфтами, оказавшиеся герметичными при гид-
равлическня испытаниях на трубопрокатных законах, нередко при
испытанмия в буровых предприятиях оказываются негерметнчными.
Это явление может возникнуть в силу ради причин Среди них
использование дая уплотнения резьбовых соединений труб с муф-
тами некачественной смазки; неравноиервоз нанесение уплотни
тельной смазки на нарезание поверхности труб перед навинчиеа-
пнем муфт; закрепление муфт на трубах с недостаточным крутя-
щим моментом Вследствие перечисленных и других отстуияеяий
и в результате ударов н сотрясений нри перевозках в перегрузках
плотность резьбовых соединений труб с муфтами нарушается и
при повторных опрессовках в буровых предприятиях некоторые
трубы оказываются негерметнчными.
В буровых предприятиях обсадные трубы испытываются внут-
ренним гидростатическим давлением на специально оборудованных
стационарных участках в трубных базах Испытаниям должны под-
вергаться трубы всех типоразмеров. Величину испытатеньных дав-
лений устанавливает руководство буровых предприятий. Исходные
предпосылки дли установления этих величин—максимальные ожи-
даеные давления, которым будут подвергаться трубы обсадной
колонны в скважине
Обсадные трубы эксплуатационных в ответственных промежу-
точных колонн до спуска в свяажнлу подвергаются гидронспыта-
нню с выдержкой не менее 30 с при внутреннем давление р„„г, пре-
вышающем не менее чем на 5% внутреннее избыточное давление
Ли, , действующее на трубы колонны при ня испытания на герме-
тичность в скважине-.
Р<жт= 1.05рВЯ1,	(12.3)
где р„тг — давление гндроисоытания труб данной секции на по-
верхности, МПа, —внутреннее избыточное давление, действу-
ющее на трубы при их испытании в скважине на герметичность на
глубине z, МПа.
где Рол, —внутреннее данеенне при испытаяка колонны на герме-
тичность. МПа, ря, наружное данеенне на колонну на глубине
г, МПа (г— расстояние от поверхности до верхней границы рас-
сматриваемой секции, и)
Во всех случахх давление гидроислытания труб на поверапо-
стн Poor ня должно быть меньше д>вв минимального внутреннего
избыточного давления при испытании кололны на герметичность
Знячеикв ц,а приведены ниже
377—426 273—351 219—245 178—194 168
Ков. МПа
1РУЖНЫЙ ____,	____ .	,в,____ш
«"-МПа	и.О 13 а
Если одна для несколько секияй колонны составляются из труб
обладающая запасом прочности, превышающим минимкаыю необ-
коиимый л для давления роот, то фактическое давление гидропе-
рита ива этих труб на поверхности может быть повышено до пени-
чин не превышающих для иия максимально допустимых
все трубы каждой секции подвергаются гнироислытааяю на
поверхности на одинаковое давление

Проверка обсадных колони
После спуска в цементирования обсадные колонны подверга-
ются гидравлическим испытаниям с целью проверки качества ци-
ыентнровання, определения герметичности в прочности колонн.
Испытания предусматривают проверку- расположения цеиента
Зв обсалеой колонной и контактов цементного каини с обсадными
трубами; герметичности цементного кольца промежуточной обсад-
ной колонны или кондуктора, на которых устинавлкаается прптн-
повыбросное оборудовании, прочности и герметичности всей обсад-
струкции
Кондукторы и промежуточные колонны
по пснытанию скважин на герметичность, испытание кондукторов
и промежуточных колонн на герметичность производится опрессов-
пой при заполнении их от устья на глубину 20—25 м полой, в в ос-
полирующей смеси Перед опрессовкой допускается полная замена
всей продавочной жидкости водой прн наличии на устье протнво-
Во всех случаях плотность оврессовочной жидкости не должна
быть выше плотности растпора, заполнявшего скважину при ве
циментировании. пая ниже значения, при котором создается избы-
точюе наружное давление на колонну, превышающее предельно
допустимую величину на смятие
Особо ответственные промежуточные колонны, после спуска ко-
торых пра углублении скважка предполагается вскрытие властов
с высоко аномальным давлением, по решению объединений допус-
кается испытывать с использованием сжатого воздуха пли газа
После разбуривании цементного стакана и выхода из-под баш
мака иа 1.0—3.0 н кондуктор кап промежуточная колонна вместе
с установленным па них противовыбросовым оборудованием дав
проверки герметичности цементного кольни, во избежании проры-
ая за башмак колонны жидкости или газа при выбросах, подвер-
гаются ковторной онрессовке при спущенной бурильной колонне с
закачкой на забой порции воды с подъемом ее в башмак на 10—
20 м
Дааление на устье свяажины при опрессовке определяется но
формуле
где Рв —ожадаеное максинальвоз внутреннее давление в савн-
жине у башмака колонны пря газонефтннодолроввлениях, Па.
— удельный вес опрессовочной жадности, Ц/м’; L—расстояние
от устья скважины до башмака колонны, м.
Длвлеива опрессовки не должно быть выше величии, определи
емых из выражения
Рип, = 0,95 ₽гг
(12-5)

где Рг — давление у башмака колонны, при котором возможен
гидроразрыв ияи поглощение жидкости породами, залегающими
у башмака колонны
При отрицательных р
рессовка нч производится.
Эксплуатационные колонны. Эксплуатационную колонну испы-
<х аяачениях рт> повторная он-
и фильтрами пая с открытым участком ствола скважины ниже баш-
мака — после проверки положения цемаятного стакана, а пря не-
обходимости — после его разбуривания до устанокаенного миниму-
ма его высоты.
Эксплуатационные колонны после спуска я иеыентироваиии ис-
пытываются на герметичность опрессовкой с предварительной за-
меной глинистого раствора водой, если вода не является промы-
вочной жидкостью В скважинах, при онробовании и в начале зкс-
вается на герметичность снижением уровня волы.
После уствнсиеи цементных мостов для испытания вышележа-
щих горизонтов кололна испытывается опрессовкой с предвари-
тельной заыивой глинистого раствора водой к тем способом, кото-
рым был вызван приток При опробования предыдущего изолиро-
ванного власга (снижениям уровня, аэрацией и др.). После ре
нонтных иеиентнровакай под давлением колонна испытывается
опрессовкой и снижением уровня жидкости
При испытании колонн на герметичность способом олрессовки
внутреннее давление pan* должно быть не менее чем на 10% выше
максимально возможного внутреннего рабочего давления р„ ,
возникающего в колонне пря проходке, онробовании, эксалуатамвя
я ремонте скважин:
где р„г — виутревнее давление при испытании колонны на герме-
тичность на глубине г. Па; р,г — максимальное внутреннее давле-
ние в колонне на глубине z при проходке, опробовании, экскауата-
мви и капитальном ремонте, Па.
Максимальной давление р, определяется согласно Инструк-
ции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых сква-
жин [3]
Опрессовка верхней секции колонны должна производиться при
внутреннем давлении на устье колонны рОТу. вычисленном по фор-
муле (12.5) пра 2—0, по ия ниже величия р»тГ
Минимально необходимое давление на устье обсадной колонны
при испытании иа герметичность любой ее секции с верхней гра-
ницей иа глубине г рассчитывается из выражения
гда р„ определяется по формуле (12 5).
Если по кекам-либо причинам прочность труб верхней секции
фактически спущенной колонны недостаточна для оирессоакж при
давлении в соответствии с изложенными требования ми, то макси-
этой секции на герметичность определяется по формуле
где finat—фактическое давление гидронспытанка труб всрхяей_
секции колонны на повсракости, Ла
Кололна считается выдержавшей испытание на герметичность
дой отсутствуют перелив жидкости и выделение газа из колонны,
а также если нет снижения давления в течение 30 мин каи давле-
ние снижается не более чем на 0,5 МПа при деплении испытания
выше 7,0 МПа и не более чем на 0.3 МПа при давлении испытания
ниже 7,0 МПа. Наблюдение за изменением давления начинается
через 5 мин после создания требуемого давления
В случае превышенак указанных поры я после принятия мер к
повышению герметичности колонны провзводится лопторвоз испы-
В газовых скважинах, а по решению объединений и в ответ-
ственных нефтяных скважаиаи после установления герметичности
эксплуатационной колонны водой и монтажа колонной головки
производится дополнительная опрессовка приустьевой части во-
лоины и оборудования устья скважины воздухом вли газон на то
жн давление, что и при гидравлическом испытании.
Вместо даух испытвкий иа герметичность (водой, а затем сжа-
тым воздухом или газом) допускается проводить испытание сразу
сжатым воздухом после монтажа колонкой головки
Колонны испытывают ня герметичность оарессовной с исполь.
зованием средств, обеспечивающих влавный подъем давленак (це-
ментировочные агрегаты, ручные крессы и др).
При испытании колонн на герыетнчность способом снижения
уровня он должен быть снижен из 40—50 и ниже того уровня, при
котором предполагается вызов притока из объекта, подлежащего
опробованию ияи эксплуатации, по не ыенее неничин, приведенных
SOT-«МО >800-1500 1500-2000 >2000

Во всех случаях chi ння, при котором гидр ныэывает избыточней предельно допустимых Колонна считается зкенного до требуемой неничяны, указанной а	нжение уровня не должно превышать значе- остатнческое давление жадности в поломив наружвоз давлевле на нее выше величин, на смятие герыетичкой, если повышение уровня, сни- величины, за 8 ч наблюдения ие превысит табл 121
СМАЗКН ДЛЯ РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ
Смазки для резьбовых соединений обсадных труб должны об-
ладать герметизирующими свойствами в обеспечивать свинчива-
ние без задиров к заеданий Такие компоненты, как графитовый
порошок, чешуйчатая медь, предохраняют ня от задироп пре высо-
ких контактных давлениях, возникающих на поверхности резьбы
в процессе свянчивания соединений с натягом Уплотняющую сво*
собность смазке придают главным образом металлические напол-
нители— свинцовый порошок к цинковая пыль
ния и отвердение, чрезмерного разжиженак вследствие температу-
ры, стойкость к абсорбияи воды Для соединений, работающих в
условием высоких температур, приыеняют смазки на скаиконовой
основе, содержащей кремннйпргвнические соединения Силиково*
условиях низких температур
Нефтеперерабатывающая промышленность выпускает специаль-
ные смазки Р-402 и Р-2МВП для резьбовых соединений обсадных
и яэсосво-номорессорных труб.
Смазка Р-402 (Ту 30-101-708—78) рекомендуется для высоко*
теыперитурных скважин (до 200’С) Она изготовляется на силиво-
новой основе, имеет хорошие уплотнительные свойства, обладает
повышенной темперэтуростойкостыо Сияиконивая основа позволя-
ет наносить на резьбу смазку без подогреве при температуре ко
—ЗО’С В состав жировой основы смазки Р-402 составляющей
36% (по массе), входят 9% машинного масла СУ, 81.7% кремннй-
органической жидкости, 6,3% гидрата окиси лктия, 4.3% стеарино-
вой кеслпты и 0,7% стеарата алюминия. Наполнители составляют
64% (но массе) 20% графитовый порошок, 28% свинцовый поро-
шок, 12% иинкоеая пыль и 4 — медаая пудра
Смазку Р-2МВП (ТУ 38-101-332—76) принчняют дан скважин
с температурой до 1(10°С. Эта смазка отличается пт смазки Р-402
составом жпровсй основы, в связи с чем она обладает меньшей
температуро- н морозостойкостью. При температуре окружающего
воздуха ниже —5'С смазку перед нанесением на резьбу нужно
подогревать В состав жировой основы сыавкя Р-2МВП, составля-
ющей 37% (по массе), входят. 18,4% машинного мнспа СУ, 14%
масла МБП и 4.6% стеарата алюминия Наполнители графитовый
порошок 18%. каиноеая пыль 12%. свинцовый порошок 29% и
ыедния пудра 4%
Для безмуфтовых труб типа ТБО, НКБ, где герметичность обес-
печивается гладкими уплотнительными поверхностями, рекоменду-
ется применение смазки Р-ПЗ влн Р-416 (ТУ 38-101-708—78),
предназначенной для замковых создамений и обладающей лучши-
зоваться при
ОТТГ и НКМ.
Для свинчивания труб тияа ТБО ыойсет использоваться также
иодисто-свннцовак смазки, состоящая из йодистого свинца
(—55%), графитового порошка (—10%) и смазки ЦИАТ14М-201
(-35%)
За рубежом для резьбовых соединений обсадных труб широко
применяют смазни, ретомендоваияые бюллетеней 5А2 Американ-
ского нефтяного института Бюллетень 5А2 АНИ предусматривает
два вида резьбовых смазок силиконовую и мадафндированиую.
Состав наполниелеД из твердых компонентов одинаков для обоих
видов смазок Наполнители составляют 64% (по массе)- I8ztl%
графитовый порошок, 30,5±0,6% свинцовый порошок, |2,2±0,6%
цинкован пыль, 3,37±0,3% медные чешуйки.
В состав основы дая сияяконовой смззки входят кремнипорга-
ническая жидкость 2.8±0,2% (по массе), содержащая метил, фе-
ния я хлорэаыещенные феполоные груияы, и силиконовый компа-
унд 12,9±0,3% (по массе), содержащий мелпораздробленный си-
лнявтиый сгуститель в не ыенее 85% креынийорганичесяой жад-
высокогерметичных соединений типа
Оствльные компоненты основы сияяконовой смазки, составки-
ющне 20,5±0,5% (по массе), а также компоненты основы моди-
?1нципованной смазки, составляющие 36% (по массе), бюллетенем
А2 АНИ не оговариваются, во полжны быть подобраны такам
образом, чтобы обеспечить определенные требования к эксплуата-
ционным характеристикам смазок. Эта требования, одинаковые
пенетрацню пра 25*С н после охлаждении до —18"С, температуру
каолепадения. маслоотделення, газовыделение, способность иако-
-Для повышения герметичности резьбовых соединений обсадных
труб в газовых скважинах применяют уияотнительный полимери-
зующийся состав УС-1 (ТУ 38 101-440—74), разработанный
ВНИИГазом на базе эпоксидного номиауада К-153 Для арида-
ния противозадирных свойств и лучшей герметизирующей способ-
ности в состав введены твердые компоненты—графитовый поро-
шок и метааяические наполнители Время полиияризации зависит
от темвературы окружающей среды Герметизирующее действие
составл пр» темвературе 20°С заметно проявляется спустя 4—6 я
после добавления отвердителя к остальным комповентам
В состав УС-1 входят 55,5% (по массе) эпоксидного компаун
даК-153, 11.1% кубового остатка гексаыетнлеадзамииа (отверди-
тель), 10.6% графитового порошка, 14,6% свинцового ворошке,
6,1% цпвковой пыли и 2,1% медной нудры
Соединения, свинченные на составе УС-1, практически неразъ-
емны, так как для развинчивании необходим нагрев до темпера
туры ЗОО’С К недостаткам этого составл относятся, необходимость
ввода отвердителя и токсичность, требующая соблюдения специ-
альных правит техники безопасности при обращении с составом
ПОДГОТОВКА ТРУБ Н ЭЛЕМЕНТОВ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
К СПУСКУ В СКВЛЖ11НУ
Подготовка труб
Колонна обсадных труб, предназначенных для спуска в сква-
жину. номвлектуется в соответствии с заказом-заивной бурового
предприятия. Все трубы дая обсадкой колонны подвергаются тща-
тельной проверке в трубкой базе Вцеы проверов определяет руко-
водство объединения в зависимости ог геолого-техническак уело-
Комплекс проверок иярезных обсадных труб включает, конт-
роль маркировки труб, соответствие маркировки сопроводительной
документации, визуальный коетроль, инструментальный полтроль.
дефектоскопический конгроль, гидрояспытанне труб'
Контроль маркировки и наличие сертификата У всех обсад-
ных труб, подготовляющихся дая комплектация обсадной колонны,
проверается заводская мараяровха и слиеаятся с сертификатом,
удостоверяющим из соответствие требованиям ГОСТ каи техниче-
ских условий
При отсутствии сертификата не разрешается использование
труб на номкаектацию колонн для газовых скважин, дая скважин,
на которых предусмотрена установка противовыбросового обору-
дования, дая морских скважин, дан савлжин с трцииентом оласго-
аого давления 1,3 и более
’ Дгфрктссьоптеекай контроль, си. гл. 5, галроязвланае. си. гл 12.
Такое же запрещение относится к трубам, предназначенным
да я комвлектования колонн данной 3000 м и более (при дна иетрах
труб 114—168 мм), 1000 м н более (при диаметре труб 178—
324 мм), 500 м н более (при кааметре труб свыше 324 мм).
В случаях когда при сличении маракровкк труб и сертификата
имеются расхождения и не представляется возможным установить
группу прочности и толщину стеаки. такие трубы для перечислен-
ных ранее колонн не допускаются
В других, менее ответственных скважинах эти трубы можно ис-
пользовать с разрешения руководства объединения, при этом рас-
считывать колонну следует, как дав труб группы прочности Д,
принимая толщину стенки по фиктическим размерам В этих же
скважинах допускается использование труб на комплектование ко-
повн при отсутствия сертификата, базируясь на данных заводской
маркировки, нанесенной клейиением Совершенно ие допускается
комплектование колонн из труб второго сорта.
Визуальный контроль Прн визуальном контроле трубы прове-
ряются на отсутствие ияешних пороков: плен, раковин, закатов,
вмятин, трещин, песочин. Допускаются вырубка и зачистка пере-
численных дефектов при условии, что их глубина нс Превышает
предельные минусовые отклонения по толщвки стенки
Визуальному контролю подвергается качество соединения муфт
с трубами
Резьбы труб и муфт проверяются на отсутствне'рвании, заусен-
цев, забони. срыва ниток и других дефектов Проверяется также
наличие наружных и внутренних фасок на трубах и муфтах
Если толщина стенки ниппельного конца трубы имеет явно вы-
раженную разностенмость, то такви труба может быть допущена
для комвлектования колонны только после инструментальной про-
верки миннмалькон толщины стенки и при ее соттиетствин требо-
ваниям ГОСТ и ТУ.
Инструмента лкый контроль. В процессе инструментального
контроля проверяются- параметры резьб и уплотнительных повс-
пов (см гл 10), зазор между наружной поверхностью трубы и ня-
лнядрической выточкой у муфты, длина трубы, прямолинейность,
наружный и внутренний диаметры трубы.
Заэор между наружной поверхностно трубы н циоиндрнчесной
выточкой в муфте проверяется щупом толщиной I мм, который
должен свободно Проводить по всей окружности В противном слу-
чае трубы к номплектовлнию колонны не допускаются
Длину трубы заверяют рулеткой. За длину трубы принимается
расстояние от свободного торца муфты пли муфтовой части до
Прямолинейность трубы проверяют при помощи жесткой метал-
лической лнмейия и щупов Непримолккейность (искривление) тру-
бы на концевых участках, ревных 1/3 дакаы трубы, не полжна
превышать 1.3 мы на I и. Рассеитывается как частное от деления
стрелы прогиба в миллиметрах на расстояние от места измерения
до ближайшего конца трубы в метрах Общая непряполинебность
трубы (стрела прсгяба), нзмеренвле на середине трубы, не долж-
на превышать 1/21НИ дакаы трубы
Наружный дааиетр трубы замеряют при помощи универсально-
го инструмента-штангенциркуля, кронциркуак, дляикаторпой ско-
бы. Замер производится в трех сечениях посредине трубы и на
каждом воиис па расстоянии 200 мм пт последних аяткое резьб.
За фактический наружный Давнетр принимается среднее значение
трех замеров. Допускаемые откаонения по наружному диаметру
труб, вычисленные в соответствии с требованиями ГОСТ 632—80,
не должны превышать величин, примененных в табл 14.1
При необходимости замера опкаьность труб определяется по
формуле
е= 2
— максимальный и минимальный диаметры трубы,
замеренные а даух взаимно перпевднкуиярных поправлениях в од-
ном сеченпо
Овальность не должая превышать 0,8 предельного откаонения
но наружному диаметру кая труб исполнения Б.
Внутренний диаметр трубы проверяется пропусканием цнлиад-
рической справки плн двойного жесткого шаблона по всей длине
трубы
Подготовки труб для сварки колонн Сварные колонны состая-
ляются из беэрезьбовых труб, соединенных над устьем скважин
методнми стыковой пли электрсдугаеой сварок. На трубах, пред-
назначенных для дуговой сварки, на одном конце протачивается
полсок ппл шарнирный хомут для захвнта и удержания их элеаа-
РОси свариваемых труб совмещаются при помощи специальных
центраторов или центрирующих колеи В последнем случае допол-
291
нительно изготовляют центрирующие кольце, а в трубах делают
расточку под них.
Конструкция трубы и конвца при свярел с центрирующими
кольцами показана на рис. 14.1.
Размеры труб и центрирующих колеи для сварных колонн при-
ведены в табл 14.2
Безрезьбовые трубы, так же как и нарезные, перед отправкой
ка буровую подвергают визуальному осмотру и инструментвльно-
му обмеру Помимо проверок, которым подвергаются нарезные
трубы, у беэрезьбовых труб визуальным осмотром убеждаются в
том, что проточка под шарннрвый хомут вывоз йена на конце тру-
бы. свободном от маркировки Калибром-скобой привериют диа-
метр проточки под шарнирный комут, длину проточки замеряют
линейкой; диаметр и глубину расточек под центрирующие кольни
определяют ккаибром-пробкой, скосы трубы под сварку проверя-
ют шаблоном
У центрирующих колец калибром-скобой проверяют наружный
диаметр, входяший в расточку трубы, линейкой —дайну проточек
Комплектование обсадных ko-iohh Секцию обсадлой кололны
номкаектуют в соответствии с конструкцией колонны из труб, про-
шедших проверку На всех подготовленных трубах на наружной
поверхности, вблизи ниппельного конца, светлой краской наносят
порядковый помер трубы цифрами высотой 50—80 им Нойера
проставляются в том порядке, в какой труба будет спущена в
скважину
Сведения о каждой трубе заносятся в ведомость, служащую
паспортом ия колонну и удостоверяющую, что трубы прошли пре-
дусмотренный контроль и допускаются к спуску в скважину.
Для замены труб, забракованных в процессе спуска колонны,
иа буровую доставляются резервные трубы максимальной (по рас-
чету) прочности ия расчета 50 м иа каждые 1000 м освозного ком-
плекта При спуске--дву*разыерной колняны резервные тргбы до-
ставляются двух размеров.
Подготов пенные трубы доставляютсв-.яа буровую за несколько
дней до начала спуска колопны. На буровой трубы повторно под-
		§2S3B$assss
-		s g § i fe g i i I i g 1
	-	s' e i i i s = i В й i 1
	*	| Ь 8 § s 8 s § H’ 1 1
-	*	>sztt!l»!H 1 1
		82sgsge§§§ 1
	*	1 1 1 fe ® 1 1
3	*	•  ’ i § 1 		
	*	i । g g i ।	। ।
	•f	| § s 1 ’ 1 1 । 1 •  1
-	<	g g g- r 1 I 1 1 l 1 1 1
		11 g 1 1 J i I 1 • 1 •
И < i е i i ИI i

вергают визуальному контролю, ша
т е. трубы, спускаемые в свяажину п
дываются первыми в нижний ряд. Тр]
муфты находкаись на одной лииик и
Одновременно с трубами трубная база педгсгоеччет технологи-
логическая оснастка» подразумевается набор устройств, которы-
ми оснащают колонну дая обеспечения спуска ее в скважину и це-
ментированая в соответствии с принятым способом крепление
скважины
Технологическая осластка вкаючает. башмачные патрубки раз-
ных модификаций с насадками, обратные клапаны, центраторы,
скребки, турбулизаторы, а также разъединительные, подвесные и
стыковочные устройства дая секинй и хвостовиков, муфты ступен-
чатого цементирования, переводники и другие изделия разового
Крепление обседнык труб
Подготселеаяые к спуску трубы в порядке очередности подают
каната затаскивают в буровую, надевают элеват
При подъеме необходимо следить за тем, чтобы i
смазывают резьбы аяппелъвого конца трубы и муфты предыдущей
Трубу наакнчнвают при помощи пенькового каната вли круго-
вого ключа с последующим докрекаеннем машинными аяя меха-
ническими каючами При этом резьба трубы треугольного профи-
ля должна ввинтиться в резьбу муфты так, чтобы последняя нитка
резьбы совпадала с торцом муфты. Отступление допускается в
пределах одной инткн.
Трубы должны свинчиваться при регланчнтированпом крутя-
щем моменте Машинный каше должен быть снабжен моыектоне-
ром. В процессе свинчивания необходимо наблюдать как за вели-
чиной крутящего момента, так и за положением торна муфты от-
носительно последней риски резьбы на трубе
В таба 143 лрииодатся неничины рекомендуемых моментов
(Н м) свннчяьанка труб с резьбой треугольного профиля для сред-
них толщин стенок Число оборотов соединения при свинчивании,
исходя из номинальных величин натягов, рекомендуется не менее
трех для труб диаметром 114—178 мм н грех с половиной пля труб
диаметром 1ST мм к выше по сравнении с положением соединения,
свинченным от руин
Не рекомендуется без ремонта попторно использовать соедине-
нии. Для труб с соединением Батресе велиеину момента провер»-
ют путем тщательного контроля за процессом сиинчиваиия. кото-
рце производится до момента совпадения торки муфты с основаак
ем треугольника клейма Если верхней конен обсадной трубы при
свинчивании имеет биение, то необходимо уменылить частоту вра-
Обсздные колонны првдаочтительнее спускать с помощью
спайдеров я лненматических каияьев Применение элеваторов, осо-
бенно дая тяжелых колонн, ненелесообразно, так как ухудшается
распределений нагрузки по виткам резьбы, возможна радиальная
деформация муфты, искаючается возможность довинчивания эа-
полского конца муфты и др
Для сварных колонн в основном используют углеродистую
сталь группы проэдости Д Для получения высокопрочных труб
для сварных колонн прииияяют сталь марки 20ХГ2Б, которая во
прочности относится к группе прочности Л и М и отличается хоро-
шей свариваемостью.
На наружной поверхности трубы протачивается циоиндриче-
свая шейка пол хомут для спуска колонны в скважику
В табл 14.4 приводятся механические свойства сталей и харак-
теристика свариваемости
Трубы можно свиривать ияк автоматической, так и полуавтома-
тической сварочной установкой. Автоматическая сварил выводил
ется как дуговым, так и контактным способом
Трубы дуговым способом сваривают в защитной среде углекис-
вого газа двухдуговыми установками А-950 (дая труб размерами
114—219 мн) в А-[208 для труб больших диаметров трехслойеым
швом за один оборот^варочной головки (табл. [4.5).
Полуавтоматическая сварки труб проводится двумя полупвто-
матами А-537 Сеарку выполняют в для прохода одвозременно ива
сварщека Трубы толщиной более 12 мм сваривают в три прохода.
При дуговой сварке в защитной среде угиекиспого газа в каче-
стве заектрода применяют проволоку св. О.8Г2С по ГОСТ 2246—79
Используют также элеиттюдопорошковую проволоку ПП 140. в
этом случае сварку ведут без углекислого газа. Режины сварки
приведены в табл [4.6.
АВАРИИ С ОБСАДНЫМИ КОЛОННАМИ И МЕРЫ
ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ
Анвлиз промысловых данных показывает, что средн других ви-
дол аварий вирушении обсадных труб н колонн являются наиболее
распространенными. Эти нарушения встречаются как при спуске
и кревлении колонны, так к в процессе освозния и эксняуатацик
скваживы.
Апарин с обсадными колоннами, в особенности при больюих
глубинах скважин, вызывают серьезные осложнения, слижают про-
изводственные показатели буровых предприятий н отрицательно
сказываются на себестоимости буровых работ. Изучение аварий с
обсадными колоннами позволяет каисснфицнровать их на следую-
щие группы
Нарушенкя обсвлных иннаяи под действием внутренних давлений
Нарушении обсадных колонн под действием внутренних давле-
ний — наиболее распространенный вид аварий Они обычно Про-
исходят при процессах, связанных с действием повышенных давле.
ний- при продаияивании раствора перед промывкой скважины пос-
ле спуска обсадной для потайкой колонны, выдвинивании цемент-
ного раствора за колонну при креплении скважины, росте внугрен-
ния давлений в колонне в результате экзотермической реакции при
твердении цементного рестпора, создания повышенных внутренних
давлений при испытании обсадной колонны на герметичность, воз-
никновении больших внутренних давлений при ликвидации подо-
газопроявленяй к других ремонтных работах
Наиболее частым повреждениям пт внутренних давлений под-
вержены обсадные эксплуатационные колонны, в отдельных случа-
ях — промежуточные колопны и реже — кондукторы и яаправле.
Как показали проводившиеся за длительное вреня исследования
случаев аварий, приливами нарушений обсадных колонн и труб
могут служить самые различные факторы
в
случаях лабораторная проверка разрушенных труб обыч
Соткой большие внутренние напряжения.
Иногда лаборатораыЯ анализ иатерикаа труб колонны, разор-
вавшейся от внутреннего давления, не обнаруживает у как дефек-
тов заводского характера По-видамому, в этия случаях действуют
невыявленные дополнительные нагрузки, повлекшие за собой на-
рушения прочности обсадных колонн
Важный фиктор. отрицательно действующий на прочность ко-
воие.—резкое изменение температуры скважины. Нагрев колои-
ны в период твердения цемента, а также в начальный период эксплу-
атации фонтанирующих скважин, вызывай чречмериое возышение
внутреннего давления, может привести к деформации колохаы и
нарушению ее целостности Во избежание подобного явления, с
целью периодического снижения давления, развиваемого внутри
обсадных колонн при твердении цементного раствора, необходимо
устанавливать на цементировочной головке автоматический предо-
хранительный клапан. Кроме того, для возможности контроля из-
менений давления в обсадных кололнах рекомендуется оборудовать
иеиентнровичиые гололие регистрирующими манометрами. Также
с целью предотвращенья нарушения колонн ие рекомендуется пе-
реносить место установки обратных клапанов тарельчатого типа в
верхнюю часть спускаемой колонны поскольку орн этом исключа-
ется возможность стравливания излишнего давления в той части
колонны, которая расположена ниже обратного каалана
Для повышения надежности обсадных колонн кроме приведен-
ных выше редомендаций следует особое внимание уделять комплек-
тованию и подготовке труб в трубных подразделениях (см гл. 14)
При контроньной гидроопрессовке грубы следует испытывать на
наненмпльно допустимые давления Необходимо проводить гяд-
роиспытание всех обсадных труб больших леаметров, предназна-
ченных для спуска в качестве промежуточных колонн и глубокие
Нарушения обсадных колонн под действием внешмка
сминающих давлений
Нарушения колонн в ваде снятия под денстелем наружных дав-
лений также довольно многочисленны Смятие обсадных труб про-
исходит чаше с промежуточными кололнамн больших диаметров
как прн их спуске в скважину, так и в процессе бурения
Основная причина смятия обсадных колонн пря спуске в сква-
жину — повышение суммарных гидростатических н гидродинами-
ческих давлений в скважняе до опасной дая колонны ненпчнны
Повышенвш гидростатических давлений способствует установка в
нажней части спускаемой колонны обратного каапана тврельчато-
го типа При наличия обратного каапана но мере спуска колонны
из скважины выдавливается Промывочный раствор, а давление за
50ЛОНН0Й растет Гидродннамичесеые давления зависят ог скорости
спуска колонны разности диаметров ствола скважины н спуска-
емых труб, от стенеея подготовленности ствола скважины, пара-
метров бурского раствора и рада других факторов.
Анализ подобных аварий показывает, что повреждения колонн
вызываются недостаточной подготовкой стпола, нарушением техно-
логии спуска колонн и дефектами обсадных труб Для успешного
доведения обсадных колони до проектной глубины необходимо до-
биться надлежащей подготовки и чистоты ствозн скважины, вы-
бора соответствующей скорости спуска колонны и параметров про-
мывочного раствора При использования Же обратного клапана та-
рельчатого типа, во избежание роста за колонной чрезмерных гид-
ростатических давлений, следует в процессе спуска колонны тща-
тельно следить за уровнем жидкости в ней и систематически за-
Случаи сметия труб эксплуатационных колонн диаметром 168 мм
и менее в процессе спуска их в скважину почти отсутствуют.
Причиной смятия промежуточных колонн при проводке скважи-
ны часто является влмеиие горного давления в зоне пластичных и
текучих пород. Смятию способствует протирание стения труб бу-
рвльными замками, долотами и другими инструментами в процес-
се спуско-подъемных операций и бурения скважины роторным спо-
Как было установлено наблюдениями, значительной количество
случаев смятия колонн приходится на концы обсадных труб с резь-
бамн заиодского крепления. Это объясняется тем, что сопротивление
смятию резьбовых колюв по сравнению с телом трубы несколько
ниже. Поэтому при спуске обсадных колонн со слабо закрепленными
резьбовыми соединениями происходитсмитие этих концов труб Не
прикрытая муфтой часть резьбы отрицательно влияет на устойчи-
О повреждении колонны судят по увеличению нагрузки на крю-
ке, падению уровня жидкости за колонной, поступлению жидкости
в колонну из затрубного пространства С целью предупреждения
смятия расчет колонн следует проводить с учетом влмення горного
давления и ноеможкого износа труб.
Нарушения обсадных труб под действием растягивающих
нагрузок
Под действием растягивающих нагрузок могут произойти стра-
гиванме и вырыв труб их резьбовою соединения или обрыв трубы
по телу Поскольку у обсадных труб прочность нарезанных колцон
ниже прочности тела трубы, нарушение колонны под действием
дней резьбы трубы и муфты Образующая конуса резьбы трубы
принимает форму изогнутой линии, швг резьбы несколько растяги-
вается, а профиль витков приобретает наклонную форму Невоору-
женным глазом бывает трудно обнаруживать явнме признаки де-
формации резьбы
Обрыв труб по телу под действием растягивающих нагрузок
встречается редко (при наличии в их теле дефектов металлургиче-
ского происхождении).
ствнем расчетных нагрузок, довольно миогообряэны, но некоторые
из них ноеторяются сравнительно часто.
Прочность и плотность резьбового соединения достнгаются свин-
пением смазия соответствующего качества. При этом кек геомет-
300
рнческне параметры резьб труб и муфты, так и их взаимное распо-
ложение после принудительного крепления должны соответство-
вать требованиям ГОСТ 632—60.
Кроме того, надежность резьбового соединения можно обеспе-
чить лишь при надлежащей соосности резьб свинчиваемых кон-
цов — трубы и муфты При свинчивании несоосных между собой
резьбовых концов из-за перекоса их осей происходит неправильное
сопряжение резьб, деформируются отдельные их витки, образу-
ются глубокие риски и другие повреждения, характерные дая зае-
дания резьбы Йияормальное сопряжение резьб обнаруживается по
недовинчнванию соединения и сильному нагреву муфты. Подобные
соединения, оказавшись при натяжении колонны под нагрузкой,
разрушаются, и труба ныходнт из сопряжения с муфтой
Однако даже выполненные в колком соответствии с требовани-
ями стандарта и грамотво свинченные резьбовые соединения могут
быть разрушены, если к колонне труб будут првложены растягива-
ющие нагрузки, превосходяжен величины, на которые рассчитана
растягивающих нагрузок часто объясняется внезапным прихватом
спускаемой колонны и стремлением бурильщика быстрее ее осво-
бодить.
Во избежание нарушений обсадных колонн во причине иекачс-
ственкостн резьбовых соедиаелий и дефектов» металлургического
происхождения, следует организовать на трубаых подразделениях
тщательную проверку соответствия качества труб и резьб требова-
ниям станхарта >1 подвергать их контрольной пгщиюпрессовня
При свинчивании резьбовых соединений как на трубопрокатных
ваводах, так и на буровых необходимо соблюдать правильное по-
ложение торна муфты во отношению к последней нитке резьбы
трубы при олтимвльной величине крутящего моменте.
С целью проверки и докрекления слабо свинченных заводских
соединений репомендуется спускать обсели ые трубы с применением
иннновых захватов, а не на двух элеваторах.
истиранием их стенок
Нарушения обсаджых колоне, вызванные
бурильным инструментом
Нарушение промежуточных обсадных колоия их-за износа и
повреждений их внутренней поверхности происходит довольночас-
то Возникновение зтого вида нарушений связано собъемом рабо
трения, произведенных бурильной колонкой и инструментом во вре-
мя спуско-подъемных операций и вращения, до момента спуска по-
следующей колонны. Этот вид нарушений колонн особенно харак-
терен для роторного способа бурения.
Несмотря на важность вопроса, пока еще нет достоверной мето-
дики расчета и проектирования промежуточных колонн иа износ
Ьзнос промежуточной колонны интенсивно растет с увеличени-
ем глубины бурения, и избежать era колкостью практически иевоз-
Можно. С целью уменьшения стененн износа следует слабднть ное
бурильные трубы, работающие внутри промежуточной колонны.
При бурении глубоких скважин, особенно роторным способом,
довоньно часто протираются верхние обсадные трубы промежуточ-
ных колонн, в еще чаще — илрвая труба от устья В случаях сниже-
ния уровня промывочной жидкости в верхней части колонны харак-
ние повышение температуры и интенсивный износ.
Причиной нарушения промежуточной колонны также может слу-
жить Се повреждение при транспортировке долога, которое при пе-
колонну, строгая ее во образующей Степень опасности поврежде-
типы долот, применяющиеся в настоящее времи в отечественной
нефтяной промышленности, в той или иной степени повреждают
обсадные колонны.
При илрушеннн соосности между вышкой и ротором вли между
ротором и устьем скважины усилие, прижимающее бурильный ин-
струмент к обсадной колонне, значительно возрастает, что способ-
ствует более быстрому наносу обсадных труб. Йнтенснявый износ
двух верхних труб может быть вызвия и применением при бурении
искривленной ведущей трубы
Протертая верхняя обсадння труба, находящаяся под превенто-
ром. может нарушить герметичность скважины Для п|>едувреждс-
нвя износа верхних труб промежуточных колонн необходвме сле-
дить за систематическим ваполнеяиня скважиаы жидкостью, за со-
осностью ротора и скважины
При бурения скиажины роторным способом отмечаются также
случаи отрыва от кондукторов иля промежуточных колонн одной-
трех труб с башмачным патрубком. Такие аварии обычно связаны
с недоаедением колони при спуске до забоя пли до места перехода
иа меньший диаметр, а также со смещением оси колонны нн отно-
шению к нижней части скиажины.
При нвлнчки под башмаком колонны «кармана» большого ина-
метра и несоосиостн стволов при переходе с большого диаметра ия
Меньший создаются условии для искривлении бурильной колонны,
увеличения усилия прижатия п возникновения удлрои замков о
стенки сквежниы В результате sroro обсадкме трубы нижней части
Колонны в ряде случаев интенсивно протираются, от нее отрыва-
ются одна или несколько труб и перемещаются нииз до места пе-
рехода сииажкиы нв меньший диаметр Оториввшнеся от колонны
трубы создают затруднении при работе, иногда даже вознвлает уг-
роза ликвидации скиажины.
Как ловазмиает практике проводки скважин, повреждению об-
садных промежуточных колонн предшествуют длительные работы
в колонне. К кнм откосятся, вомимо рябот по бурению скважин, ра-
боты по борьбе с осложнениями, по ликвидамии сложных аварий
и забуриванию новых стволов На интенсивность истирания труб
ихияют также резкие искривления скважины, разгрузка обсадной
колонии на полный вес при оборудовании устья, вызывающая зна-
чительный изгиб нижней части колонны и др Следовательно, для
предохранения обсадных коловн от износа необходимо при бурении
добиться по возможности наибольшей вертикальности ствола сипа-
При бурении наклонно-направленных скважин с целью умень-
шения износа нижней части обсадной колонны набор кривизны сле-
дует начинать ник можно дальше ог башмака коловны, но не менее
чем на расстоянии 100 м. Переходить от вертикалыюго ствола в
наклонный нужно весьма нлавио, не допуская резких перегибов оси
Верхние две трубы обсадвон колонны, особенно при роторном
бурении синажни, рекомендуется подбирать с наиболее толстой
стенкой вли использовать трубы большего диаметра Для предохра.
велня верхних труб обсадной колонны от интенсивного истирания
рекомендуется на нижний переводник ведущей трубы надевать
резиновое протекторное кольцо, предварительво проточив на Tiepe-
воднике шейку под него
Не следует двпускать длительной работы утяжеленных бурпль-
ных труб меносредственпо в обсадной колонне. При подъеме из
скважины бурильной колонны следует немедленно запоннять сква-
жину жидкостью. При спуске обсадной колонны необходимо обя-
зательно доводить ее по забоя кли до места перехода скважины на
меньший диаметр.
В нижней частя обсадной колонны на дннне 80—100 м следует
устанавливать наиболее толстостенные трубы
Один из путей повышении иедежности конструкции скважин —
применение сменных обсадных покоен которое особенво эффектна-
во отражается прн проводке сверхглубоких скважин. Оно позволит
увеличивать выходы из колонны, сохранять калметр скважины по.
стояиными, заменять обсадные колонны при их коррозии, изнашн-
гании и поверждеииях и будет способствовать успешной борьбе с
авариями при бурении путем их частичного подъема Преимущест-
вом применении сменных обсадных колонн также каляется возмож-
ность проворачивания их прп одностороннем износе При этом до-
стигается распределение износа по периметру сечення труб поворо-
том их через овределенное время
Прочие вины
В нефтепромысловой практике нередко встречаются случаи на.
рушевня целостности обсадных эксплуатационных колонн в эоне
фильтра в процессах освоения и экевнуатация скважины В первом
случае эти нарушения являются следствием действия перфорации,
а во втором — разрушения кород призабойной эоны к образования
выработки вокруг нижней части колонны
Повтому выбор рациональной конструкции забоя и правв-тьное
внинвчивавие скважин— важнейшие мероприятия в обеспечении
повышенвой надежности обсадкой эксплуатационной колонны.
Б конструкции забоя скважины, особенво в месторождениях,
коллекторы которых представлены слабосцемеятированныыи леска-
ми и рыхлыми породами, необходимо предусматривать известные
методы борьбы с пескопроявлением (гравийные фильтры, песочные
якоря).
ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ЗА РУБЕЖОМ
Зарубежные фирмы-изготовители предлагают потребителю боль-
шой выбор обсадных труб как по конструкции соединений, так и
по характеристикам материала для эксплуатации в различных ус-
ловиях, обусловленных агрессивностью сред, глубиной скнкжек, ие-
лмеявой давлений, температур и т д.
Трубы выпускаются в основном в соответствии со стациартаых
АНИ, хотя большинство ведущих фирм значнтельво расширили
свой ассортимент, прямеяяя более высокопрочные и более коррози-
онно-стойкие материалы, а также иные конструкции соединений,
придерживаясь при этом отдельных технических требоииний АНИ
нл геометрическим разиярам, видам контроля и методикам вены-
таний.
Стандартами АНИ предусмотрено изготовление обсадных труб
с муфтозыми соединениями с короткой и длинной конической резь-
5ой треугольного профиля, с муфтовыми соединениями с упорвой
конической резьбой Батресе и с безмуфтоеыми высскогерметичны
ми соединеввнми Экстрем-Лайн.
Технические требовании на трубы в зависимости от свойств ми-
теривла приведены в различных станнэртах АНИ
Стандарт 5А АНИ распространяется на трубы общего назначе-
ния наружным киаметром от 114,3 до 508 мм из стали групп проч-
ности п-40, J-55, К-55 и N-80* с минимальным пределом текучести
от 275 до 550 МПа.
В стандарте 5АХ АНИ предусмотрены трубы для глубоких сква-
жин наружным диаметром от 114,3 по 273 мм из высокопрочной
стали Р-110 с минимальным пределом текучести 760 МПа
В стандарте 5АС приведены требовании к трубам, предназна-
ченным для скважин с сернистой средой, групп прочности С-75,
L-80 и С-95 с минимальным пределом текучести от 515 до 655 МПа.
Для эгвхтруб разность между наибольшим и ннименьшим значени-
ями предеиа текучести ограничена 103 МПа Трубы, изготовляемые
по стандартам 5А и 5АС, могут быть как бесшовными, так и элек-
троевнрныыи прямошовнымн, а во стандарту 5АХ — только бес-
шовны мн

Химический состав сталей стандартами 5А и 5АХ не per лаыентируется, ограничивается только содержанке серы — 0.06% и фосфора—0,04%. Со- став сталей по стандарту 5АС труня прочности С-75, L-80 и С-95, а также термообработка этих сталей приведены в табл. 16.1. Механические свойства сталей даны в табл. 16.2. В условиях глубокого буре- ния при действии экстремаль- ных нагрузок н давлений при- меняют трубы более высоких, чем но стандарту 5АХ, трупп прочности, например Q-125, V-140, V-150, V-155 с наимень- Шим пределом текучести соот- ветственно 860, 965, 1035 и 1070 МПа*. Высокой рочнме трубы обыч- ио изготовляют из легирован- ной хромомолибденовой или хромоаикельнолибдеиивой ста- ли с применением закалки и отпуска. Отдельные фирмы выпуска- ют трубы, обладающие поем- шенной сопротивляемостью на- ружному давлению (дая неко- торых твкоразмеров труб уве- личение сминающих давлений составляет 30—40%). Улучше- ние эксвлуатацвонвых харак- теристик достигается ужесто- чением требований к геомет- рическин размерам трубы, иа- пример уменьшением долусти- • Буквенные обозначения групп прочности <2=125, V-140, V 155 приняты условно, так как различные фирмы применяют разные обоэначе- — мня Кроне того, для этих групп прочности могут весьолыго отличать* w СЯ звнченнн наименьшего предела а ч прочности и наибольшего преакак " F текучести. Группа прочности V ISO S предусыотренв стандартом 5АХ пли « « юготовлевкл ыуфт на Солее прочной *5 Я стали, чем Р.Ц0.	‘	{! $	i г 1	•40-0 Si Hds »«ило  инехее Hdu мз«ию и «««с Э.159<> пХию и пиптениendow 3.159 <1 Hdu »Хою и пнгтее □,159-3 xdll нзХию a UMneEHe««di>H
	I	8 8	8 8 и 4 4 1 S 4 г
	г г	8 8 3 8 8 | 5	5 © 5
	t	8 3 3 8 8	’ НН5 I
	S £	iii^i 1 V/
	|	। । । ч , i © §
	S	1 1 4.2-1 I I
	1 I	|а -|й „ <2 .1 — . [	|	
	г £	S- S- Лй? ®.	S V V	W	В
	£	3 S l«,S 8 а :
		— О’ т 1 J	"
	ф	1?	В	К	3	8	С Ф	и	О	й	О
Таблиц» 16.2
ной ованыюсти до 0,005 (0,5%), отклонений толщины стенки до
— 10%, а также тщательной термообработкой для получения одно-
родной структуры ыатернила трубы. Механические свойства стали
SM-110T фирмы «Сумитомо» соответствуют группе прочности
Р-110, а сталь SM-95T отличается от группы прочности С-85 укели-
чением наименьшего предела прочности до 760 МПа.
Для районов с холодными киныатнческими условиями некото-
рые фирмы предлагают трубы с хорошей ударной вязкостью при
низких температурах, например трубы LT-95, LT-110, LT-I25 фирмы
«Ниппон Кокан».
Для ряботы в сероводородсодержащей среде пзготопляются
трубы различных групп прочности с наименьшим пределом текуче
стн до 655 МПа. отличающиеся от предусмотренных стандартом
БАС АНИ повышенной стойкостью к растрескиванию под напря-
жением при высоком содержании сероконорода Улучшение стойко-
сти к растрескиванию достигают соответствующим подбором ста-
ли в соблюдением минимальных отклонений от заданного химиче-
ского состава и, сто особенно авжно, волучевнем после термообра-
ботки полностью однородной структуры Обычво в этак случаях
применяют хромомолибденовую сталь, соответствующую Примерно
марке ствли S AE4I30 (углерод ~0,30%, хром —1%, молибден
-'0.4% 1. а для труб с толщиной стенки более 30мм — нарке стали
S АЕ 4147 с повышенным дп ~0,47% содержавшей углерода Тер-
мообработка состоит из закалки в воде (для толстостенных— в
масле) и высокотемпературного отпуска для колучення строго од
неродной структуры нз отпущенного мартенсита с ынпимнльнымв
(шзбросаых твердости во всему телу трубы (не более 6 HRC).
С целью получения равномерной скорости охлажденвн при эа-
квлке применяют приспособления Дая прокачнаияки охлаждаю-
щей шидкости внутри трубы Для нагрева используют печи с точ-
ностью регулирования температуры до ±5°С
Фирма «Сумитомо» рекомендует дая эксплуатаннн в средах
где иирявллыюе давление сероводорода более 0,0003 МПа, трубы
30J
серин SM—SS, из сталей групп прочности 85 SS, 90 SS и
95SS Твердость этих сталей не должна превышать со^тветСтьен-
по 23, 24 и 25 HRC. Отпуск этих труб проводится при температу-
ре не ниже 649’С. а твердость контролируется во всему сечению
колец, отрезанных с обеих сторов каждой трубы
Для работы в среде углекислого газа (парциальное давление
более 0,02 МПа) рекомендуется применять трубы из высокпхро-
мистой ствни обычво с содержанием хрома 12—14%, углерода
0,18—0,22% В зависимости от режимов термообрабютш, состоя-
щей из нормализации или заквлки и отпуска, механические свой-
ства высокохромистои стали могут соответстаокать группам проч»
агрессивные среды с высоким содержанием сероводорода, угле-
кислою газа, колов хлора, а также большие давления и нагрузки,
действующие на трубы, применяют кромоникельмолибдеиовыо
сплавы, содержащие до 20—25% хрома до 25—35% никеля, до 6%
ыонвбдеиа Прочностные воказатели труб из этих сплавов могут
соответствовать Р-110 или даже более высокой груиие прочности.
В табл. 16.2 приведены механические свойства стадий в соот-
ветствии со стандартами АНИ.
Предел текучести определяется кия нияряжение, требующееся
для создания относительного удаинеиия, ранкего 0,5% для стилей
групп прочности от Н-40 ко С-95 включительно, 0,5% для групще
прочности Р-110 и 0,7% для группы прочности V-I50. Твердость
труб и муфт группы прочности 1-80 Не должна быть более 23HRC,
Наименьшее относительное удаинение на длине 50,8 мм при
$,1«'4,85 сМ2 рассчитывают во "формуле

где 5 — площадь воперечного сечения образца, сМ1, о» —наимень-
ший предел прочности при растяжении, МПа. При $, >4.85 см’
удлинение принимается таким же, как и дая Зп1- 4.85 см*.
Испытанию на растажеиие подвергают образны с покным по-
перечным сечением трубы вли образцы шириной около 38 мм, вы-
резанные из трубы в продольном направлении. Если нет спеииаль-
ных изогнутых захватов, то дая труб диаметром 193,7 мм и менее
испытаква должны проводиться на образцах шириной 25.4 мм.
Испытанзю на сплющивание подвергаются электросварные
трубы Испытания проводятся на обрвлеах, вырезанных из труб
с шириной кольца не менее 63,5 нм. Не допускается появление
трещав прм сплющиваний образца во диаметру до величин ука-
занных в твбл 16.3. ' 1
Допуск на наружный дааметр трубы ±0,75%, отклонения на-
ружного диаметра на концах труб должны удовлетворять требо-
вание. ограничивающим число витков с черновиками ио иерши-
30?
Таблица 16.3		
		
И-40	Е»1« <16	с5 (ода—o.wx см
J-55, К-55	зичб	Д5 (058—0,206 ОМ В (1,104-0,0518 ОМ
L-SO. N-W	9—25	О (1,074—0.0184 Dis)
95	Я—И	О (1,080—0.0178 ОМ
нам резьбы. Допуск на толщину стения —12,5%, допускаемые
отклонения массы партии труб (не менее 18,1 т) —1,75%, а дая
отдельной трубы %. Внутренний диаметр труб проверяется
цилиндрической оправкой. Длина онрааии Дая труб диаметром
219,1 мм и менее равна 152 мм, а Дая труб остальных диамет-
ров—305 мм Диаметр оправки должен быть меньше номиналь-
ного внутреннего диаметра трубы ва 3,2 мы дая труб дааметрок
219,1 мм и менее, на 4 мм дая труб диаметром от 244,5 и до 339,7 мм
н на 4,6 мм для труб диаметром 406,4 мм и более
Все трубы нз стили группы прочности Р-110 подвергаются не-
разрушающему методу контроля: ульразвуковоиу, влектромагнят-
иому или с вомощью магнитных порошков. Трубы из сталей ос-
тальных, более низких групп прочности проверяют по требованию
заказчики. У алектросваркых труб проводится обязательная про-
верка шва во всей данне ультразвуковым или электромагнитным
.'зетолом контроля
Обсалнме трубы изготовляют трех размеров дани.
I)	4,9—7,6 и, причем в партия донжво быть не менее 95% труб
длиной не менее 5,5 м и отличающихся во Данне ия более чем иа
ЛДм;
2)	7,6—10,4 м, причем в няртии должво быть не менее 95%
труб длиной ин менее 5,5 и отличающихся но диине не более чем
3)	10,4—14,6 к, причем в партии должно быть не менее 95%
труб длиной не менее 11 м и отличающихся по длине не более чем
Все трубы ил заводе подвергаются испытанию инутренннм гид-
равлическим давлением. Испытательное давление для труб рас-
считывают но формуле

где Отты—иавменьший предел текучести материала трубы;
s/D — отношение толщины стенки к наружному дилмегоу трубы.
Если нет специвльной договоренности между потребителем и
изготовителей, то верхний предел испытательного давления для
труб из сталей всех групп прочности, кроме Н 40, J-55 и К-55
ограничивается 69 МПа, а дая труб не стилей групп прочности
Н-40. J-55 и К-55— 20,7 МПа. При этом пли труб из сталей Н-40
J-85 и К-55 наружным днаметром 273 мм п более испытательное
давление подсчитывают по формуле
Для труб с резьбовыми соединениями испытательное давление
такое же. как и для гладких труб, за исключением тел слу-
чаев, когда давление ограничивается телом муфты. Для этихсое-
динений испытательное давление определяют ио формуле
где йы — наружный диаметр резьбы муфты в плоскости горца
трубы после свинчивания соединения на станке.
В табл 16.4 приведены размеры, масса, а также сминающие
и иеутрениие дивлення, растягивающие усилия, рассчитанные для
гладкой трубы В табл 16.4 включены также некоторые трупам
прочности и толщины стенок, не предусмотренные стандартами
АНИ (трубы фирмы «Сумитомо» иа сталей SM-95T и SM НОТ)
Наименьшие сминающие давления рассчитываются в зависи-
мости от отношения наружного дааметра трубы к толщине стен-
ки (D's) во рнзлнчным формулам, приведенным в табл. 16.5—16.8.
В расчетных формулах приняты следующие обозначения рт —
наименьшее сминающее давление, МПа, D —воминальный наруж-
ный диаметр, см, s — номинальная толшива стенки, см; сттш —
наименьший предел текучести материала трубы, МПа.
Первая формула, применяемая при наименьших значениях,
представляет собой формулу Ламе Последующие две эмпирические
формулы выведены на основании свыше 2.000 испытаний. Послед
ияя формула для онренелення давлений в случае упругого снятия
иыведена из уравнения упругой кривой при модуле упругости, рав-
ном 2,069- 10s МПА, и коэффиадякте Пуассона 0,3.
Коэффициент запаса прочности на сопротивляемость смятию
обычво принимается равным 1,125. При расчете на смнтее учиты-
вается уменьшение сопротивляечоои смэтию при одновременном
действии растягивающей нагрузил
Наименьшие внутренние давления, при которых напряжения
в теле трубы достигают предела текучести, определяют но фор-
Рм = 0,875суш,,	>
где 0.875—козффнинент, учитывающий отклонение толщины
стеяки.
689
IO?'! 1Ы














SM4
I*
Г;





Таблица 16 3
реннему давлению обычно принимается равным 1.0—1,1 ио отно-
шению к наименьшим расчетным давлениям
Растягивающая нагрузка Рт(Н), ври которой напряжение в те-
ле трубы достигает предела текучести, вычисляется но формуле
где отпап—наименьший предел текучести материала трубы. МПа;
D — наружный диаметр трубы, мм. d — внутренний кнаметр тру-
бы, мм.
Стандарты 5А, SAC, SAX и SB АНИ предусматривают несколь-
ко конструкций резьбовых соединений обсадных труб- муфтовые
соединеени с короткой или даинвой резьбой с закругленными вер-
шинам н и владияамн, с углом профиля 60°, шагом 3,175 мм; муф-
товые соединении Батресе с упорвой резьбой и безчуфтоеые сое-
динения Экстрем Лайн с трапецеидальной резьбой я дополнитель-
ны мя уплотнительными поверхнос’°"“
Муфтовое соединеннее коротко
на рнс 16.1 Основные размеры, разрушающее растягивающие
нагрузки, а также рекомендуемые моменты свинчивания
для соединений с воротной резьбой приведены в
табл 16.9, а дая соединений с даивной резьбой — в табл 16 10.
Мнннмильный момент свинчивания составляет 75%, а максималь-
ный —125% оптимального момента свинчивания. Указан-
ные в таблкявх моменты свинчивания ориентировочны
Соглаево практическим рекомендациям РР 5С1 АНИ. перед спус-
ком обсадных труб должно быть уделено внимания пробным свин-
чиваниям, при которых следят одновременно за моментом свин-
чивания и натягом соединении Результаты могут указать на це-
лесообразность отступления от рекомендуемых величии крутяще-
го момента
За разрушающее усилие для соединений с короткой и длинной
резьбой принимается наименьший результат расчета ин усилие
разрыва трубы ио последнему полному витку резьбы и ин усилие,
требующееся дая емрыва резьбы*
партам АНИ
Р= 0^5Гсж„1„;
',-ЮГ£ (	+ тЗйг) 
где р— наименьшее разрушающее усилие, Н; свит — наименьший
предел прочности митернвна трубы, МПа; сшт — наименьший
предел текучести материала трубы, МПа, L — Длина резьбы, на-
ходящаяся в зацеплении, мм, О —номинальный наружный диа-
метр трубы, мм; F—площадь сечения тела трубы под последним
колнмм ниткоы резьбы, мы5.
F-0,785 {(D-3.82)5-<₽],
где d— нпминвньный внутренний диаметр трубы, мм.
Допускаемые отклонения на элементы резьбы по конусности
мм на Данне 100 мм. но шагу ±0.076 мы на Данне 25,4 мм
и ±0.152 мм на всей длине резьбы. Отклонение угла профиля
±1*30'. Допуск на общую Данну наружной резьбы О ±3,175 мм
На диинс резьбы G —28.6 мы ме должно быть пяток с чернови-
ками во вершинам. Отклонение осн резьбы одного конца муфты
от осн резьбы другого конца муфты не должно превышать 0.79 мм
в алоскости тории и 3,12 мы на длине 1 м. Если нет специальной
договоренности. то трубы я муфты поставляют из стали одной
труппы прочности, за исключением труб из стали групп прочно-
сти Н-40 и J-55, для который муфты могут быть изготовлены
нз стали групп прочности J 55 я К-55
При проверке резьбы муфты калибром пробкой натяг А дол-
жен быть рвлен 9.525 мы дая труб наружным диеметром 177,8 мм
и менее и 11.112 нм дай труб 193,7 мм и более, из исключением
труб наружным дааметром 244,5 мм н 273.0 мм группы прочно-
сти Р-110 и труб наружным диаметром 508,0 мы групп прочности
J-55 и К 55, для которых натяг А должен быть равен 12,7 мы.
Натяг А равен расстоянию от торед муфты по конца сбега резь-
бы на трубе при свинчивании вручную. Допускаемые отклонения
натягов при проверке калибрами ±3,175 мм
Для нлвышення герметичности соединений прииениют уплот-
нительные кольца из тефлона (фторопласта) Кольца вставляют
в специальные канавки, проточенные в резьбовой частя муфты.
Муфтовое соедивелие Ватресс со специнлыюй уворной резьбой
ность пря действия осевых растягивающих нагрузок Отличитель-
ная особенность—нарезание наружной резьбы ил вывел т е без
сбега резьбы
Осволвые размеры и прочностные характеристики соединения
Батресе приведены в табл. 16.11
Расчет наименьших разрушающих усилий выполняетсяотдаль-
но дая трубы и дая муфты, наименьший результат онренеляет
прочность соединения дая трубы
Р- 0,95о.„1„F,p р,008—0.00156 (1,083—-21Я±.) oj
дая муфты
P = 0,95o.„inF..
где Р—наименьшее разрушающее уеялие, Н; ови» — наименьший
предел прочности материала трубы и муфты, МПн;ГТр — площадь
се'геини тела трубы, мм1, раилвя 0,7854 (D‘—<P), D — номиналь-
ный наружный дааметр трубы, мм; d—номинальный внутренний
диаметр трубы, мм. Fh— площадь сечения тела муфты, мм1, рак-
нля 0,7854 (D, —di ); Ом — наружный диаметр муфты, мм:
d„ — наружный дааметр резьбы муфты в плоскости тор-
ме трубы в покпжеиии свинченвого от руин соединения

Муфты для труб диаметром до 273 ми могут выполняться е
уменьшенным наружным диаметром По требованию заказчика
муфты изготовляют из стали последующей группы прочности с
более высокими механическими свойствами Исключение состав-
ляют трубы из стали групп прочности С-75, L-80 в С-95, для ко-
торых муфты изготовляют только из стали той же группы лроч-
Допускаемые отклонения конусности на длине 100 мм дли
внутренней резьбы *®;Й мм, для наружной резьбы с полным
профилем Той мм, с неполным профилем ±?’“ мм. Допуск иа
шаг ±0,051 мм иа длине 25,4 мы и ±0,102 мм иа всей длине резь-
бы; отклонение угла профиля ±1”
Большой радиус закругления стороны профиля с углом накло-
ни 10“ способствует улучшению свннчпнаемости соединений Нез-
начительные зазоры по профилю резьбы и применение консистент-
ных смазок обеспечивают герметичность соединений. Повышеиньи
прочность соединения объясняется налой высотой профиля в от-
820
с клеймом на трубе, расположенным на расстокнин А ст тория
муфты, навинченной вручную. Для труб диаметром 114,3 нм ве-
личина А равна 10,1В мм. для труб диаметром 127,0—339,7 мы —
12,7 мм. для труб диаметром 406,4—508,0 мы — 9,52 мм. Для облег-
чения отыскания клейма при свинчивании соединения по образую-
щей трубы напротив клейма наносится светлой краской коноса
шириной 25,4 мм и длиной 100 мм для заводского соединения и
длиной 610 мм для соединения, сввнчнвааиого иа буровой.
Беэмуфтоаое соединение Экстрем Лайн показало на рис. 16,3.
Основные размеры и прочностные характеристики приведены я
табл. 16.12. При использовании специальных смазок соединение обес-
печивает надежную герметичность при кнсоком внутреннем давле-
нии Поданным зарубежных исследователей, прн качественном вы-
S21
Couuhhihq нбеадинт труб с длинной резьбой но стандартам АНХ																				
if	I*"	is		ЙЙ	е!<?	If	S Iя ч-?	«												
																				
											L«		ею	11.		ки	<=»	кй	с-ю	Р»4
			о К																	
« Д'	6.35 7,37		76.И)	112.800	127.0	116.7		721	801	943 143	1143	120.	126с	1806	2200	2440	3530	3740	3 500 4240	4 090 4500 5970
127.0 (S-)			85.Т1" 85,72	125.260	141 3	129.4	96.8	310 992		1312 673	1315 1673	1203 1761	1450 1800	2200	3020	2730 3340	4010 5110	4 500 5 420	4800 6170	7203
139.7 (51/2")	698 7.72 9.17 16.5	2Д	88.90	137.986	183.7	142,1		965	1210	1 Ш 1	1603 1800 2175	§11 Ш		197! 2438 2860	2940 3350	3240 i860	6410	4726 5800 6810	5370 6800 7 780	6203 7710 9800
168.3 (65/8'	7.32			166 54	187.7	170.7		1183 1511	129 180с					2031	3610	3886 5040	74«	6^0	7440 9979	8800 1800
																				

£		У“2Я£Г„”“Ы						..		
	ь	pile	||ц	Я	и* Я5	Е	i	МОфга J''»	!= ал	
244.8 <95'8‘)	 8 38 S3	12.35 11.62 10,17	Ц22 0.49 -0.96	114.82	243.307	697.9		246 0	203.9	
273.0 <10 3/4")	10’16	13.35 12.26 11.08 9.99	3,26	114.62	Z71.882	298.8	2SS.fi	276.6	203.9	
203.4 <11 3<4')	12*42	8R5 S3S	II	114,62	297.203	322.8	z	302.0	203.S	
380.7 <13 3/8’)	9,85 10,92 13.06	16.71 15.25 14,35	-	114 62	338,557	365.		343.3	203.9	
406.4 <16'1	П.13 12 57	гг'оя	-	117,16	404.825	431.8	-	410.3	203 9	
473.1 <|8 5/8")	11.05	39.23	-	117,16	471.380	806.С	-	477.0	203.9	
500.0 (20’1	IIJ3	24.88 .1.9 15.93		117,10	506 425	533.4	-	811.9	203.9	
95 МПа
при.тоже-
измене-
Допуска-
герметичность при давлении газа
пнем сжимающих и растягивающих
НИИ температуры в пределах 200°С	....	.. .
ет неоднократные свинчивания без потери эксплуатационных ка-
честв Высокая прочность соединений достигается высадкой ион
326
нов и применением трапецеидальной резьбы с углом профиля 12°
Для увеличения длины сопряженвя резьбовой части заходную
часть резьбы делают специальной конструкции.
Прочность на растягивающие нагрузки труб с соединенняия
Экстрем Лайн рассчитывают согласно Бюллетене 5СЗ АНИ по
формуие

где Р — наименьшее разрушающее, усияие, Н; c,min — наименьший
предел прочности материала трубы, МПа; F—площадь опасного
сечения тела трубы, мм’ (аа F принимается меньшая из площадей,
подсчитанных для ниппельной части, муфтовой части или глад-
кой трубы)
Для ниппельной части трубы
F - 0,7854 (£Й—
где Он—наружный диаметр опасного сечении ниппельной части,
мы. равный внутреннему диаметру резьбы трубы на расстоянии
7.) мы для резьбы с шагом 4,233 мм и 7.8 мм дня резьбы с шагом
5,08 мм от основной плоскости в сторону упорного торца минус
половина максимального диаметрального натяга; d. — номнниль-
иый внутренний диаметр свинченного соединения, мм Для муфто-
вой части трубы
F= 0,7854 (О’—<£),
паруя»
части. мм, равный наружному диаметру резьбы иа расстоянии
51.4 мм для резьбы с шагом 4,233 мы к на расстоянии 55,6 мы для
резьбы с шагом 5,08 мм от основной плоскости я сторону внутрен
нею уплотнения плюс половина максимального диаметрального
Для труб диаметром от 127.0 до 193,7 мм применяют резьбу
с конусностью I 8 и шагом 4,233 мм, дин труб диаметром от
2|9.1 до 273,0 мм —с конусностью 19,6 и шагом 5,08 мы.
Отклонения конусности -«-0,2 мм иа длине 100 мм. Допуска-
	i *	11	I®		Igllll
	: 8	11	>Wi	fO	100s
	Il ‘	11	Iggs	Ш	ООО
5		11	'10	Oi	ssllO
8	I 1 !	1 1	ii"	i11	si1"1
।	J S	11	Bi*	i11	JiNH
I		Ss	Ills	sH	
1		si	1Й	8Й	liiOl
1	|ж	£ b	E	Sa	‘Ms		ООО
	;i ss	Й	'И	gis	siOsi
	i t	S'	8|“	i"	«8"H
	1 2	S'	ijll	i"	|sm >
	«^^ryrsj	8§	1‘g‘g‘b	2 vs S	gsaasg
ijl	| linn ионная!	1 )		gg’f	8‘з‘ЙЙ
I ?_	L Xq ins'vandm	§8	““55		ss’gggs
		1 1			g.vjS’SSS
1 *	I ‘"X';;;	83	2SS8		ei-o^o^
и	ЫИЧд оиимед	as	8ЙЬ®	*й	gO>i^vsJ2K j-os-asas
ill		i	£- ss		Ё
	1!»==	ilO	Illi f
	||||§		uh i
он		|g§|	11,1 >
	l|ff|	Bsh	III! *
	8Г"	|r 1 1	"И =
|1И	si1 1	«II1	।1 и
|2||	"is	>Oi	'lii 1=
33§8	l|s||	Mil	igg* ji
Й8ЭЙ аййй	i|;ss	HO	'»'	1
safes Я эт 3 w	‘Oil	BBii	-о-
= 11!	0"	§ni	Sg 1 I 3
fm Eggs’	si'111 ftftiss 8§8SS	|n । S£&8 8gg'| ш!	Й11	11 ss 1 1 as Г Is
. ЙЙЯ8	iiS		
Й1Й'	M ID, ID,«D	11Й	ЙЙЯ8 §5]
	«Л»®? ’-oTT	a5S.8	1Ш |P'
S288- e,-e‘"	83SC.3		Sfflag I; П0ЭГМ1А
5Й5	assess	3.88S. ’	i», 2=32	1 sS’
Sc II* 3u. 471	as	rf	Й 111 331
емые отклонения шага ±0,08 мм,
±0.15 мы на всей длине резьбы
иа длине
Уплотнительная
25.4 мм,
верхкость муфтовой части соединения выполняется с конусностью
1:8, отклонение конусности ±0.52%, радиус уплотнительной ие
верхности ниппельной части 292.1 ±6,35 ми.
Для труб с толщиной стенки более 9 мм некоторое уменьшение
внутреннего диаметра в высаженной части не препятствует про-
хождению стандартной оправки, применяемой для проверяя внут-
реннего диаметра гладких труб того же типоразмера.
При докреплемнн соединения до упорных торцов в резьбе и по
уплотнительным поверхностям обеспечивается диаметральный на-
тяг от 0,18 до 0,26 мм в зависимости от толщины стенки трубы.
Допускаемое отклонение диаметрельиого натяга от номинальной
величины ±0,08 мм.
Фирмой «Валурек» (Фрнниия) разработано высокогерметичиое
соединение VAM (рис. 16.4). Герметичность достигается спекиель-
ной формой торца трубы 1 и внутреннего уступа в муфте 2, обра-
зующих две конические уплотнительные поверхности, гладкий ко-
нический поясок 3 (К= 1 10) к скошенный под угном 15° упорный
торец 4 В соединении применена упорная резьба обсадных труб
Батресе. Соединение обеспечивает газогерметичность при больших
растягивающих и изгибающих усилиях. Для контроля резьбы мо-
гут быть использованы калибры обсадных труб Батресе с соот-
ветствующей корректировкой аетигов На трубах из вержавею-
ших высокохромистых сгалей, а также хромомолибденовых едла-
пов для предотвращения заадаяай при свинчивании применяется
соединение VAM АС с автизадирныы покрытием
Соединения VAM требуют бережного обращения, так ияк не-
большое повреждение торца трубы может привести к потере
герметичности- Для обеспечения надлежащей герметичности
соединения VAM следует свинчивать строго регламентирован-
ным крутящим моментом. В табл. 16.13 приведены рекомел-
дуемме крутящие моменты при использовании смазки, ого-
воренной в Бюллетене SA2 АНИ, там же приведены наимень-
шие разрушающие усилия. Трубы могут поставляться с
муфтами, уменьшеиныня по наружному диаметру, а также с
муфтами яз стали более прочной, чем материал труб Наруж-
ные дламетры муфт такие же, как и для труб Батресе Трубы диа-
метром 1143мм. используемые мак обсадные, приведены в гл. 22.
Таблиц* 1В<3


219.1
(8 5/8')
1Ы.З
(65/8')
139.7
(51/2')
193,7
(75/8)
244.5
(95/8-)
									hf fls!
|| Кл»		N-w|c-m		c-ss	o-«	₽,“	<3.®	V-IM	
6.4'J 1203	И10	1570	1800	1630	17ЯП	moo			
	и	1 fr/l	120	i.’-i.		2240			
9j3 &	>	.‘1	MO	у	410	2700			
<0.73 —	2220	2802	2380	2450	2570	2910	3150	3740	
6.98) 1630	I7|f)	1800	1R70	III!,!	2020	9380	—		7880
		IWKJ			2220		2700	3280	
9.17 2ЮО				• r.i		. 1		2860	18096
10.54 2430	2450	2380	2630	2700	2820	3278	3470	4130	18098
7,321 2020	2150	4Э70	plpfl	It mi					18096
8.9: 4.1		' ’ **1	Л 7- 		3070				18096
II.!'	I’.-l'	'  11	• /II	47	:• •>	и 00		5340	11800
12,06] 3230		3620	3790	3910	4»у0	4630	5060	8096	12600
6,04 2320	l,*ftf|	984(1	97ЛП		6410	—			Q8№
9, IM 27SO				! i !	. < *	,’  ।			
10 3t>| 3940	"< |.*l			-		li’’	-''iii	'‘i 	
11.	11"		tfllt	l-'U	MxjI	41 Ifl	4080	гл-		
') ИГ'"-'!	.•..in	H<KI		tlfgi		4870	5 • 1		
		' ‘ -	•,'Jl	Ml 4ll		4870	1. - ।		
13.72] 3710		—	‘Ji	‘7		4870			
	—			*!,-.	ЛЧ91!	"	3280		
8,4^3560	2780		ЗП70	4180	47ЯЛ	Ч77Л	4120	4900	9800
9.5И25М	,,	• •	14 •*	‘1	3740		11		2r.	18096
10.93 5340		3791	?		4360	4l iL-		5340	i )
12.711 —	4130	4300	4570	4740	4008	5060	6140	7300	13700
7 7^2670		3620	Я99Л	Я14П	34 fl	3440			08 IM)
8 'Jll 3070		".I	<"	Ч.-		ИЦ."	—		
К '-’1			4190	/ '.f		"il 30	mu-’		13700
1.		4 J	4800	||		*7011	c  •		14700
12 70, 4291)	4WM	44""				83 Ю	i-		I1.7I.M
4. IS] «750	5150	5440	6739	5930	6)30	7002	7700		17700
8.9412360	5060	y/yy	410,1	4703	4420	r.'ll.“			1Q8IM1
11) C’		431 -	ll *1	т ।	4930	r-4 11	••л»		
li.Ci'-il:-'	M.' ।	47I-"	Mi1/:	‘ . !	100	6171]		8096	
11 9s -I 1		14'	. **.		SK4II	.6111		8760	
13.84 5100		5910	. ।	y‘		7010		К . vi	137Э0
	iii.	6430	R700		7260	- ,|n	<f| 4*	10880	18096
	-	-	7500	3069	wan	Ж70	10450	I23W	18096 20600
ПроЗочаяш табл. 16.13
mo <370
(IO3/4-J
(133/8")
маю
M4014620148»!
4640131601 Sir-
II. I
s'os
5980 levoiftul 7090 7830
666075601 7880 —
7110175301	— —
WOO 3790
ЛЗО 7440
7830 8070
S0IO 9440
9010 9440
9.65 4620
10.92 5200
I2.i’
13 06 -







Фирма «Маннесман* выпускает муфтовые обсадные трубы е
высокогерметичными соединениями BDS (рис J6.5) с порыаль-
иым или уменьшенным наружным диаметром муфты (таняе же,
как для труб Батресе) Герметичность обеспечивается бочкооб-
разной уплотнительной поверхностью на конце трубы, плотно вхо-
дящей в цилиндрическую расточку муфты. В соединении BDS.tbk
же как и для соединений VAM, применены скошеннме под углом
15’ упорные торны и упорная резьба обсадных труб Батресе
Рекомендуемые крутящие моменты свинчивании соединений
BDS с нормальным наружным диаметром муфты приведены в
табл 16 14 Прочность на растяжение рассчитывается, как и для
соединений обсадных труб Батресе.
Таблица 1614
	т"“™	ГЪ4** ияуч*. Я			Н4И4ХГ СМШЧМ Г		я, И к	
			S	8 8 SOS	d	1	1	Й
114,3 (4 1/2')		я лиг*	6400	7780	О ЯГ».	14140*1*	10800	11200
	12.70	6100	7800	8800	9900	11200	11500	12800
127.0 <5”)		4800	5080	5780	4, 5ПП	6700	7900	6700
	Ч 14	5 900	6800	7200	8 100	9000	9 480	9900
	6 98	1 рю	51«П	5700	6 $041	6700	лчпл	1806
139,7 <61/2')			„ни		7900	4* II, ।		8800
	Ч 17	в|О0	7900		9800	10 460	•-I	11 Зое
	10.54	6800	8600	9900	10800	11380	11590	12800
		6590	4*4*1**	Я 14X1	9060	9900	10800	11900
168.3 (65/8")	8.94		опт		• • г  ч .	11	13 950	
				14 800	|1.г 1 ч .	17 500		
	12.06	10800	14380	16 500	18590	18800	18380	18330
	8 4*”	₽ 9413	9800	9400	10800	11800	12800	13380
	Q 14	9960	10800		14 500		1 *•.,.	17800
177,8 (?”)	141 4*1	10380	1 *1 *	| 4 *,  ч •	18500	501		18
		11800		 ч•	18500	50		18380
	19 6S		|Г г  ,	lb'""			4 *•*.,.	18800
	13,72		16590	18500	18380	18590	18500	18380
	8 X'*	7700	чело	11300	|ЧМП	13500	14500	1г.*адп
193,7(76/8")	Ч 47	9800		14*.	•		17 500		163-1*
	0 49	1 Г.ч		1		8800		18 500
	|*> 70	13 590	17 380	16 590	18590	18590		18 500
			 1 МП	13800	16590	16 5941	17.W1	
819,1 (85/8")	141 14*	,  4,1,		15800	IZ500	590	16 590	
	11 4'*		16,590	17 ТО	17 >0	1 6*0	16 500	
	f*J 7П		18380	(-.JO		И	16 500	
	14.15	17 590	18 380	18 590	18590	16 590	18 500	
	10,03	195 04,	15590					
24£5 (96/6")	11,0$ 11 99	16380	17800 18380	18800	18 500	18800	18800	18800
		18380	18800					
)	8 яо	12500	16500					
273,о|	р, । „	16800	18500					
	11 43	18800	18800	IB (-"J	18 500,	18380	18800	16800
(10з^")		18 203	18					
	• ' 4	18 590	18800					
	15.11	18800	18 800					
Для труб диаметром 473,1 мм н более фирма «Маннесман»
разработала специальное муфтовое соединение Биг Омега, обла-
дающее улучшенной свиичиваемостью. В соединения праменена
упорная резьба с шагом 8,467 нм и конусностью 1:7,5 Трубыдиа-
метром 473,1 II 508,0 мы могут поставляться из стали групп проч-
ности К-55, L 80, N-80, С-95 в Р-110, а трубы диаметром622,3 мы —
из стали групп прочности К-55 и N-80.
В соединениях обсадных труб фирмы «Хайдрих» применена
двухступенчатая цилиндрическая резьба упорного профиля, одна
сторона которого для улу—
под утлом 20“, а другая, воспринимающая растягивающие нагруз-
ки. под углом 6”30" Герметвчность достигается использованием
дополнительных уплотнительных новерхностей.
Соединение FJ-P (рнс. 15.6а, табл 16 15) амполнено в габари-
тах тела трубы и обеспечивает гладкую наружную н внутреннюю
поверхность колонны На гладкой трубе с одного конца нарезает-
ся наружная двухступенчатая резьба, а с другого — внутренняя
Уплотнительными поверхностями служат конические повскнсуглом
уклона 14“, расположенные с обеих сторон резьбы. Скошевнме
под углом 30” упорные торцы препятствуют радиальной деформа-
ции муфтовой части соединения но время приложения крутящего
момента Прочность резьбового соединения на растяжение по от-
ношению к прочности тела трубы составляет от 42 ди 56%.
няеко с соединением FJ Р, по отличается от последнего повышен-
ной на ~ 10% прочностью к растяжению из-за небольшого уветн
ченяя на 2.5—4,5 мм наружного диаметра муфтового колод тру-
бы и обжатия приблизительно на 2 мм по внутреннему лиане "ру
со стороны ниппельного коние. Использование стали группы проч-
ности V-150 позволяет увеличить глубину спуска Обсадных труб
с соединеннвн Супер FJ-P до 4300—5000 н при коэффициенте за '
паса прочности на растяжение 1.8 от разрушающей нагрузки
Соединения невзаимозамсннемы для труб одного диаметре, но
Рж 165. Соеаижяии Обсалим груб фирмы «Хайдрил»
*»7 EU*""'1"" FJP	Cjiuo ЮР- « —cr.aina" <
с различной толщиной стенки, за исключениям случаев, отмечен-
ных в табл 16.15 скобками.
Безмуфтовое соединение Супер EU (рис. 16.6, в) применяется
на трубах с высаженными концами и обеспечивает прочность
~95% по отношению к прочности тела трубы
Соединение Трнплисвл— тройное уплотнение — предназначено
для труб, имеющих раструб иа муфтовой части трубы и обжатие
ниппелькои части, полученных холодным деформированием кон-
цов труб У плотнениями служат гладкие конические поверхности,
расположенные с обеих сторон двухступенчатой резьбы, а также
упорные поверхности образующие ступеньку в резьбе. Соедини
?“е “™и'|яегся высокой герметичностью, прочность составляет
° /ь " п0 ог,1ошеи,ио к прочности тела трубы.
Фирма «Армно» выпускает обсадные трубы Сил Лок с высо-
копрочными и герметичными муфтовым» соединениями. В соеди
пении применена упорная резьба конусностью ]-9,6 с шагом 5,08 мм
"	аысУто*। профиля Вершины и впадины резьбы параллель-
°ДИ® сторо,,а профиля, воспринимающая растягн-
ающие нагрузки, выполняется с отрицательным углом наклона.
Соеднмсмна ©Осадных труб гм л a FJ-P  Супер FJ Р фирмы «Хайдрад»
наружи.»	Толы—			Сы'пякаяне РЗ-Р					Соадяеенне С/П.р PJ-P							
									Недужны»	Внушай*						
				га	М4“	Р-110		РИО		йТ? ».	га	N-S0	Р-ио	«.ио	5 .	viso
114,3(4 1/2”)		8.56	97.2	900	1030		>030	2980	116 7	QR 1	юпл	11Ю	1380	1770	4340	Л 130
		10.92	92.5	980	1030				1 Ю 7	90 4		|380	1800	9160	I	8 130
		12.70	88 9	—	—	—	—-	—	119,4	88.9	1500	к .и,	2030	<* 	4340	
		fl IQ	|0Я 6	1190	1980	1800	озял	8096	129.4	106.6	1970		1670	7140	5150	9 480
127.0(6*1				1190	1380	1800		й 7					2000		5150	с. у  -:
			ЮЯ Я	119Л	1ЯЯК	1800			129.4	103.6	1520	Г 1	-"'К	9ЯТЛ		<1 480
		12 14		1 ЮЛ	1380	1380	С “	з 1	129.4	100.7	1520	1 >	ж	7570	•	Ч 480
		12.70	101 6	1190	1260	1380	2660		130.8	99 6	1730	1740		27/0	IU 1	9400
	9,17		121.4	1ТШ	1380	17ДП	3190	4510	142 9	1 19 3	14ЯП	(480	1400	ззяп	поп	 | коп
139.7(51/2*	10.54		118.6	1Я1П	•-	|7<10	• | ‘			116.6		It		: 7	' 1	1 <
	12.09		115,5		• -		• Гл,	а, -	143 7	113,5	- ,	,Qfl ‘	>	ЧИХ,	6100	II 52С
	1 13.46		1 19 К	—	—.	-—	—	—	147 1	110,7	V’l1. Г,	94Ы1	2880	4;	!• *’*•	.1 5?-
163,3 («6/8*	Г 10.59		147 1	1800	1820	©апо	a 140	6610	171 4	145 1	1900	91 (П	2610	зтю	я I'll',	13590
	1 12.06		144.2	1820	•..1	2400	4340	«10	171,4	142 1	2370	 :	3130	4010	 1 	я'» >
	S.19		159.4	1ТЙЛ	1700	2230	4750	6739	|8| 0	167.4	1810	Into	3196	8096	ЯТЛЛ	|ПЛКП
			1Б7.1			2450	4740				2120			8096	1-  |	1 ...
177.6(7”)	11 61			2-‘ : 1	' 1 '		4750		181 8	169 8	•110			очи	-''1	,. У".
	г 12.66		1Я9 F.		' I.		4700							4 • " ,		
	13.7/			' ..."	< "1.		4700		1 Я‘> 1			1 		4008	" 1	У11
	1 14,99		147.8	—	—	—	4750	—	184,0	145,8	2780	2920	2360		8810	16270
193.7(76/8"	9.62 10.92 Г 12.70 115.11	177.0 174.7 171.9 168.3 163,5	2230 2510	8KS88		S	1	196.8 198,4 198,4	Юл 166.2 161.4	1780 2860 2570	1790 2210 23М		«30 5570	сдсоевеь®	10800 12380 14910 17800 17800
	8.94	201.2	 АОЛ	9<Ш	9 1	6910	10170	222.2	ЮЯ 4	©ООО	99ЛЛ	97ЯЛ	3510		13590
	1 S		 ;г.	9110	..	6910	10 170	2 .'.'.2	и*. 7	• ,	.1	. I.	а |Я/1		16216
	11,43		/4	-	fl	69Ю	10 17	2.'.'.2	194.2	f---~lL		‘ lai	аяас		
		53,7	/|	8010	.1	6910	1 |		I'll	г «•	' 'Q	С	маю		
		190.8	• ,i	14 НО	3771	6910	1 < 1	222.3	150,7	 1	3866	49741	ЯЧ1Л		18900
	ява	226.6			2Я»	8(10	Г91К1		226,0	981/1	246П		ЭДИ		
			|<|	9040					-  -		С’О	---	4530		
244,5(96/8”			-	2980	,.		II		•	ЗОЮ	  г	' ’Л	Г. г-		
	11,99	220.5		2860	4071		••		•	, 	3530	438С	1 		F" -
	Г 13 84	'.К .8				аялг			247.6	114 я		4120	'.И/	1|'| VI		
	L 15.11	п	ЛЬ Л 1	9ЙЯЛ	4830		11	2W.0	VIV R	4440	4 710	Я МЫ 1	/1  ‘	1350	
	10.16	252.7						276.2	7^1 7	3050	Я99Л	4690	Я1ЯЛ	12203	
273.0	11.43	200.2							94Я 9			,1			
(103/4”)	12.6’						—'			948 0		4130	S|M 1	ft		Г :
	Г 18.84	944 3	—.		—	—			944 8	' 1 	4360	 ' ч •	ft 1 		Z'31-I
		949 Я	—	.—	—	—	.—	976 4	9а о я	 .	3069	A9TI1	6/i 'С	17 831	20 ЗЮ
	9.62	970 4						VI 9	©ТА Я		9|ХЛ	ВД‘Ю	3069	13800	17030
298.4	Г Н.О5		—		—	-—			974 Я	,'1<		1ЯЯГ1	6250	17970	ijli
(НЗ/П	12.42			-			-	—		971 О	4 18,1		.J  ,ч	7880		.3
	1 13.56	271.3	—		—	—	—	664.8	900.2	4920	6180	6480	8300		20340
	Г 10,92	Я17 в						ада я	115 Я	4040	Д'ХП	5320	рлю		
(136/8*)		3,8 1				—	—	ааа л	312.6	4360	>. | и 1	6410	Я71У1		
		313,6	—	—	—	—		€64.5	310,8	5420	6720	7150	9150		23650
ция соединения FL-4S (рис. 167. б) ныконняется на гладких тру-
бах диаметром по 219 ым. Прочность соединения состакияет 45—
65% от прочности по телу трубы Выпускнются также трубы в
муфтовом исполнении TC-4S (рис. 16.7, в)
другая сторона имеет угол наклона, равный 45". Герметичность
обеспечивается уплотнительными коническими поверхностями.
Известны также соединения фирмы «Атлас Брэдфорд», кото-
рая в своих конструкциях наряду с конической упорной резьбой,
уплотнительными поверхностями и упорными торнами испольгует
дополнительно тефлоновые кольца В безмуфтовом соединении
IJ-3SS (рис. 16.7 л). нарезаемом на трубах диаметром 127,0—
244,5 мм с комбинированной высадкой концов, имеются наружные
упорные торцы, скошенные под углом 15°. а с другой старены резь-
бы— гладкие конические уплотнительные поверхности. Конструк
Раздел III
НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ
СОРТАМЕНТ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ
Насосно-компрессорные трубы предназначаются для эксплуа-
тации нефтяных в газовых скважин
После спуска эксплуатационной обсадной колонны и выполне-
нии других работ по подготовке схваживы к эксплуатации спуска-
ют колонну насосно-компрессорных труб.
Колонну насосно-компрессорных труб подвешивают в армату-
ре устья скважины
Насосно-компрессорные трубы изготовляются по ГОСТ 633—80
Трубы насосно-компрессорные и муфты к кич»
ГОСТ 633—80 предусматривает изготовление насосно-компрес-
сорных труб нсполненка А к Б (А — повышенной точности) четы-
рех конструканй
гладкие н муфгы к ним; с высаженными наружу концами и
муфты к ним (тип В); гладкие высокогерметичные и муфты к ним
(тиа НКМ). безыуфтовые высокогерметичные с высаженными на-
ружу концами (тип НКБ)
Сортамент труб приведен в табл 17 I
			г Hi :Ц		Й < 1
17 33	8,0 ЗА ЗА 4.0 5.0	ДКЕ ДИ- АКЕ. ДКЕ	ДКЕ ДКЕ ДКЕ ДКЕ ДКЕЛМР	ДКЕЛМР	ДКЕЛМР
та	S.5	ДКЕЛМР ДКЕЛМР	ДКЕЛМР ДКЕЛМР	ДКЕЛМР ДКЕЛМР	ДКЕЛМР ДКЕЛМР
	it	ДКЕЛМР	дкелмр ДКЕЛМР	ДКЕЛМР ДКЕЛМР	ДКЕЛМР ДКЕЛМР
и 114		ДКЕЛМР ДКЕЛМР	ДКЕЛМР ДКЕЛМР	ДКЕЛМР ДКЕЛМР	ДКЕЛМР ДКЕЛМР
343

кнх высокогерметичных труб и муфт к ним — НКМ Размеры и
масса безыуфтовых труб с высаженными наружу концами—НКБ
представлены в табл 17.5 и на рцс. 17.4
Трубы всех типов исполнения А должны изготовляться длиной
Юме предельным отклонением ±5% (±500 мм). Трубы всех ти-
пов исполнения Б должны изготовляться двух групп длин- 1-я
группа—от 5,5 до 8,5 м, 2-я от 8,5 до 10,0 м По согласованию с
потребителем допускается изготовление труб исполнения А в ляа-
иазопа длна исполнения Б Длина трубы определяется расстояни-
ем между ее торцами, а при нкничии муфты —от свободного торца
муфты до коша сбега резьбы противоположного конца трубы.
выга огеиаыы
концом труб с муфтами — В на длине ИЮ мм н НКБ —150 мы.
Концы труб (гладких и НКМ) должны выполняться так, чтобы
обеспечивать минимальную квиву резьбы с полным профилем без
черновик и минимальную толщину стенки в плоскости торца трубы.
Примечание Для труб исконповпа А массой менее 20 т пре-
дельные отклонения для партия труб не регламентируются
На кошевых участках, равных одной трети длины трубы, не
допускается изогнутость более I мм на 1 и длины. Не допускается
общая изогнутость труб, превышающая предельно допустимую
при контроле оправкой
Условное обозначение труб должно включать- тип трубы (кро-
ме гладких труб), условный дваыетр трубы, толщину стеикн. груп-
пу прочности и обозначение ннстоящего стандарта.
Условное обозначение муфт должно включать тип трубы (кро-
не муфт к гладким трубам), условный диаметр, группу прочности
и обозначение стацвартн
Примеры условных обозначений
Трубы из стали группы прочности Е. с условным диаметром
60 мм, с толщиной стенки 5 мм и муфты к ним
3«
60Х5-Е ГОСТ 633—80—для гладких труб;
60-Е ГОСТ 633—80—для муфт к этим трубам.
В-60Х5-Е ГОСТ 633—80—для труб с высаженными наружу
концами;
В-60-Е ГОСТ 633—80—дли муфт к этим трубам;
НКМ-60Х5-Е ГОСТ 633—80—ДЛЯ гладких высокогерметичных
труб.
НКМ-60-Е ГОСТ 633—80—для муфт к этим трубам;
60Х5-ТУК-Е ГОСТ 633—60 — ция гладких труб с термоупроч-
неннымн конками.
Трубы безмуфтовие с высаженными наружу кокиамп из ста-
ли группы прочности Е, с условным диаметром 60 мм и толщиной
стенки 5 мм:
НКБ-60Х5-Е ГОСТ 633—80.
Для труб и муфт исполнения А после обозначения стациарта
ставится буква А.
На наружной и внутренней поверхностях труб и муфт не долж-
но быть плен, раконин, закатов, расслоенна, трещин и песочин
Допускаются вырубка и зачистка указанных дефектов при ус-
ловия, что их глубина не превышает предельного минусового от-
фектных мест не допускается.
В местах труб н муфт, где толщина стенки может быть заме-
рена непосредственно, глубляа дефектных мест может превышать
указанную величину при условии сохранения минимальной тол-
щины стенкн, определяемой кик разность между номинальной тол-
щиной стеккн и предельным для нее минусовым отпаовевием
Допускаются отяелшые незначительные забоины, вмятины,
рмскв, тонкий слой окалины и другие дефекты, обусловленные спо-
собом производства, если они не выводят толщину стенкл за пре-
дким минусовых отклонений
Место перехода высаженной части труб к ее часта с толщиной
стеккн а не должно иметь резких уступов.
На внутренней поверхности высаженных наружу концов труб
с муфтамп не должпо быть более трех дефектных мест (незапла-
нение неталлом и ремонт дефектов), протяженность каждого из
котормп по окружности не должна быть более 25 мм. шириной бо-
лее 15 нм и глубиной более 2 мм
На наружной и внутренней поверхностях высаженных наружу
ловцов безмуфтовых труб на расстоянии менее 85 мм от торца де-
фекты па допускаются На расстоянии свыше 85 мм не должно
быть более трех дефектных мест (незаконповне металпом и ре-
монт дефектов), протяженность каждого из которых не должна
быть более 1/3 длины окружности, шириной более 15 мм и глуби-
ной более 2 мм
Толщвнн стенки в переходной части всех труб с высажепаыми
наружу концами па должна быть менее минимальной допусгнмой
толщины стенки гладкой енсти трубы.
343

Массовен доля серы и фосфора в сткии не должна быть более
0,045% каждого
Трубы и муфты должны изготовляться из стали одной и той же
группы прочности (табл 17.6)
Трубы гладкие и муфты к ним и трубы гладкие высокогерме-
тиеноге н муфты к ним группы прочности К н выше, трубы с выса-
женными наружу концами и муфты к ким и трубы безмуфтовме
с высаженвымн наружу концами всех групп .прочности должны
быть подвергнуты термической и термомеханической обработке.
Трубы должны выдерживать испытанна на еиающиванне Рас-
стояние между параллельными лаоскостяын после испытания не
должно быть более указанного в табл 17.7.
Резьбы н уплотнительные конические расточки муфт должны
быть оцникоалны или фосфатированы
Групси д|»<ксп сгмя		
		ua> гиооюсг»». не
Л К.Е л	>16	0700
д К.Е Л	<16	(058—0J32D/S) D II IB-0,030/г>0 <|^5-0.03От/)О
М е Р усташланоот		
Каждая труба — гладкая, гладкая высогагерметнчная и с пы-
сажекнымя наружу концами - должва быть снабжена муфтой,
««крепленной на муфтонаверточпом станке на одном из ее концов
По согласованию изготовителя с потребителем допускается
□ставка муфт без труб.
При свинчивание труб с муфтами необходянп применять смаз-
ку лая другие уплотнители, обесяееивающне герметичность соеди-
нения и прадохранеющне его от запяров и коррозии
С целью предохранения от коррозии при транспортировании на-
ружная поверхность каждой трубы к каждой муфты должна быть
кряшена
По согласованию изготовителя с потребителем допускается нз-
смаэкой,Ие Труб " MyipT 613 О,<РЭС,<Л я'',н с покрытием нейтральной
По требованию потребителя трубы исполнения А должны из-
готовляться с защитными покрытиями внутренней поверхности,
предотвращающими отклонения парафина и коррозию Покрытия
выюлкяются в соответствии с технической документацией, утверж-
денной в установленном корядке
Трубы с навинченными муфтами, я также трубы безмуфтовые
с иысаженнмми наружу концами должны выдерживать яспытанве
внутренним гидравлическим давлением (табл 17 8).

Размеры резьбовых сс
труб и муфт к мим
‘--------г--- — -	 ••',« ipyn с высаженными наружу
концамп н муфт к ким—на рас. 17.6 и а табл. 17.11; отклоните
от номинальных размеров резьбы-в табл 17.12 При свннчпов-
нни вручную оцинкованных илн фосфатированных муфт с труба-
ми натяг должен быть равен величине А (см. рис 17,6. табл 17.10.
17.11), отклонение ±Р,. Такое же отклонение после свннчнеацпа
труб н муфт на станке.
Основные параметры н размеры соединений гладких
высокогерметичиых труб н муфт к ним — НИМ
Форма и размеры профнии труб диаметром от 60 по 102 мм и
муфт к ины соответствуют рис. 17 7 и табл 17 13, а труб диамет-
ром 114 мм и муфт к ням—рис 17.8 в табл. 17.13. Раэмпры сое-
динений соответствуют рис 17.9 и табл 17.14 (для труб) и рис
17 9 н табл 17 15 (дли муфт) Допускаемые отклонения от номи-
нальных размеров резьбы приведены в табл 17 |6.


Таблица 1714
Отклонения конусности ва всей длине уплотнительного кони-
ческого пояска труб и уплотнительной конической расточки муфт
допускаются ±0,03 и ±0,06 мм соответственно.
Торны трубы и внутренние упорные устувы муфты должны быть
лсрпендивуиярны Отклонение от перпендикулярности 0.06 мм.
Отклонение от плоскостности на ширине упорных поверхностей
0,06 мм Допускаемое отклонение от соосности резьб и уплотнн-
теньных поверхностей 0,04 мм
Основнме параметры и размеры
с высаженными наружу копнами — Н КБ
безмуфтоаых труб
Размеры соединений должны соответствовать указанным па
рис. 17 10 и в табл 1717 (для ниппельного конца) н на рис. 17 |0
и в табл 17 18 (для раструбного конца)
Отклонения от поминальных размеров резьбы должны соответ-
ствовать указанным в табл. 17.16.
Рис 17Л Профиль резьбы труб HKM-3J4
г —чсь	ось резьбы W»>u
Отклонения конусности вв всей длине уплотнительной кониче-
ской расточки раструбного конца труби и уплотиитеньного кони-
ческою конскв каппелького конца трубы соответственно +0,06 и
±0,03 мм.
Упорные поверхности А,Б,ВиГ (рве 17.10) должны быть пер-
пендикулярны к оси резьбы Отклонение 0,06 мм Отклонения от
плоскостности на ширине упорных поверхностей труб 0,06 мм
Несоосность резьбы и уплотнительных конических поверхно-
стей 0,04 нм
Поверхность гладкой частк реэьбепого конуса ляппельвого
конца трубы, расповоженная за сбегом резьбы, должна являться
продолжением поверхности, образованной вершинами профиля
резьбы. Рааностенность в плоскости торцов £ и в допускается не
более I мм.
На наружной поверхности цилиндрической части высаженных
наружу ниппельного и раструбного концов диаметром В* не допу
Рис. 17.9. Резьбовое соединение груб ИКМ
скаются черновины протяженностью Солее 1/4 окружности- Нали-
чие черновая не должно выводить диаметр DB за его предельные
отклонения
Оси резьб обоих кондов муфты ДОЛЖНЫ совпадать. Предельные
длине I м. Допускается увеличение предельного отклоленвя от со-
осности в плоскости торца до 1 мм при одиоврененпом уменьшении
предельного отклонения па длине 1 м до 2 ым.
Паверхпосги резьбы, уплотните тьных конических поверхностей,
упорных торнов и уступол труб и муфт и конической выгочпа труб
НКБ должны быть гладкими, без заусенцев, рванин и других де-
357
фектов, нарушающих их непрерывность и прочность, а также гер-
метичность соединения.
Шероховатость поверхности резьбы J?. по ГОСТ 2789—73 па
должна быть более 20 мкм. По согласованию нзготопателя с по-
требителем для гладких труб и с высаженными наружу концами
и ыуфг к иям исполнения Б допускается шероховатость поверхно-
сти резьбы /?. по ГОСТ 2789—73 не более 40 мкм
Нитки с черновннами по вершинам резьбы не допускаются на
расстоянии менее (I—а) мм от торца трубы. Величина а равна
IS 8.5	10
2.54	4.<%	3.175 и 5,08
подвергнута каждая труба с нанянченкой я закрепленной на ней
муфтой, а также каждая труба НКБ Испытание труб НКБ дону
скается проводить до нарезанпа резьбы после термической обра-
ботки Продолжительность испытания труб 10 с
Проперке неразрушающнм методом на наличие продольных де-
фектов должна быть подвергнута каждая труба
По согласованию изготовителя с потребителем для труб испол-
нения Б групп прочности ДII К и исполнения А группы прочности Д
допускается иоставка труб без неразрушающего контроля
Наружная и внутренняя поверхности труб и муфт осметрива-
ются визуально.
Глубина залегавяя дефектов должна проверяться надпиловкой
оли другим способом в одном—трех местах.
Проперла геометрических разнеров и параметров труб и муфт
должна осуществляться с помощью универсальных измерительных
средств или слендальных приборов, обеспечивающих необходимую
точность измерения, в сооглатствии с технической документацией,
утвержденной в установленном порядке.
Внутренний диаметр трубы в общая изогнутость трубы должны
проверяться по всей длине трубы цилиндрической паравкой длиной
1250 мм и наружным дианегром, указанным в табл. 17.19.
Внутренний дна нетр в конце высаженной части труб НКБ дол-
жен проверяться шаблоном, ляаметр которого на 2 ым меньше dB.
указанного втабл. 175
Изогнутость на концевых участаах трубы определяется кая чвст
все от деление стрелы прогибл в миллиметрах на расстояние от
Мести намерения по ближайшего конца трубы в метрах.

При измерениях нагнутостн труб с высаженными наружу кон-
цами длина высаженной части в расчет ме принимается
упаковка, транспортирование
Маркировка, упаковка, транспортированиен хранение НКТдол
жни соответствовать требованиям ГОСТ (0692—80соследующнми
дополнениями
На каждой трубе иа расстоянии 0,4—0,6 м пт ев конца, снабжен-
ного муфтой (или раструбного конца труб НКБ), должна быть
четко нанесена маркировка ударный способом или иакиткон; ус-
полный диаметр трубы, мм; номер трубы; группа прочности; тол-
щина стенки, мм (дня труб с условным диаметром 73 и 8S мн);
наименовзнме или товарный знак предприятия-изготовителя; не-
Место нанесения маркировки должна быть обведено или под-
черкнуто устойчивой светлой краской
Высота знаков маркировки должна быть 5—8 мм
При механическом способе нанесения маркировки труб допу-
скается расположение ее в один ряд На каждой трубе допускается
маркировать номер плавки Рядом с маркировкой ударным спосо-
бом иш накаткой на каждой трубе должна быть нанесена марки-
ровка устойчивой светкой краской- условный диаметр трубы, мм;
группа прочности, толщина стенки, мн (дли труб с условным диа-
метром 73 и 89 мм), длина трубы, см; масса трубы, кг, тип трубы
(кроне гладких труб); вид исполнения (при поставке труб испол-
нения А), нанменовакне млн товарный знак предприятия-нзгото-
Высота знаков маркировки должна быть 20—50 ым
Для труб с условными диаметрами 27—48 мм вместо маркиров-
ки краской каждой трубы наносится маркировка ударным спосо-
бом или накаткой ня металлическую бирку, надежно прикрепля-
емую к каждому яакету При этом маркируются общая длина и
•масса труб, находящихся в пакете
На каждой муфте должна быть четко нанесена маркировка
увирным способом или накаткой товарного знака предприятия из-
готовпеля группы прочности и вида нсполиеаяя муфты (для муфт
исполнения А).
Все кнаки нлркировкк должны быть нанесены вдоль образую-
161
щей трубы и муфты. Допускается наносить знаки маркировки пер-
пендикулярно к образующей способом накатки
Резьба, упорные торцы и уступы и уплотнительные конические
поверхности труб и муфт должны быть защищены ст повреждений
специальными металлическими предохранительными полышми и
ниппелями
Кольца должны закрывать соединении труб и ниппельных кон-
цов труб НКБ на длине кс менее L минус 3 нитки Ниппели довж-
ны закрывать соединение муфт и раструбных концов труб НКБ на
длине зн менее 2/3 L. Все кольца и ниппеля должны выступать за
край торцов труб и муфт не менее чем иа 10 мм Колструкння колец
и ниппелей должка обеепсчзнвть возможность отвинчивания их
При навинчивания колец и ниппелей резьба, упорные торны, уступы
н уплотнительные комические поверхности должны быть покрыты
антикоррозионной смазкой.
Трубы трнаспортируются в пакетах. При отгрузке в одном ва-
гоне должны быть трубы только одной партии. Допускается отгруз-
ка в одном вагоне труб разных партий прн условии их разделения,
если партии труб или ее остаток не соответствуют грузоподъем-
ности вагона. При увязке труб в пакеты муфты на трубах и ра
струбные концы труб НКБ должны быть сориентированы в одну
сторону.
Партин должна состоять из труб одного условного диаметра,
одной толщины стенки я группы прочности, одного типа и одного
исполнения н сопровождаться единым документом, удостоверяю-
щий соответствие нх качества требованиям стандарта, содержащим
наименование предприятия-изготовителя, условный диаметр труб
и толщину стенки, мм, длину труб, м; группу длки (для труб испол-
нения Б), массу труб, кг. тип труб, ецд исполнения (для труб ис-
полнения А); группу прочности, номер плавки, массовую долю
серы и фосфора для всех входящих в партию вяавок; номера труб
результаты испытаний; обозначение стандарта
ЭЛЕМЕНТЫ КОЛОНН
Эти переводники предназначены для соединения между собой
насосно-нонирессорвых труб разных диаметров и типов резьб, а
также подземного оборудовинвн, имеющего присоединительные коа-
ны с резьбой насосно-компрессорных труб я используемого прн эк-
сплуатаниы нефтяных и газовых скважин. Конструктикио они вы-
полнены муфтониппельного типа
В соответствии с ГОСТ 23979—80 переводники для насоско-
конпрессорных колонн изготовляются следующих тиков:
М — переводники с треугольной резьбой закругленного профиля
для соединения гладких труб и труб с высаженными наружу коп-
иями — В. (рис 18.1,с>;
362
Рнс. 18.1. Периолмкн д-и шсосно шипрвхорня ТРУ»
Г — переводчики с трапецеидальной резьбой для соединения
гладких высгжогерметнчных труб— НКМ (рис. 18.1.6);
Б — переводники с трапеиеккальной резьбой для иждивения
безмуфтовых труб с нысажезними наружу концами —ньо
*р1 'переводники типа М в зависимости от соотношении диаметров
резьб муфтового н ниппельного концов могут иметь три исподне-
ИИЯ1 —с соотношением диаметров резьб муфтового я иипненьного
концов более 1; 2—с соглашением диаметров 0.6-0.7. 3—с со-
отношением диаметров ОД—1,0.
Основные размеры и массы переводников типа М приведены
на рис 18 1л и в табл. 18 1. типа Г —на рис 18 1.6 и в табл 182,
а типа Б — на рис 18 1.е н в табл. 183.
Условное обозначение переводнзиов содержит букву II. обоз-
начающую переводник, букву Г или Б, обозначающую тип пере-
водника (для переводника типа М эта буква не ставится), услов-
ные диаметры соединяемых переводником насосяокомпрессориых
труб (вначале муфтоким концом, а затем нипненьнмм). группу
прочности ствян и ноиер стандарта
Пример условного обозначения переводника типе М с условным
диаметром 73 мм на муфтовом конце и 48 мм на ниппельном кон-
це из стали группы прочности Е*
переводник П73Х48-Е ГОСТ 23979—80.
То же. с высаживнынм наружу концами группы прочности Л.
переводник ПВ 73Х48-Л ГОСТ 23979—80.
переводник ПГ73Х48 Л ГОСТ 23S79-80.
То же, типа Б
переводник ПБ73Х48-Л ГОСТ 23979—80.
Переводники дня насосно-компрессорных коноии изготовля-
ются из сталей, обеспечккающих механические ноказатели их в со-
363
Ш14X102 П114X69 ПИ 4X73		102.8	83.6	230		80	| 6,2	
		89,9	76.0			75 70	5-9 —
		74.0	S9.0				
П102Х89	122 2	89,9	76,0		105	75	5.4
П102Х73		74.0	59,0			70	5.2
П89Х73	108.0	74.0	59.0	вЛЛ	100	70	4.0
П89Х60		61,3	50.3			60	3 7
Л73ХЕ0	ро о	61,3	50.3	190	95	60	2.9
П73Х48		49 .	40 3			50	2.8
П6ОХ48	74,0	49,1	40,3	170	90	50	2.1
П6ОХ42		43.0	36.2			45	1,6
Л 43X42	S7.0	43,0	35,2	166	S6	45	1.2
П48ХЗЗ		34,4	26.4			45	1 2
ПВ48ХВ42			36,2	170	»	50	2.0
ПВ48ХВЗЗ		38.1	26,4				
ЛВ42ХВЗЗ		38.1	26,4	166		«	1.3
ПВ42ХВ27		34,2	20.7			45	1.4
ПВЗЗХВ27	49,3	34.2	20.7	160	90	L_«		1 2
ПВII4XI14		115,2	100,3			80	
ПВ114X102	142,7	102,8	88.6	230	115	80	7,3
ПВ1 ИХ»»		89.9	76,0			75	7,2
ПВ114X73		74,0	59.0			70	/. И
ПВ114ХЮ2 |'-»|33.8 ЛВ102Х102 I ПВ102ХВ9 128,3 ПВ102Х73 1		88.6	»	105		5.8
		76.0				5.8
	74.0	59.0			70	
П42ХЗЗ | S3.0	34,4		165	«6	45	!,2
ПВ114Х | XBI02 ЛВ114ХВ89	142,7 ПВ|МХВ7з1	109,0	86,8	240	115	80	8,2
	В6,3	73,0			75	8,1
	79.6	69.0			70	8.0

	°		4.			'	
71В102Х689 ЛВНЙХВ7Э	128,3	96.3	73,0	220	105	75	6,8
		79.6	50 0			70	63
ПВ89ХВ73 I1B83XBOO	115.4	79.6	59 0	210	100	70 65	6.2 4.7
		66.9	W 3				
ПВ73ХВ60 ПВ73ХВ48	94.0	66.9	60.3	190		65	3.2
							
		54.2	40.3			50	2.9
ПВ60ХВ48 пвбохв42	79.0	54.2	40.3	180	83	50	2,6
		46.8	3S.2			50	2.5
П73ХВ60	60.0	66.9	50.3	360	95	65	3.2
ПВ60Х60 ПВМХ48	79,0	61.3	50.3	180	95	60	2.8
		49 1	40.3			50	2,5
П73ХВ48	90.0	54.2	40.3	ISO	85	50	3,1
П60ХВ48	74.0	54.2	4.0.3	180	95	50	2,7
ПВ48Х48 ЛВ46Х42 I1B48X33	64.5	49.1	403	70	95	50	1 9
		43,0	35.2			45	I.S
		34 4	26,4			45	1,6
П60ХВ42	74.0	46 8	®> 2	180	85	50	2 7
П48ХВ42	57.0	46 8	35.2	170	96	М	2.1
ПВ42Х42 ПВ42ХЗЗ	57.0	43.0	35 2	165	95	45	
		34.4	26.4			40	1.3
П6ОХВ89	74.0	38 1	26.4	180	115	50	2.2
ПП4<В89	133 8	96.3	73.0	225		75	S.3 5,2
пккхвва	193.2	96.3		886	220	115		
ПВ89ХВ9	115.4	89 9		76.0	210	100	75	5,0
ПВ89.<73 ПВ89Х60	.....	74.0 i 59,0 61.3	50.3		210	100	70	4,8
						60	
ПН4ХВ73	133.8	79 6	59,0	230	_||5 105	70	5.8
П102ХВ73	123.2	79.6	59 0	215		70	5,2
П89ХВ73	108.0	70 6	59.0	360	100	70	4.3
ПВ 73X73 ПВ73Х60 ПВ73Х48	94.0	74,0	S9.0	|80	95	70	8.1
		61.3	50.3			60	2,8
		49.1	40.3			50	2.6
Продолжение табл. /6.1
П102ХВ6С
П89ХВ60
тмзхвзз
7142*833
ПВЗЗХЗЗ
П48ХВ27
П42ХВ27
пззхвг?

Пермохняки кяшасм<я 2
П60Х39	I	74.0	I	89.0	1	54 О	|	2iO	j	48	|	156	!	3 1
П73Х1М	|	90,0	I	>16,4	|	66 0	I	235	|	62	|	160	1	6,2
ПЗЗХ114	I	109.0	|	115,4	I	81,5	|	245	|	76	I	165	I	6.4
Гкрмодяшн нсоолнеяня 3
7160X73	1**74.41	|	74,0	I	54,0	|	165	|	85	I	70	|	1,9
7173X60	I	90.0	I	89,9	I	66,0	I	175 » I	100	|	75	|	2,6
7180X889	I	106,0	|	66,3	|	8|,51|	180	|	402	1	75	|	3,4
	о	4			-	/.	
ПГ1ИХГ102	>32.6	101.6	88.6	250		ЯП	F 6
ппмхгвэ		И,9	75,9			90	6 7
ПГН4ХГ73		73 0	69 0			80	7 0
ЛГ102ХГ8»	121,0	88.9	75.9	225	95	9U	5 2
ПГ102ХГ73		73,0	59,0			80	S 8
71789X773 ЮТ9ХГ60	107,0	7.4 0	59.0	205	95	60	a >
		60.3	50,3			fcll f 44	
71773X7*60	89.0	60.3	50.3	205	85	80	2,8
360
ответствии с группами прочности ыатервллэ труб но ГОСТ 633—80.
Резьбы переводников соответствуют резьбам яасосиокомпрессорных
труб и муфт к нны Осн резьб обоих концов переводника должны
быть соосны; отклонение от соосности не должно превышать
0,75 мм в плоскости торца
Все остальные технические требования к качеству материала и
резьбе переводников соответствуют ГОСТ 633—80.
На наружной цилиндрической поверхности переводников на
повске дня маркировки наносятся товарный знак предприятия-из-
готовителя. обозначение тнноразыера переводника без буйны П,
обозначение стандарта. д|гга выпуска и клеймо ОтК предприятия-
изготовителя При отправке иногородним потребителям переводни-
ки упаковывают и ящик
Постпвляемви партия переводников сооровождается докумен-
том, удостоверяющим их соответствие требованиям ГОСТ 23979—
80. В этом документе указываются наименование предприятия-из-
готовителя или его товарный знак, обозначение типоразмера пе-
реводника. количество переводников в партии, группа прочности
стали, ревультаты проверок и испытаний, дата выпуска н обозначе-
ние стандарта
При составлении комбинированных колонн из труб с разницей
в диаметрах, превышающей предусмотренную стандартом, следует
составлять колонны с номошью двух и более переводников с уста,
новкой между вими но одной трубе, а в случаях предельных на-
грузок на комбинированную колонну насосно-коипрессориых труб
рекомендуется применять переводники из стали более повышенной
групны прочности
Протекторные муфты
Для борьбы с интенсивным износом внутренней поверхности на-
сосно-компрессорных труб штанговыми муфгемн при глубиинона-
соевом способе эксплуатации эффективно применение протсктор-
367
I 8 = £ Л				!-	J		!-
	1			°	S		2
	3				8	2	ffi
	й			s	s	2	2
	S				o.	2	о
	-			RS822S	s«	ggg	83S3S
	*			8258$®			3K882
	5			ssssiea	1=	Я5Й	Sg&SS
	г I 1	j S	й s в	sggsgs z&SSSS	33 8=	883 828	§£§§§ SRSS£
			|	BSSBrfc	88 82		
			11 h	bssses	В		§i?§g§ SS888
		1 i	iii	ьйгвяё	6'2	sSis Я98	етд SSo3^
			1	gsssfcs.	§§ 82	833	agggs
			gs	ssfesss	SS 2=’		RSBS’ 3KSBR
	ЫЛЧП			3		3	
				к “SSSE8	§5	S3§	gg||=
Рис. 19.2. Вмико<и«зь между коне-
Таблица 192
Предельные
скается изготовление отдельно ребочнх калвбр-пробок в рабочня
квяибр-кован
Прв одновременном заказе не ненее 10 рабочий квивбров (про-
бок н колец) в комплекта контрольных калибров рабочие калибры
припасовываются к дивным контрольным калибрам.

			!•	!-	!	!•
				2	«	S
J			2	3	s	Й
			2	2	2	s
5			s		2	
->			Rsasse	gig		sassip
-			RSSigSS	&8	ssss	SK8g2
о			sasses	Is	85?3	38&2R
I s s E i i 1	j I	it	s§igg§ »8«S£S	as 8=	i»s sss	§§ш sess't
		1	siss'sss	Is 82	oScS 3 "5S>	SSS88S
		jj	SsSE^B ЙЭ<$Й8	S=	ffigg	£»|S| SR3B8
	j j	Й	ggssss SSSaeS	g§ &s	3SS	§83§§ ssas'g
		1	gSSSsfe’	§8 ®’=	Й53	SK882
		gs	3£§i?§§ sasses	s’=	R§g	УУ2«2 fess?— SS3&8
£	<fJ4n			!-		§	К
			& “SSSKS 3	§=	ssl	sSils


Условное обозначение квиибра должно состоять из иаиненовв-
иия калибра («пробка», «кольно». «ковтрольный — пробка», «кон-
трольный — кольцо»), типа калибра, условного обозначения трубы
и стандарта
Пример условного обозначения резьбовой рабочей калибр-яроб-
ин для гладких насосно-компрессорных труб усланного диаметра
102 мм
пробка Рн/к 102 ГОСТ 10654—81
Пример условного обозначения гладкой рабочей калибр-пробкн
для НКГ диаметра 102 мм-
пробка Г и/к 102 ГОСТ 10654—81
Основные размеры и предельные отклонения рабочих и кон-
трольных гладких калибров должны соответствовать указанным
на рис. 19 3 и в табл 193.
Калнбр.ковьцо должен быть припасован но краске к контроль-
ному калибр-пробке. Прилегания конусных поверхностей должно
быть не менее 80% Толщина слои краски должна составлять не
При контроле припасованного калибр-кольна его плоскость А
должна совпадать с измерительной плоскостью контрольного ка-
либр-прнбки. Предальнме отклонения смещении измерительной
плоскости нового калибр-кольна ±0,1 мм. предельно изношенного
-J-0.5 мм.
Комплект гладких калибров должен состоять из рабочей ккоибр-
пробки. ковтрольной квнибр-пробки и припасованного к нему ра-
бочего килибр-ковыи.
По заказу потребителя допускается изготовление отдельно рв-
бочня килибр-пробок н калибр-кован К одной контрольной калмбр-
пробке крияасовыиаегся не более 10 калнбров-ковец
Применение калибров
1	. Для определения действительного натяга Si и W должны
применяться контрольные резьбовые калибры. До начала эксилу-
атациа калибров следует овределить действительный натяг S ков-
трольиой пары новых иля отремонтированных иилнбров (см

рис 19.2,0) Значение этап натяга маркируется ня контрольном
2	Контрольный резьбовой калибр-ковьцо предназначен для ов-
ределенвя действительного натяга Si. рабочей резьбовой калибр-
пробкн (см рис. 192,6). Значение этого иатяга маркируется на
рабочей калибр-пробке.
3	Контрольный резьбовой калибр пробка предназначена для оп-
ределенен действительного натяга N рабочего резьбового калибр-
кольца (см. рис. |9.2,в) Значение этого натяга маркируется на ра-
бочем калибр-кольце.

4	. Рабочий резьбовой калибр-пробка предназначен для конгро
ля натяга А, установленного в ГОСТ 633—80 При атом рекомен-
дуется учитывать разность натягов £|—S (см. рис. 19.2,г).
5	Рабочий резьбовой калибр-кольцо предназначен для контро-
ля натяга Л, установленного в ГОСТ 633—80. При этом рекомен-
дуется учитывать действительное аначение натяга (V (см. рис.
I92.C9
6	Рабочий гладкий калкбр-пробка предназначен дня контроля
конусности внутреннего дляметра резьбы муфты; рабочий гладкий
квимбр-кольцо — для контроля конусности наружного диаметра
резьбы трубы
7	. Контрольный гланкий калибр-пробка предназначен для при-
пасовки к нему конуса рабочего гладкого калибр-ковьца ио кра-
ске и контроля его диаметра в основной илоскости
8	. Неполный гладкий калибр-пробка предназначен дня контро-
ля овальности резьбы муфты в соответствии с п. 4.9 ГОСТ 633—80.
Резьбовые и гладкие калибры дня ковтроля трапецеидальной
резьбы и уплотнительных поверхносте! соединений васосио-ком-
прессорних труб н муфт к ины НКМ н труб НКБ но ГОСТ 633—80
должны соеггеетствовать ГОСТ 25576—83 (табл 19 4)
Комплект калибров должен состоять из ковтрольвых н рабочих
резьбовых и гладких калибров.
По заказу потребителя довускается поставка отдельно ребочнх
резьбовых и гладких калибр пробок вни калибр-колец.
Калибр-кольца (не более 10} должны поставляться с одной
гладкой контрольной калибр-лробкой. к которой они должны быть
припасованы.
Основные размеры ребочиж и контрольных калибров, профиль
резьбы н их предельные отклонения указаны на рис. 19.4—19.9 н
в табл 19.5.
Предельные отклонении наружного диаметра резьбы калибр-
пробкн Р в любом сечении не должны превышать предельных от-
кионеиий наружного диаметра резьбы в основной плоскости <1 (см.
табл 19.5)
Предельные отклонения разности внутренних диаметров резьбы
(мы):
-	+0,020 на длине 
—0,010 на давне
Предельные отклонения разности диаметров, мм:
КалеОр пробок Г .
Калибр колец Г .
+4,010 на h н (.
+0,015 кв Т-1.
,Кг«иб₽-проОок Г
- +0.005 па длине калибра
При контроле разности диаметров укаэаалых выше резьбовых
и гладких калибров на другой длине предельные отклоненал долж-
ны быть пропорционально изменены
Предельные отклонения шага резьбы относятся к расстоянию
между двумя любыми витками резьбы калибров.
Шаг резьбы и ширнеа алощадки измеряются параллельно оси
резьбы калибра
При припасовке калибр колец Р-П, PH к калкбр-пробкам
К Г-Р и калабр-колецГ к калибр-пробкам К-Г-Г расстояние между
измерительными клейкостями калибров колжно быть равно Ц и h
Отклонение ±0.10 мм.
Несовпндеине измерительных плоскостей пра припасовке ка-
Допуск параллельности измерительных плоскостей при крипа-
совке рабочих ивиибр-ко.ад к контрольным калибр-пробкам дол-
жен быть 0,05 мы
Допуск перпевднкунярности измерительных плоскостей резьбо-
вых н гладких калибр-пробок к оси резьбы 0.025 мм.

Примеры обозначений калибров
гладкий рабочий калибр-пробка для контроле резьбы муфт к
трубам НКМ с условным диаметром 102 км.
пробил Г НКМ 102 ГОСТ 25576—83,
резьбовой рабочий калибр-кольцо с неполным профилем для
контроля резьбы труб НКБ с условным диаметром 89 мм-
кольцо Р-Н НКБ 89 ГОСТ 25576—83.
Проверка резьбовых соединении насосно-компрессорных труб
и муфт к ним не ГОСТ 633—80
П?,оаерка ?еаь6ы тРУб и "УФ* « ««« с резьбой треугольного
профиля гладких и высаженных наружу В.
Натяг оцинкованной или фосфатированной резьбы муфты но
реа>бовой калибр-дробке должен быть равен натягу А (рис. 19 10
878

S©	n ь
as >•? x s e R a s & s s jj
=1 i g | ? I - I gg 4
!|f s e s s s g
MO
и табл 17 10, 17.11), принятому для свинчивания муфт с трубами
вручную. Предельные отклонения ±Р,.
Примечание Величина Р, соответствует шагу резьбы и приня-
та равной 2.6 мм (для труб и муфт с шагом резьбы 2,540 мм) и
3.2 мм (для труб и муфт с шагом резьбы 3,175 мм)
Натяг резьбы трубы А, по резьбовому калибр-кольцу должен
быть равен величине Pt. Предельные отклонения ±Ft
Проверка нахюсно-ьомпрессорных труб НА'М
При определении натяги резьбы труб НКМ измерительная
плоскость калибр колец должка находиться на расстоянии Н от
зорка трубы, мы (рис 19.11)
2(L|.s—натяг ио гладкому калнбр-кольцу и резьбовым калибр
кольцам с полным и неполным профилем (для труб с условным
диаметром от 60 ио 102 мм).
24-тл —натяг ио гладкому и резьбовому калибр-кольцам
(для труб с условным диаметром 114 мм).
Пря определении диаметра уплотнительного конического пояска
трубы нзмерителькая плоскость гладкого калибр-кольца
должка совпадать с торцом трубы или не доходить до торца не бо-
лее чем на величину Hi, мм (см рис. 19.11):
1,2 — для труб с условным диаметром от 60 до 102 мм.
1.6—для труб с условным диаметром 114 мм
Натяг оцинкованной ням фосфатированной резьбы муфты по
381
резьбовой калябр-прмбке должен быть равен величине На, мм (см.
рис. 19 И)-
5.0-,л—для муфт к трубам с условным диаметром от 60 до
6.0-:,s— для муфт к трубам с условным диаметром 114 мм
Измерительная плоскость гладкой калибр пробки при проверке
оцинкованной как фосфатированной резьбы муфты ктрубамсус-
ловнмм дламетром 60. 73, 89, 102 мм должна совпадать с торцом
муфты или утопать относительно торца муфты не более чем на
Из—1.2 мм (см рис. 19.11). При проверке резьбы муфтктрубамс
условным дламетром 114 мм измерительная плоскость гладкой
калибр пробки должна утопать относительно торца муфты на ие
личину Я3=6+г>5 мм (см рис. 19 11).
При определения величины дламетра оцинкованной кая фос-
фатированной уплотнительной понпческой расточки муфты изме-
рительная плоскость гладкой калибр-пробкн колжнв находиться
от торцв муфты на расстоянии Hi, мм (см. рис 1911):
45+1д — для труб с условным диаметром 60 и 73 мм.
55+'А—для труб с условным диаметром 89, 102 мм;
84/3.» — для труб с условным диаметром 114 мм
При определении дламетра уплотнительного комического пояс-
ка трубы измерительная плоскость гладкого калнбр-кольца колж-
на совпадать с торцом трубы или переходить за торец не более
UOU I... 'Л 1 '> .... 1...	10 113 II....	..........-......
нернтельнал плоскость гладкого квлибр-дольца
ходжна совпа-
дать с торцом трубы каи не доходить по юрка не более, чем на
величину И,-1.6 мы (см. рис 19 11)
При свинчивании вручную оцинкованных или фосфатирован-
ных муфт с трубами натяг должен быть ранен мм (рис 19 12),
4.4 мм —для труб с условным диаметром 60 ми;
5,0—для труб с условным диаметром 73 мн;
5,6—для труб с условным диаметром 89 мм;
6,2—для труб с условным дламетром 102 мм,
8.0—для труб с условным дламетром 114 ым
Предельные отклонения ±2 мм
После свинчивании трубы II муфты на станке должно быть
обеспечено сопряжение торна трубы и упорного уступа муфты по
всему периметру стыка упорных поверхностей (см. рис 19 12)
Проеерлп нососно-кокпрессорпых труб НКБ.
При определения натяга резьбы шишельного ковца трубы НКБ
измерительная каоскость гладкого и резьбовых калибр-колец
882
с полным и неполным профилям должна находиться от торца
трубы на расстоянии 18мя ны (рис. 19.13).
При определении диаметра уплотнительного конического пояс-
ка ниппельного конца трубы измерительная плоскость гладкого
калибр кольца должна совпадать с торцом трубы вин не дохо-
дить до торца не более йен на 1.2 мы (рис 19.141-
"StW"*”
Натяг резьбы раструбного ловни трубы ло резьбевой калибр-
пробхе должен быть равен Б.м мы (см. рис 19.14).
Измерительная плоскость гладкой калибр-пробка при провер
ка резьбы раструбного кониа трубы должна соамниать с торцом
трубы али утопать относительно тсрил ил более чам на 1,2 мм.
При определении диаметра уплотнительной конической расточ-
ки раструбного конца трубы НКБ измерительная плоскость глад-
кого калибр пробки должна находиться От торца раструбного
конца трубы ни расстоянии /73, мм-
При определении диаметра ионической выточки раструбного
конца трубы измерительная плоскость гладкого калибр-пробки
должна совпадать с торцом трубы али ка доходить до торца не
более чем на 1,2 мм (см. рис. 19.14)
Шаг резьбы ня длину 25,4 ми н на всей длине, углы Иаилопа
сторон профиля, конусность по среднему диаметру резьбы труб
гладких и с высаженными наружу понцаки и муфт к ним, конус-
ность по внутреннему диаметру резьбы труб НКМ и ниппельных
концов труб НКБ к по наружному диаметру резьбы муфт НКМ
и раструбных концол труб НКБ, высота профиля, перпенднкунвр-
ность и плоскостность упорных поверхностей, соосность резьбы и
уплотнительных конических поверхностей соединений труб и муфт
НКМ и труб НКБ. а также ширина упорного уступа Г труб
НКБ должны проверяться периодически в объемах н сроках, сог-
ласованных изготовителем с потребителем.
Проверке соосности резьб должно быть подвергнуто ка менее
• % «Уфт ОТ каждой партии. Проверка внутреннего диаметра и
общей изогнутости труб НКБ должна проводиться до амсадки
концов. Проверке качества сопряжения торце трубы НКМ и упор-
ного уступа муфты подвергают каждое соединение картав.
Конусность по наружному диаметру резьбы труб и ииивель-
ных концов труб НКБ и по внутреннему диаметру резьбы муфт
н раструбных ходпоя труб НКБ. а также конусность уплотнитель
ных понических поверхностей труб и муфт НКМ и труб НКБ дол
жны проверяться гладкими коническими калибрами (кольилми и
пробками полными или неполными) или специальными приборами.
Толщина стенки под резьбой I проверяется по впедине первой
нитах, расположенной со стороны торка трубы
Овальность резьбы муфт и раструбных концов труб НКБ долж-
ки проверяться неполной гладкой пробкой (лопитпой)
Например, пря проверке опальности резьбы муфт и раструб-
ных концов труб с условным диаметром 73 н 89 мм разность рас-
стояния в миллиметрах от торца пробки до торца муфты к ра-
струбною конка прн различных положениях пробки не должна пре-
вышать 013 MMXI/2tgT.
38<
Параметры резьбы и уплотнительных поверхностей иасосно-
компрессорных труб контролируются специальными иакааднымн
приборами и универсальными срилстнами намерения
РАСЧЕТ ЛИФТОВЫХ КОЛОНН
Условия работы лифтовых колонн зависят от способа эксплуа-
Оскониой вид нагрузвн прн фонтанном и компрессорном спосо-
бах добычи — силы собственного леса труб < давление газонефтя-
ной смеси как сжатого воздуха (газа) Переменные иетрузки обу-
словлены периодическим изменением давления движущегося флю-
ида алн подаваемого воздуха
При глубиннонасоспом способе добычи, кроме постоянных сил
собственного веса труб и веса жидкости в трубах, действуют так-
жн переменные силы, связанные с работой глубинного насоса
Вследствие различного харвнтера действующие нагрузим на-
лови рассчитывают по способам эксплуатации
1Луатации
Ms колонну труб действуют внутреннее, наружное давление
Внутреннее избыточное давление
Избыточное давление (Па) для фонтанного способа определи-
|) в колонне с пакером при закрытом устье
для газовых скважин
О.ОЗТЗу (Л —т)
(20.1)
(20.2)
где рпл — каастовое давление, Па. Н — глубина скважины, м.у»,
Ун—удельный лос жидкости и колонне и за коноппой, Н/м*, у —
удельный вес газа по воздуху, т — коэффициент сжимаемо-
сти газа.
Наибольшее эннченне будет на устье при г=О,
б) в процессе установки гидравлического пакера
(20.3)
где рл—давление ил буфере в момент установки гидравлического
пакера, Па;
в) при освоении скважины
Рп, -Л + h« — V.) г.	С20-4)
где рс—давление на устье при освоении, Па, ус—удельный вес
жидкости, закачиваемой при освоении, Н/ы’
Колонны по илутреннему давлению рассчитывают из условия
р'„, = 1.1 р..у + (у„ — у,) г.	(20 5)
где р »» — максимальное ка давлений, риссчнтанных по формулам
(20.1)—(20.4) при г—0; уОо—.удельный лос опрессовочной жидко-
сти, Н/м3.
Для помпрессорного способа внутреннее давление в момент
пуска скважины максимальное Для труб однорядного подъемни-
ка центральной системы и для труб первого ряда дяухрядного
подъемника кольцевой системы внутреннее избыточное давление
принимают равным ив участках:
где ро—максимкаьное пусковое давление, Па; йл— расстояние от
устья до уровня «едкости в скважине, м, L —длина лифтовой ко-
лонны, м.
давление
Избыточное давление (Па) для фонтанного способа определи
ется из выражений:
а) в процессе эксплуатании без пакера
(20.6)
где 1й»—Т»—Тя! Ps»6 — давленка на забое скважины, Па; рс—дав-
ление на буфере в процессе эксплуатанив, Па;
б) при освоении скважины
р™4 = А + (Тс — 1J д;	(20 7)
в)	в процессе эксплуатации с пакером н момент закрытия ала-
пана-отсекателя в нижней части коловны
р™, = Р», + (Т. —U) «-	(20 8)
Расчет производят по наибольшему вз значений давлений- по-
лученных по формулам (20.6)—(208).
Для помпрессорного способа максимкаьное наружное давле
нне будет при пуске скважины Для труб однорядного подъемни-
ка кольцевой системы и для труб второго рада дяухрядного подъ-
емника кольцевой системы наружное избыточное давление прянн-
Осевая нагрузка
Осевая нагрузка (Н) определяется велмеяной с<
са колонии я усилием от гидравлического длвлеиия:
а) осевая нагрузка от собственного веса

(20.9)
ед,—масса i-й секции, кс/м; I,—длина i-fi секции, м;
б) осевая нагрузка при испытании колоих на герметичность
= J gtoh + P^-.F,.
где F,—площадь канала трубы, м5
(20.10)
при установке пакера
01“ 2 89ih+p.Fa .
при извлечении пакера
(20.12)
где &Q—дополнительная нагрузка, зависящая от характеристики
пакера, Н;
г)	осевая сжимающая нагрузка кри установке механического
сне Q„M — нагрузка от веса колонны, передаваемого на пакер, Н.
д)	осевая нагрузка, действующая на колонну с пакером н про-
нессе эксплуатации
Qn= 2 «Я<Ъ — <?г.
где <21=Qpsa±a£.FA(-|-0,235,i (ОгЛум—<РДу.) — О.Пр/хР; Н;
D. d— наружный и внутренний диаметры труб, м, Д»—средняя
температура нагрева (охлаждении) колонны, “С (положительное
значение принимается при нагреве, отрицательное при охлажде-
(2013)
383
нии); F—площадь сечении труб, м’; Л—расстояние нт устья до
места установки пакера, ы; Е — модуль упругости. Н/м’
Для жолопн, устанавливаемых с гидравлическим пакером, в
За расчетную нагрузку принимают бо.'ьшее значение, получен-
ное по приведенным формулам.
Осевая раетнгиааюшая нагрузка, при которой в резьбовом сое-
динении гладких труб по ГОСТ 633—80 напряженке достигает
предела текучести (страгивающая нагрузка), определяется по фор-
муле Яковлева — Шумилова (11.42) и приведена в приложении 8.
Для равнопрочных труб н труб НКБ расчет (в Н) ведется ис-
ходя из прочности тела тсубы
Q,=.*D6<3,.	(2014)
где D—наружный диаметр трубы, и. б — толщина стенки, ы; о, —
предел телучести материкаа труб, Н/м’
Для труб с травенеилальныии резьбами НКМ нагрузки приве-
дены в приложении 10. а формулы для их расчета в приложении 13.
Допускаемая нагрузка для неравмопрочной конструкции [Q] =
“Qci/n,, для равнопрочной [Q]*=Qr/n,, men. принимается рав-
Для наклокно-налравленных и искривленных скважин коэффи-
циент запаса прочности определяется по формуле
(20.15)
где <ч> — интенсивность искривления (в градусах ив 10 н).
п, — мивммвльный коэффициент запаса прочности, раилый 1,3 для
вертикальных скважин, Дс —средний диаметр сечения в основной
плоскости резьбы трубы, м
Внутреннее избыточное давление, при котором наибольшие на-
пряжения в трубе достигают предела текучести, определяют по
формуле (1141) пря коэффициенте эниаса прочности «1—1,32.
Наружное избыточное давление, при котором наибольшее на-
пряжение в трубе достигает предела текучести, рассчитывают по
формуне (lt.iO).
При совместном действии растягивающих сил и наружного из-
быточного диилеиии условие прочности для тела трубы определя-
ют из выражения
22.4.1 К	~
г +>•“ гь < «, -
Крвтическня сжимающая нагрузка (Н), при____г__________,
ваяренлекаая в пакере, теряет устойчивость под действием собст-
венного веса, вычисляется из амраженил
(20.18)

Для свободно подвешенной колонны критическую скорость дви-
жущейся жидкости определяют по формуле
(20.17)
где —вес I м жидкости внутри колонны. Н/м, qK—рв — q,- &=
=Рт/1 (рг—потери дввленка пря движении флюида по колонне.
Если скорость флюида то произойдет потеря устойчи-
вости нижнего участка колонны с переходом к режиму движения
с воэрастеннем амплитуды колебании.
Колонна, закрепленная в пакере, может потерять устойчивость
в процессе экскауатацни под влиянием давления Ро, скорости ож
и температуры At движущегося флюида, в результате чего про-
изойдет нагиб нижнего участка колонны с переходом к новым фор-
мам равновесия.
Критическое вмачение устьевого даиленни рс, скорости «ж и
температуры иагрена жидкости Д( определяют из выражения
у (1—2р) <Рр6 + Ji- п£ + UEF Д1 =
+1.2(1—р) h (О’у. _ й»т,)_(1 _М) р,d»J +Q,.	(20.18)
W Со—осевая нагрузка в лифтовой колонке после окончании ус-
тановки илкера к началу эксплуатации, Н:
Pi — наружное затрубное давление ни устье, Па
(20.19)
Методика расчета колонн
Колонна может быть одноступенчатой, состоящей из труб ед-
кого диаметра, и многоступенчатой, состоящей из труб нескольких
диаметров. Каждая ступень может включать вескольно секций.
Диаметр муфты н длину колонны определяют из условий экс-
илуатанин
Трубы для верной секции рассчнтывнют исходя нз внутреннего
давлении. По величине р,я [см формулу (20.5) J подбирают
группу прочности и толщину труб. Длину первой секции (м) для
колонн с пакером вычисляют нз выражении

(20.20)

где ©ci—страгввающил нагрузка. Н, Qn—большее из значений
р0Ев к AQ, Н; Ч) — масса 1 и труб, кг/м
Длины (м) последующих секций (ЛД>2) будут
—J
—ib------------	<2021>
В расчетах принимается gas 10 м/с*.
Длила первой секции свободно подвешенной колонны или ко-
лонны с махавнческнм пакером
Длилы последующих секций (fe^2)
—2
(20.22)
(20.23)
(20.24)
ю«4
Если ограничений ка длины секций кат, то
Если колонну ислытывают ил герметичность, то расчет ведут
по формулам (20.20), (2021), где Сп=Р«нх Ев-
Для труб равконрочиых конструкций вместо Си принимают
Одновременно с расчетом длины алждой секции верхнюю тру-
бу проверяют на избыточное внутреннее давление, которое опре-
деляют ка условий испытанна на герметичность. Тогда должно
быть выдержано условие п^р^р ,1г.
Для труб, воспрненмающих наружное деление (например,
трубы второго ряда при двухрядном лифте), допускаемая длиха
подвески будет меньше, твн как, кроме растеривающих погрузок
от собственного веса, трубы испытывают сжимающие напряженки
Длины секции колонн кри этом будут рейлы Гем.
(20.16)]
формулу
Для первой секции *
(20.26)
При этом способе эксплуатации ка колонну труб действуют
илутреннее давление столба жидкости в трубах, собственный вес
труб, а в аварийной ситуации на трубы дополнительно передается
лос штанг
886
Внутреннее избыточное давление определяют квн разность гид-
ростатических давлений внутри н аа колонной
На участке 0<г^4 р..а -y«z, а иа участке fc<ZagL давле-
иле принимают постоянным и равным	(fc— расстояние
от устья до уровни жидкости в скважине, ?«— у»)
Осевую растягивающую нагрузку (Н) определяют как суммар-
ный нее колопны, жидкости в трубах к насосных штанг. Осевая
нагрузка н верхней части произвольной й-fi секции
Wfe»
100m.	(20.26)
гка й — масса 1 м труб /-Й секции, кг/и; ®*(—масса 1 м жидкости
в трубах l-й секции, кг/ы; фм-РаДЛ. — Лп); FM— алощадь про-
ходкого канала труб i-й секции (для k-Ъ секции i=k); Qm — масса
штанг, кг; ра—плотность жидкости, кг/ы3; Fm—площадь сечених
штанг, и*
Допустимые длины (м) секций ка условия прочности опреде-
акются из выражений
длина первой секции
—«4и+ю?ж1£ + юе„)
(2027)
длины последующих секций (й^2) будут равны
1—L-------J; (20.28)
Qse—масса хвостовика колонны, кт.
Для колонны, состоящей ка труб одного дламетра и толщины
стенки, «ж>—4жа=«ж1.
'*------’олХ1*-0 •	(2029»
В наклонно-направленных и искривленных скважинах коэффн
циент запаса прочности определяется по формуле (2015)
Рассмотрим частями случаи. Для двухступенчатой колонны,
каждая ступень которой состоит из труб одной толщины стенки,
длина первой ступени (м)
Оет,
-----Ю1« (9Ш + ««>) +10««
(20.30)
длина второй ступени (к)
<20.31)
общая двииа подвески £=<i4-fe (вначале определяется Ь)
Здесь Осп, Оси —страгивающие нагрузки для первой и второй
391
ступени, Н; <?i, qt— массы I ы труб первой н второй ступени, кг/м:
4»i,	— массы 1 ы жидкости в кольцевом пространстве между
трубами первой и второй секций и штангами, кг/м; ч»,— средняя
Если коэффициенты запаса прочности принимаются для пер-
вой и второй стувелей разными, то / определяется из формулы
(20.30); a It по формуле
(20.32)
Кроме статических нагрузок на колонну труб действуют пере-
менные усилии, сказанные с переменным воздействие»! на колонну
веса жидкости в трубах и сил трения кауажера насоса и штанг.
Обычно переменные напряженка ка превышают допустимых.
При ходе алуажера вверх на трубы не действует осевал растя-
гивающая нагрузка веса жидкости, воспринимаемого илуажером,
однако при этом на внутреннюю боковую стекну труб передается
гидростатическое томление столба жидкости. В этом случае, т е.
при отсутствии осевых растягавлющих нагрузок, гидростатическое
условиях приводит к потере устойчивости нижней части с воэкак-
новением режима движения и новых форм изогнутого равновесии
С увеличением глубины подвески гидростатическое давление
возрастает и искривление колонны распространится на большую
длину, что приведет к изгибу высших порядков с образованием
ряда полуволн.
Критическая длина колонны (м). при которой происходит по-
теря устойчивости с переходом к режиму джженвя, рваха
(20-33)
где Fa—площадь плунжера, и5. F„ — илощвдь сечения ютаиг, и-;
— масса хвостовика, подвешенного ниже насоса, кг, уж —
донны.
Потеря устойчивости в форме режима движении будет наблю-
даться в нижнем части колонны на длине
Наряду с этим с увеличениям длины колонны (/i>l>®) на участ-
ке выше (Л возникнут ноеые формы изогнутого равновесия с обра-
зованием полуволн. Приближенной значение длины полуволны
(20.34)
где 4g — масса 1 м жидкости над плунжером
Как видно из (20.34) с увеличением г, т. е по мере удаление от
насоса, длина полуволны увелнчилается.
Общая длина участка колонны, ин котором будет наблюдаться
потеря устойчивости, рааха
Остальная часть колонны I—1„ остается прямолинейной.
Чтобы обеспечить устойчивость и прямолинейность колонны в
том случае, когда длина колонны рекомендуется под насо-
сом уствилалпахтьтрубы массой
Ом. = р» (К,-Ль) г	(20.35)
Периодическое искривление труб в ннжней части колонны при-
водит к переменным напряжениям и способствует износу труб
Наряду с этим на износ труб в большей степени может алакть ис-
кривление насосных штанг, связанное с потерей их устойчивости
в нижней части над насосом. Потеря устойчивости штанг произой-
дет при ходе штанг вихз, когда иа штвиговую колонну действует
сжнмаюшее усилие, обусловленное трением плунжера и перепа-
дом давления в нагнетательном аланапе насоса при прохождении
через него жцевосги Периодическое искривление ютаиг способст-
вует нэвосу труб главным образом в процессе -гренка штанговых
муфт о стенки труб.	, ,_____
Для штанговых колонн длиной больше 10,3 |	!4>,|™че'
екая сила (Н). приводящая к потере устойчиности низа ютаиг.
Здесь /Ш1— иомант ииерняи сечения ютаиги. м“, qm — масса 1 м
штанг, кг/ы. р—перепад давления в нагнетательном клапане, Пв.
F— плошадь сеченая каалана, и1; Ftp—трение штанг с трубы. Н.
Если трубы искривляются прв ходе плунжера анерх, то штанги
искривляются лра ходе вниз В связи с тем. что нскрииление труб
увеличивается с ростом гидростатического давления, передавае-
мого трубам, следует ожидать, что с увеличением глубин подвесок
износ труб и вероятность вврушених герметичности будут увели-
чиваться
ЭКСПЛУАТАЦИЯ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ
Экскауатаинн насосно-компрессорных труб (НКТ) кри добыче
нефти и газа включает в себя
|) приемку, кравелие и транспортировенне труб.
88в
2)	учет работы и движение парка труб.
3)	проверку качества, подготовку труб и спуско-подъемные
4)	профилактические меры при эксплуатании скважины.
5)	отбраковку и списание труб
Вопросы выбора колструкцнн, расчета и компоновка кололи, а
также работы, связанные с организанией ремонта и восстановле-
ния отбракованных труб, рассматриваются в гл 20 и разд 4
При аксолуатаиии НКТ следует пользоваться руководящим до-
кументом РД 39-1-108—78 «Инструкция по эксплуатации иасосио-
компрессорных труб».
Приемка, хранение и транспортирезание труб
Приемка коамх НКТ от заводов-изготовителей по качеству и
помялектности и хранение их по передачи потребителям осуществ-
ляются Укреплением произподсгвенно-технического обслужниалия
и комилектакая (УПТО и К) объединении в соответствии с руко-
водящими документами РД 39-2-371—60 «Инструакая но лраамке
и аракемио бурильных, обсадных и насосно-компрессорный труб
в трубных подразделениях производственных объединения Минис-
терства нефтяной промышленности*. РД 39-1-305—79 «Методиче-
ские реномендаиии по приемке насосно-компрессораых труб и рас-
следованию аварий с ними*
При приемке труб от транспортной службы предприятие полу-
чатель (УПТО и К) в соответствии с действующими на транспорте
правилами перевозок грузов провернет сохранность их кри пере-
возке, соответствие груза донным, уаазанным в трэкспортком до-
кументе, соблюдении правил перевозки (укладка труб и т д.).
Приемка труб по комплектности и качеству производится по со-
ировиштельнын документам, удастоверающнм комплектность и
качество поставляемой партии труб (сертификат, счет-фактура,
спецификация и т п ) При отсутствии уаазаниых документов как
некоторых из них составляется акт о фактическом качестве, комп-
лектвости н маркировке поступкаших труб, в котором указывается
также, какие документы отсутствуют.
В процессе приемка и подготовки к эксплуатации иасосно-пом-
прессорных труб на трубной базе осуществляется входной конт-
роль, включающий в себя визуальный осмотр тела трубы в резь-
бовых концов, контроль геометрических разнеров и кривизны тру-
бы и контроль качества резьбы трубы Входному контролю под-
вергаются все трубы, поступающие на трубную базу
Техиопогическне операции и нх последовательность, а также
оборудолакке, измерительный инструмент для проведении входно-
го контроля НКТ приведены в РД 39-2-197—79 «Типовой техноло-
гический процесс подготовки к эксплуатании и ремонту насосно-
помирессорных труб»
Насоспо-ком прессорные трубы и элементы их колони находят-
ся на балансе нефтегазодобывающих подразделений произведет-

невных объединений Трубные же базы осуществляют работы по
подготовке к эксплуатации н ремонтно-профилактическому обслу-
живанию этих труб, а также элементов колопн в соответствии с
планом графиком, утвержденным объеднниеяам, нии на осноеанин
заказа-заявки НГДУ, согласованного с объединением Прнемия
бывших в эксплуатации труб трублой базой оформляется приемо-
сдаточным актом При сдаче труб на трубную базу нефтегазодо-
бывающие лредкриятия обязаны передать ей и эксилуатационно-
техяяческую документацию (выписку из журнала учета работы
комплекта труб)
Трубы как со склада на территорию промысла, тах и внутри
промысла должны перевозиться специальным транспортом (авто-
трубовозами. тележками-прнцепвми и др) Концы труб при пере-
возке не должны свешиваться или выступать за габариты транс-
портных средств больше чем на 1 м и должны быть защищены от
порчк резьбы предохранительными кольцами и ниппелями. Трубы
должны быть надежно закреплены на транспортных средствах.
При разгрузке труб нельзя сбрасывать их, а также удлрять
трубу о трубу. При разгрузка к укладке труб .у скважины необхо-
димо, чтобы муфтовые концы были обращены в направлении устья
савлжнны.
Свободные от эксплуатации трубы следует пранить на специ-
альных стеллажах Трубы укладываются рядами, а между рядами
помещаются дереканные прокладки Резьбовые концы труб смазы-
ахются консистентной антикорровиоплой смазкой и защищаются
предохранительными кольцами и ниппелями. Неисправные трубы
укладывают отдельно.
Трубы, иаарааляекые на ремонт, должны быть рассортирова-
ны по типоразмерам и по группам прочности материала
Учет работа н движении парка труб
Все НКТ после подготовки их к эксплуатации в трубном под-
разделении на оснокании заказа-заявки нефтегазодобывающих
предприятий, согласованных с произлодственным объедпиеянеы,
собираются в конспекты На каждый коивлект составляется пас-
порт-жураал н двух экземннирах. одни из которых вместе с комп-
лектом труб передается в НГДУ а второй хранится в трубкой
подразделении.
Паспорт-журнал на скважинный комплект НКТ должен содер-
жать следующие документы, заалз-заявку, ведомость учета рабо-
ты помклекта насосио-компрессорных труб, копии актов рассле-
дования аварий с колонной насосно-ломпрессорных труб, состав-
ленных в соответствии с РД 39-1-305—79
Комитенты НКТ передаются нефтегазодобывающим али буро-
вым предприятиям в соответствии с РД 39-2 275—79 «Положение
о взаимоотношениях центральной трубной базы с буровыми в
нефтегазодо(мваю:щнми подразделениями лровзподсгоенамх объ-
единений Мнннефтепрома по вопросам подготоеия к эксплуатацви
3- 3.« «| 8S0
It ремонтно-профилактическому обслуживанию бурильных, обсад-
ных и нясоско-компрессорных труб»
Передача труб на ремонт также оформляется актом
В трубном подразделении ведется учет, профилактических ра-
бот с НКТ; нанесения покрытий на поверхность НКТ, ремонта
НКТ; объемом н видов профилактических и ремонтных работ с
НКТ, движенка НКТ
Формы перечисленной выше учетной документации по НКТ
приведены в РД 39-1-456—80 «Инструкция по учету работы н спи-
санию бурильных, обсадных и насосно-комарессориых труб»
Проверка качества, подготовка труб и спуско-подъемные
операции
Насосно-компрессорные трубы, ках новые, так н бывшие в экс-
плуатации, при подготовке к спуску в скважниу подвергают тща-
тельной проверке. Этот процесс включает в себя следующие опе-
рации. визуальный контроль, инструментальный контроль лкаей-
ных размеров труб, контроиь качествп резьбы труб и муфт, дефек-
тоскопию и толщинометрию, шаблонирование, гидрвилическос ис-
пытание труб, покрытие поверхности труб, маркировку и помп-
нектованне
В скважинах, продукция которых содержит сероводоряд, при-
менение труб с высокими пределами текучести по ГОСТ 633—80
сериала труб к муфт. В этих условиях целесообразно крямснять
отечественные стальные трубы группы прочности Д п зарубежные
трубы из сталей марок С-75, С-80, С-95. NK-AC80. Ж-АС90
При наличии в аластовой продукции корроэноино-актинных
помпонентов рекомендуется Применять трубы с покрытияые али
использовать для их защиты ингибиторы коррозии В этом случаи
необходимо руководствоваться РД 39-3-221—79 «ИнСтруаиня по
защите от поррозни нефтепромыслового оборудования при помо-
щи ингибиторов И-1-А. «Север-1»
Конкретные меры, позволяющие предотвратить коррозноаиые
поражения труб, могут быть выработаны путем опробования на
каждом месторождении различных методов борьбы с коррозией н
выбора наиболее оптимальных
Подготовка новых труб к экскауатаиии должна производиться
на трубных базах по технологической схеме, представленной в
РД 39-2-45—78 «Типовые планы рясподожения оборудолапня в
цехах 1, II и Ш тиков производственных трубных баз по подготов-
ке к эксплуатации к ремонту труб нефтяного сортамента»
При получении труб следует проверять соответствие помплахта
паспорту в плану ировзводствз работ по скважвле При отсутстлин
деталей, предохраняющих резьбы, трубы не следует принимать.
При спуске труб в скаажнку колжен присутствовать представи-
тель трубной базы.
Трубы, поднятые из скважины, перед повторным спуском необ-
ходимо очистить н внимательно осмотреть. При осмотре труб о
покрытием особое внимание должно быть обращено на проверку
целостности покрытия.
Для захвата трубы под муфту и удержания колонны НКТ ири
спуско-подъемных операциях, осуществляамых без применения
механизмов аля свинчивания н развинчивания труб, используют
трубные элеваторы типов ЭХЛ. ЭН и ЭЗН. Прк использовании
механизмов для свинчавлннл и развинчивания труб рекомендует-
ся применять трубные элеваторы гипоя ЭГ и ЭТА.
Для спуска и подъема безмуфтоэых труб я труб с муфтами
уменьшенного дламетра рекомендуется использовать клиновые
элеваторы типа ЭНКЕ
Элеваторы должны быть исправными, иметь штропы одинако-
вой длины
Слайдеры механических ключей, которые перед применением
необходимо проверять на одновременность срабатывании клиньев,
и алиновые элеваторы нс должны ноереждать тело трубы. Насеч-
ки кааньев спвйдеров и клипояых элеваторов по время работы сле-
дует регулярно отнщать
Для свинчивахия и развинчивания насосно иомпрессорных
труб вручную широко ислопьзуют каюч КТНМ. Цепные ключи
применять не рекомендуется в связи с опасностью повреждения
тела трубы.
Для работы с автоматом АПР-2ВБ в механическим ключом
КМУ предназначены каючи КТГУ, КТМ и КСМ.
Размер ключа должен соответспювать размеру трубы. Ключ
необходемо правильно устанвиливать на трубу, сухари должны
быть хорошо подогнаны
Резьбы труб и муфт колжны быть тщательно очшиеиы и про-
мыты керосином Обнаруженные дри осмотре небольшие забоины
на поверхности нхплелького конца трубы должны быть зачищены
трехгранным бархатным напильником Трубы, забраколвннне при
проверке, огалздывают отдельно для отправки в мех ремонта
Трубы, впервые спускаемые в скважину, следует промерить
стальной рулеткой для определения их длины Длина трубы с на-
винченной муфтой али безмуфтоеой трубы с высаженными наружу
повцами — НКБ определяется расстоянием От свободного торца
муфты (али ыуфтпаамъ коииа) до ловца сбега резьбы противопо-
ложного копка трубы
Прн спуске в свиажнну труб разных дламетрон и конструкций
их следует группировать н спускать в скважину по размерам и
типам, соединие не жду собой с помощью переводников.
Трубы к мосткам подтаскивают спецаальиым лраспоспблени-
ем Попнимаемме с мостков трубы должны иметь навинченные на
ниппельных концах превоэранительные кольна
Нельзя попускать ударов ниика трубы о фланец колонны или
о другие металлические гредыеты Пра подъеме труб с мостков
необходимо пропустить через них шаблон в следить за его выхо-
дом из трубы При задержке шабаопа в трубе ее следует забрако-
вать. Длина оправки 1250 ММ
При спуске следует тщательно осматривать тело и резьбовые
части каждой трубы, чтобы избежать коваданих и колонну нека-
чественных труб
После того как труба поднята пад ус1ьем скважины, необходи-
мо удалить с резьбы предохранительные детали, тщательно очис-
тить и смазать резьбы муфты и трубы.
Рекомендуется применять смазка Р-402 (ТУ 38-101-303—73.
овэ лреднаэначеин для труб, работающих в скважинах с темпера-
турой до 200°С, свободно наносится при температурах сдружаю-
щего поздуха до —30°С) н Р2 (ТУ 38-101 332—73, опа предназаа-
чеаа для труб, работающих в скважихах с температурами до
100°С, сюбодио навосится при температурах окружающего возду-
ха до —5°С)
Ориентировочный расход смазки на одно соединение приводах
60
Расход смазки, г .	...	16 20 30	35	40
Трубы следует направлять в муфту вч>тикально Посадку тру-
бы в муфту необходимо производить осторожно, чтобы не ноере-
двть резьбу Особенно осторожно нужно спускать двух- ели трех-
трубку, в этом случае рекомендуется устаксилть на нышке проме-
жуточные опоры.
Трубы рекомендуется свинчкаать с приложением крутящих
моментов, значения которых для отечественных Труб с треугольной
ре«ьбоЗ приведены в таба 21 I (17].
Если Ниппель ввинчивается в муфту по последнего витка резь-
бы с моментом, меньшим минимального, ели если после сввичива-
48	316	525
60	585	980
73	392	1500
68	196Я	9ИП
 02	1726	2880
114	910	3940
		
73	ИБО	1	1392
нин с максимальным моментом остается более двух свободных, ие
вошедших в муфту пятков, то следует забраковать обе трубы:
спущенную и скважину и следующую за ней
При спуске необходимо предохранять резьбовые соединения
насосно-компрессорных труб от удлрои
Во избежание ноережненка тела трубы в месте захвата клинь-
ями слайдера рекомендуете: крн менять стопорные ключи, особен-
но в тех случаях, носда в скважину спущено ненее десяти труб.
Спуск труб в скважину и посадку ее на фланец необходимо
производить алахио без рывков. Чтобы муфта не задевкла фланец
ечтоцвы. следует довьзоваться специальной направляющей ворон-
кой Воронку применяют также для предохранения верхней тру-
бы (соедиинтечьиого патрубка) от истирания штангами и их муф-
тами при спуске насосных штанг
Ппсадку колопяы иесоско-компрессорных труб на забой необ-
ходимо ныполиять плавно на минимальной скорост
Спущенную в скважику колонну соедикакп с опнишайбой при
помощи соедини гевыюго патрубкл длиной 0,5—0,6 м, который по
размерам и прочностным показателям аналогичен перхией трубе.
Спуск колонны с аланшэйбой и установка ее на фланец произво-
дятся при помощи подъемного патрубка, который по типоразмеру
и прочности также аналогичен верхней трубе колонны После по-
садки нианшайбы на устье скважины для предохранения резьбы
муфты соеикантельного патрубка от ноережденка следует навин-
тать на нее предохранительный ниппель.
Колонну насосно-компрессорных труб с планшайбой, как и при
спуске, нужно подняывть с помощью специального патрубка Пе-
ред началом подъема следует убедиться в отсутсгнин прихвата
колопны путем осторожного ее натягивания. При наличии прихва-
та необходимо прочистить кольцевое пространство продувкой сжа-
тым воздухом по центральной системе с одновременным расхажи-
ванием колонны Растягивающее усилка не должно превышать
стретнвающей нагрузки для резьбовых соединений, при этом сле-
дует учитывать коэффициент запаса прочности, равный 13—1,5
Поднимать колонну следует плавно, без рывков и переходов с
одной скорости на другую Отвинченную трубу можно поднимать
лишь после воэиого выхода ее из соединения. Если в процессе
подъема труб соединение не развинчивается, нанесение ударов
молотком по муфте для облегчения развинчивания не допускает-
ся Можно допускать лишь ибс|укивакае муфты молотком посре-
С келью обнаружения дефектных труб следует тщательно ос-
магриахть их при подъеме Перед укаадывавкам трубы на мостил
на ее ниппельный поющ следует нааявтить ирепокраннтельное
вольно, а при укаедыааннн на мостка ее ниппельный конец надо
опереть на специальный совок, мадкенно спуская при этом подъ-
емный крюк с элеватором Укладывать трубы на мостках следует
рядами, отделяя каждый ряд деревянными прокладками
Чтобы резьбовые соединения и тело трубы н.янпшивилнсь рав-
померно, рекомендуется при каждой спуске-подъеме менять мес-
тами трубы верхней и н,,'г',£1С «л ™.. т«и«.............т
После скаьного
при срыве пакера каи ос-
в заводских условиях, необходимо докрепить.
Поднятые из скважины дефеитнме трубы следует откладывать
отдельно и сохранить для дкаьнейшего расследования причин
При эксплуатации скважин компрессорным способом, отлича-
вшимся интенсивным образованием опалины дня предотвращения
прихвата труб продуктами коррозии, необходимо обезвожияать
сжатый воздух, подаваемый в скважину, путем карподического
впрыскивания нефти, и по мере надобности применять централь-
ную продувку. В скнежинах, дающих нефть с большим содержа-
нием парафина, следует периодически очищать трубу от отложе-
ния парафина без их подъема.
В скважинах, где нефть содержит сероводород или другие кор-
розяонио-актнвные продукты, по избежание обрыва труб вслед-
ствие поррозии периодически (по намеченному графику) надо за-
менять отработавшие трубы новыми. Также периодически прове-
рять состояние и заменять трубы первого ряда

Отбраковка и списание труб
В результате многократных спуско-подъенных операций, в
особенности при глубиннонасосной эксплуатации, происходит по-
степенная сработка резьбы, тела трубы н наружной поверхности
муфты, часто наблюдается недовинчивание соединенна, вызван-
ное забоинвмн, образовавшимися на резьбе вследствие небрежно-
го обращения с ней. каи попаданием песка Внутренняя поверх-
ность труб истирается штангами и штанговыми муфтами Иногда
по мере эксплуатакаи труб в скважине на них выявляются ранее
незаметнее дефекты заводского происхождения. В процессе экс-
плу-тдп:;;; трубы подвергаются интенсивной
коррозии, на инд откладываются соль, парафин продукты корро-
зии н г а В результате подобных явлений трубы теряшт герме-
тичность, прочность; их проходной канан значительно сохращает-
ед. Такне дефекты могут привести к осложнением н авариям Во
избежание этого следует систематически проводить отбраковку
труб
Для проверка и отбраковки необходимо очистить трубу по
всей длине и промыть резьбовую часть керосином. После этого тру-
бу подвергают наружному осмотру для выявления иа ее поверх-
ности отек, сквозных свищей, трещин, вмятин, глубоких рисок нтн
надрезов и других дефектов в теле или вметан иягков, с.тедоа за-
еданка резьбы, отложений солей, карафнна и др С помощью уия-
по наружному диаметру, скаюснутость каи овальность труб и
муфт. Резьбовыми и гладкими калибрами проверяются оваль»
кость, отклонение по конусности и натяги резьб и при помощи
шаблонов—соответствие внутреннего диаметра труб поминально-
му размеру. При выявлении значительных отклонений иди других
муфты их следует передать в дех ремонта. В тех случаях, когда не
представляется возможным нд ремонт и восстановление, их необ-
ходимо списать.
Закаюченка на списание НКТ дается трубным подразделением
Трубы, вышедшие нэ строя в результате аварий, списываются
на основании анта расследования аварий
Списание труб производится с занесением всех данных, харак-
теризующих трубы, в специальную ведомость на списание НКТ с
указанием причин списания
Азарии с колоннами ийсосио-компрессорных труб
Анализ промысловых данных показывает, что аварии с колон-
нами НКТ происходят нз за нкаичия в трубах дефектов заводско-
го происхождение и появившихся и ннд в процессе эксплуатации
повреждений, а также нарушений технология спуско-подъемных
операций. В практике экскауатации насосно-компрессорных труб
встречаются разные виды аварий.
Обрыв трубы по телу или по резьбе чаще всего происходит в
результате: несоответствия применяемых труб условиям эксплуа-
тации, каохого качества меткала трубы и отклонения от кормы
параметров резьбы, небрежного обращения с труба мл при погруз-
бы из-за отсутствия предохранительных колец и ниппелей, приме-
нения неисправного спуско-подьемиого оборудования и инструмен-
та (спайдеров, трубных ключей, элеваторов) Подобная авария
может быть и следствием нарушений, происшедших в процессе
эксплуатации, таких как протирание резьбы и тела трубы штан-
гами и штанговыми муфтами, усталостные разрушения в послед-
ней нитке резьбы, коррозия труб от агрессивного действия пласто-
вых вод и необезвоженного рабочего агента (сжатого воздуха)
Негерметичность резьбового соединения каи тела труб под воз-
действием внутренних или внешних давлений может быть вызва-
на неправильными выбором смазки и свинчиванием резьбового
соединения, повреждением резьбы из-за загрязнения, небрежного
обращения каи чрезмерного натяжения; износом резьбы в резуль-
тате многократного свинчивания и тела труб вследствие частых
спуско-оодъемных операций и повреждения поверхности труб ндю-
Иногда в процессе эксплуатации происходит размыв тела труб,
вызываемый нкаичкем дефектов металлургического происхожде-
401
см лейстпяем добываемой жид-
Обрыв труб и их негерметичность мо1ут быть вызваны также и
точечной коррозией внутренней и наружной поверхностей, корро-
зионным и сульфидным растрескиванием под напряжением н т Д.
Кроме аварий, санэанных непосредственно с повреждендямн
самих труб, происходят аварии, аыяваннме повреждениями колонн
глубинно-насосный штанг (обрыв, отвинчивание, падение штанго-
вых колонн), устьевого оборудования и несоблюдением технологии
спуско-подъемных оверацяй
Почти все виды повреждений могут привести к авариям с тя-
желым исходом — падению коловны в скважину, если своевремен-
но их не выявлять и не предупреждать.
НЛСОСНО-КОМПНГССОРГ1ЫЕ ТРУБЫ. ПРИМЕНЯЕМЫЕ
ЗА РУБЕЖОМ
За рубежом примемеют насосно-компрессорные трубы наруж
мым диаметром от 26,7 до 114,3 мм с высаженными концами, без
высадки или с раструбом ив муфтивом конце трубы Для с-.едине-
ний насоспо-номпрессорных труб наряду с обычной резьбой с ко-
нусностью 1:16, углом профиля 60° и шагом 3,175 мм или 2,54 мм
использую! специкаьные трапецеидальные иди укорные резьбы С
целью повышения герметичности применяют соединения с допол-
нительными уплотнительными псмерхностямв, а также с уплотвн-
тельными кольцами из тефлона (фторопласта). Для предохроне-
иия труб от коррозии некоторые фирмы исводьзуют поярытие внут-
ренней поверхности труб пластмассами.
Насосно-компрессорные трубы изготовляют по стандарту
5А АНИ вэ стали групп прочности Н-40, J-55 и N-80, по стандарту
5АХ АНИ из высокопрочной сткаи группы прочности Р-105 и по
стандарту 5АС АНИ для скважин с сернистой средой из стали
групп прочности С-75 и L-80. Отдельные фирмы предлагают на
соеяо-компрессорние трубы группы прочности С-95, предусмотрен-
ной стандартом АНИ только дая обсади ми труб. Химический со-
став сталей по стандарту 5АС приведен о гл 16. Состав сталей по
стандартам 5А и 5АХ АНИ ие регламентируется, ограничивается
только содержихме серы — 0,05% и фосфора — 0.04 %
Для работы в средах сероводорода и утиекяслого газа исполь-
зуются стали, приведенные в гл. 16 Для эксплуатации труб н
крайне неблагоприятных условаях могут применяться хромоия
кельмолнбденовые сплавы с содержанием никеля до 50%.
Для районов с холодными климатическими условиями отдель-
ные фирмы изготовляют трубы с повышенной ударной вязкостью
прн низких температурах
Механическая свойства сталей по стандартам АНИ приведены

Предел текучести овределяется как напряжение, требующееся
для создания относительного удлинении, равного 0.6% для группы
прочности Р-105 и 0.5% для остальных групп прочности.
Наименьшее относительное удлинение на длине 50.8 км прн
SoS435 см’ рассчитывают по формуле
«=4886
где So— площадь поперечного сечения образца, см2
ший предел прочности при растяжении, МПа
При 5о>4Л5 см8 удлинение принимается такие
На растяжение испытывают образцы с водный поперечным се-
тру
длине трубы Если нет снеиикаьпых изогнутых захватов, то дли
труб диаметром 88,9 ми и менее испытания должны проводиться
на образцах мирикой 19 мм, а дня труб диаметрами 101.6 и
114.3 мм —шириной 25,4 мм
Испытанию на сплющивание подвергаются электрос
бы. Испытания проводятся на образцах, вырезами
с шириной кольни не менее 63,5 мм Не допускается появление
трещин при сплющивании образца по диаметру по величины, ука-
занной в табл 222
На заводах трубы подвергаются испытанию внутренним гид-
равлическим давлением За величину испытательного цнв.теиия р
для стандартных муфтовых соедияений принимают наименьшееин
рассчитанных отдельно для трубы и муфты.
дая трубы
р = 0.8 о, ;
для муфты
<03
где Du — наружный диаметр муфты; — наружный диаметр резь
бы муфты в каосности торца трубы после свинчивание соединения
Если кат специальной договоренности между потребителем и
ияготовитеаем, то испытательное дакаение для труб из станей
групп прочности 1-1-40 и J-55 ограничивается 20,7 МПа, а для труб
групп прочности С-75, L-80, N-80 и Р-105 — 69,0 МПа Продолжи-
тельность испытаний не менее 5 с.
Допуск на наружный диаметр трубы размером 114,3 мм±
±0.86 мм, кая труб остальных размеров ±0.79 мм Допуск на тол-
щину стенки —12.5%. Допускаемые отклонения массы партии труб
—I 75%, а для отдельной трубы^авЙ-
Внутренний диаметр гладких труб.атакжетрубсвысаженными
наружу концами проверяют ня зиндрн ческой оправкой длиной
1070 мм Диаметр оправки довжен быть меньше номинкаьного
внутреннего дааметра трубы на 2,38 мы для труб диаметром 73 мы
и менее и на 3,18 нм—дая труб диаметром 88,9 мм и более По
длине трубы изготовляют двух размеров 6,10—7,32 и 8,53—9,75 м.
кричем и партии, составляющей груз железнодорожного ингона.
трубы не должны отличаться по длине более чем На 0,61 м.
Все трубы из стали группы прочности Р-105 подвергаются не
разрушающему методу контроая ультразвуковому, электромаг-
нитному или с помощью магнитных nqioiuaoB Трубы из сталей
друшх групп прочности проверяются по требованию заказчика У
Электросварных труб проводится обязательная проверка шва уль-
тразвуковым или электромагнитным методом контроля
В табл 22.3 приведены размеры, масса, а также сминающие
н внутреннее давления, растягивающие усилия, рассчитанные для
гладинх труб
Формулы дая расчета наименьших сминающих давлений для
труб из стали групп прочности по стандартам 5А и 5АС АНИ, а
также формулы дая расчета внутреннего двв.тения и растягиваю-
щей нагрузки приведены в гл. 16.
Для груб из стиаи групвы прочности Р 105 яри отношении на-
ружного диаметра трубы к толщина стенки (D/s) меньше 12.56



иааменыяне сыияаюшие давления (МПа) определяют поформука
ира D/s от 12,57 до 20,66
[т?--м’м|-
обычно принимается равным 1,125, а коэффициент запаса прочно-
сти на сопротивляемость труб внутреннему давлению —равным
1,0—),| по отношению к наименьшим расчетным даняениям
Стандартами 5А. 5АХ, 5АС я 5В АНИ предусмотрены муфто-
вне соединения для насосно-компрессорных труб без высадки нс
высаженными нхружу концами, а также безмуфтовые соединения
Интеграл дая труб диаметром 33.4—52.4 мм, имеющих с одной
стороны раструб для внутренней резьбы, а с другой — небольшое
обжатие для наружной резьбы
Страгивающая нагрузка для муфтовых соединений глвдиях на-
сосно-компрессорных труб и безнуфтоьых соединений Интеграл
овределяется, согласно Бюллетеню 5С2 АНИ, в зависимости от
плошндп поперечного сечения трубы под последним антком резьбы
но формуле
₽ = <Т, UU ” ,
где й[ —глубина резьбы (1.41 мы для резьбы с шагом 2,54 мм н
1.81 мм для резьбы с шагом 3.175 мм)
Для труб с высаженными наружу концами допустимые растя-
гивающие уснзни находят в зависимости от площади попереч-
ного сечения трубы
На рис 22 I показано соединение гладких насоспо компрессор-
ных труб По требованию заказчика муфты могут изготовляться
со скосами по наружному диаметру вод элеватор 20° Основные
407

данные о соединениях гладких насосно-компрессорных тр, Педены в табл. 224 Соединение насосно-компрессорных труб с высаженнь ружу концами показано ня рис. 22.2. Для труб диаметра! 73,0 и 88,9 мм могут изготовляться муфты с уменьшенным ним диаметром По требованию заказчика муфты могут вляться со скосами ло наружному диаметру под элеватор новные размеры соединений насосно-компрессорных труб женныни наружу концами н рекомендуемые моменты св айн приведены н табл 22 5. Безчуфтсвые соединенна Интеграл (рис. 223 н табл 22 меняют на труба* диаметром 33,4—52,4 мн. Резьба сое. Интеграл взаимозаменяема с резьбой гладких наспсио-ком! ных труб Для стандартных соединений насоспо-хом прессорных т пользуют резьбы с понусностью Г16, углом профиля 60; в 3.175 мм или 2,54 мм. Допускаемые отклонения по конусности на днине ioja мм. по шагу ±0.076 мы на длине 25,4 мм и +0,152 мм f дайне. Допуск на глубину резьбы Расстояние от торца муфты до конца сбега резьбы на тр свннчивакан от руки равно 6,35 мм для резьбы с шагом 3 и 5,08 мм для резьбы с шагом 2,54 мм. Фирма «Хайлрнл» применяет дая насосно-компрессорн! безмуфтапме соединения с двухступенчатой цнлиндряческс бой FJ. Супер FJ.A95 (рис. 22.4,о), CS, РН-6 (рис. 224.1 дннение FJ выполнено в габаритах тела трубы, прочного	уб пря- к”И60,3, 20°°Ос- пнчнва- ёв пеняй трессор । шагом 100 мм <а всей убе при 1,175 мм ых труб >Й рсзь- 5). Сое- > соеди-

aapiau АНИ
нения составляет 48—53% прочности тела трубы- Соединения ти-
па А 95 используют дая труб с высадкой несколько больше стан-
дартной, прочность составляет ~95%.
При свинчивания соединений CS и РН-6 обеспечивается так-
же контакт по внутренним упорным торцам. Соединение CS при-
меняют на трубах с высаженными концами Прочность соединения
на растяжение больше, чем прочность тела трубы. Три уплотни-
тельные поверхности (упорные поверхности, образующие ступень-
ку в резьбе, ионические поверхности с углом уклона 14” и скошен-
ные под углом 30” упорные торны) обеспечивают высокую герме-
тичность соединений. По данным фирмы, соединения CS выдер-
живкаи при испытании дакаение по 152 МПа.
Соединение РН-6 используют на толстостенных насосно-ком-
прессорных трубах, предназначенных для работы при высоких дав-
лениях Соединение РН-6 отличается от соединения CS увеличен-
ной высадкой концов труб и усиленной резьбой Гладкая внутрен-
няя поверхность труб с соединениями CS и РН-6 способствует уве-
личению коррозпояной стойкости Для борьбы с коррозией при
воздействии особо агрессивных сред из трубах с соединениями CS
и РН-6 применяют внугренние пластмассовые покрытия Конст-
рукция соединений CS-CB п РН-6 СВ (соединенна с «коррозион-
ным барьером») иыполневы с учетом применения на трубах с
внутренним пластмассовым покрытием специкаьного польна ляя
лучшей зашиты места стыка внутренних торцов
Фирма «Атлас Брэдфорд» в своих конструкциях соединений
дая насосно-компрессорных труб использует коническую резьбу с
упорным профилем, уплотнительные поверхности и дая более на-
дежной герметичности тефлоновые польна, вставляемые в резьбо-
вую часть соединения
Конструкции соединений IJ-3SS, FL-4S иTC-4S для насосно-ком-
1и	ga-н '®-Т	
ft	ЙО	i|i
	- ИТ	
i!'	»-и	
£	«Н '08-Т	SiSiSs
	и-э	SiSiSS
	Я-Г	>№!!
	с» к	
6	•i«m «и, Jv	ssij’s’sa
1	-ам Zm'Av	
а		*«о«оюо — SSSS8S
S	"m’n?	
|	BMNtdiXaa	asssss
Z	4j dUMlltf VNivXdvH	as'ssss
1ЯИ? щз		«><О<Ь01»1Л
ЬЫЛОнД "‘'иоХЙ бмл»|Т еьап«э		SSSS3S
4ияа»г и»ач»"19(ае		88SS5S?
		
		Й i|
	x>	w? ? 3
прессорных труб (табл.
22 7) ие отличаются от
аналогичных со* д и на •
и кА, приведенных В
гл. )6.
Безмуфтовое соеди-
нение 1J-3S5 выполня-
ется на трубах диамет-
ром от 33,4 До 114,3мм
с высаженными конца-
ми. Прочность соедине-
ния на 5—20% больше
прочности тела трубы.
Безмуфтовое соедине-
ние FZ.-4S, выполнен-
ное в габаритах тела
трубы. разработано
для труб диаметром от
60,3 до 114,3 мм. Проч-
ность соединения со-
ставляет 45—65% от
прочности по телу тру-
бы.
Муфтовое соедине-
ние ТС-45 равнопроч-
но с гладкоб грубой.
Фирма «Маи не с-
мак» изготовляет иа-
сооно  компрессорные
трубы с муфтовыми
соединениями TDS,
аналогичными по кон-
струкции соединениям
обсадных труб типа
BDS, прньенениым в
гл. )б. В соединении
применена резьба типа
Батресе с конусностью
1:16, шагом 3.175 мм н
глубиной	профиля
1,0 мм. Б табл. 22.8
приведены моменты
свинчивания для сое-
динений TDS с нор-
мальными муфтами.
В соединении VAM
(рис. 22.5, табл. 22.9)
применена такая же
резьба, хак и в соеди-
3	11 1г	1-4	1	1	।	1		
		ни -й'-э	1	1	।	1	HSl's	
		яг	1	1	।	J	ШМ	
	м	^яяахгннжГ	1	1	।	1	3 S К s 1 в	
	А	аянчиивои	1	1	।	1	8‘ s' s' Й 1 s'	
		«И	1	1	।	1	i । §	г I
d	Й!‘| -		1	1	।	1	s i з i i i	
	их ч1»Л|»аи К ₽4Н МТ90Э U9J		1	1	।	1	S 1 8 1 2	
	11 3s= |И	SOt-d	s	a	t	i	1Ш s	
		W-l -SI'S	5	§	8	i	i 8 Я i t	
		»r	S	§	§	s	IHi'l	
	и iiueino'iu •ANbMU ММЛОШО		8	=	e	=	= = = = 1 §	
	й		&	1	a	г	V *» «t *o_ । ®e	
		впьжЛ4и	8	3	2	s'	« « a о ia a' a s g 1 г	
ИИ '₽			8*	S3	8	5	8 s' s S 8 5	
ии *v	*аш1лго1			3		®	3	3 2 s s = 3.	
р			Я’	! i	I	1	s	


		1>™ип™ХП чРУТ»чя» «КСЯУ		
		1«к«	К» &И	г-не
	4ЛЗ	I960		2300
60,3 (2 3/8")	5,54	91711	рТ|П	2300
	6,45	2440	2980	3120
	5,51	3250	3660	SOSO
73.0 (2 7/8")	7.01	2300	4*>. * ।	4200
	7,82	4200	4470	
	6.45	3530	4ЯЯ6	637П
	7,34	3830	6Ы0	
88,9 (8 1/2")	S.52	SOSO	7860	
	1OJ0	7320	8270	
	11,43	7320	8270	8270
	Я 74	рччо				
		4470	5420	
101Л (4*)	.8,38	5с30	«920	
	9,66		88К>	
	10,92	9760	10680	10680
	S.6S	WTO	5630	8270
	6,35	6870	6370	
	Ц88	6370	6370	
1143 (4 1/2")	737	6(70	7320	
	8.56		7860	7680
	8,65	—	8810	8810
	10,92	-	10680	10680
нении TDS- Герметичность достигается даумя коническими уплот-
нительными поверхностями" коротким глцакнм под углом 30° но-
ясном и скошенными под углом 15’ упорными торцами.
Стандарты АНИ предусматриваю! использование насосно-ком-
прессорных труб нз стали группы прочности N 80 для бурильных
колонн диаметрами 26,7; 33,4; 42,2 н 48,3 мм. Концы труб имеют
высадку вод приварку высокопрочных замков со специальной зам-
ковой резьбой, шагом 4,233 мм и конусностью I 8. В тех случаях,
когда требуется обеспечить высокую герметичность замковых сое-
динений. на основании конуса ннпненьной части замка делается

•' -FJ н Л-М. 6— WAimew* CS b PH-6
Рис. 22.8, Нмоою конпресссфвьл труби с приваренными вачиемн, вониьэуфмые
Т«влмпа гг HI
8835
полтевая проточка, в которую вставляется уплотнительное водьпо
круглого сечения толщиной 2,6 мм Приварнме замки изготовляют-
ся в соответствии со стандартом 7 АНИ. Размеры насоспо-ммпрес-
сорных труб с высаженными конками и приваренными замками
показаны на рис. 22.6 и табл. 22.10.
Раздел ]V
ПРОКАТ И РЕМОНТ ТРУБ НЕФТЯНОГО СОРТАМЕНТА
ТРУБНЫЕ БАЗЫ И ЦЕХИ
Для обеспечении нужд бурения и добычи каждое производст-
венное объеканенне Министерства нефтяной промышленности
должно иметь в своем составе центральную трубную базу, обслу-
живающую все буровые и нефтегазодобывающие предприятии
обьедииёияя. При значительном удалении отдельных районов бу-
рения или добычи от центральной трубной базы транспортирова-
кяе труб на далекие расстояния стапояится технически и экономи-
чески нецелесообразно. В зтнд случаях в непосредственной близо-
сти от перспективных районов добычи нефти и бурении создаются
прокатно ремонтные цехи или площадки, подчиненные театраль-
ной трубной базе
В настоящее вреыя большинство трубных подразделений отли-
чаются друг от пруса иак по организационной структуре, так и по
условиям производства и техническому оснащению.
По организационному построению сохранилось пить разновид
«остей трубных подразделений, центриаьные трубвие базы объе-
динений (ЦТБ); трубно-инструментальныя базы объединений
(ТИБ), прокатно-ремситнме цехи труб (ПРЦТ) кав труб и тур-
бобуров (ПРЦТиТ) баз производственного обслужнваихн (БПО);
трубно-инструмеиткаьние площадки УРБ и УБР, цехи бурихьных,
обсадных к насосно-компрессорных труб управлений производст-
венного обслуживания и комняектаихн (УПТО и К)
Дальнейший концентрации и спекакаизаиия предполагает со-
здание по всех объединениях центркаьных производственных труб-
ных баз, обслуживающих сферу бурения и добычи
Состав и мощность базы определяются номенклатура и коли-
чеством труб, обрабатываемых ею за год.
Мощность трубной базы определяется исходя нз необходимо-
сти обеспечить подготовку к аксплуагицни и ремонт всех видов
труб (бурильных, обсадных и иасоспо-яомпрессориых). исполь-
зуемых данным лроизп одетве иным объединенивы Ниже приводит-
ся расчет мощностей производственных цехов бурильных, обсадных
и иасосио компрессорных труб и стеллажного хозяйства деловых
дворов нейтральных трубных баз по методике ВНИИТцефтН
и ремонту бурильных труб
Мощность цеха бурильных труб (труб/год) определится
формуле
+ (Пм + Пне-л) Л».
где П„—потребность в новых бурильных трубах, труб/год;
Поп — парк оборотнит бурильных труб. труб. — парк не-
оборотных бурильных труб труб; rij — число ремонтов бурильной
трубы за срок ее службы; 1с —срок службы бурильной трубы, лет;
lie—коэффициент отбраковки бурильных труб для ремонта
Потребкостт. в повых бурильных трубах (труб/гоа) находится
по формуле
(23.2)
где V—годовой объем проходки, м. Ре — порыв расхода буриль-
ных труб на I м проходки, кг; g0 — усредненная масса 1 м буриль-
ной трубы, кг; it — длина трубы, принятая для расчета, м
Парк оборотных бурильных труб находится по формуле
Ло.‘
(23.3)
тде те,—число одновременно действующих буровых установок;
I»—длина бурильной трубы, принятая для расчета, м; ft —средняя
глубиоа скважины, м; L — коэффициент запаса. Пик-в — парк не-
оборотных бурильных труб с левой резьбой по рекомендациям Гип-
ровостокнефти принимается равным числу труб дея комплектова-
нии одной, наиболее глубокой скважины, ид, ке, £- — прини-
маются на основе накопленных статистических материя нов прош-
лых лет по данному району
Расчет мошнеети цеха по подготовке к эксплуатации обсаднмп
труб
Годовая потребность в обсадных трубах определяется но фор-
трубы, кг. (о—длина обсадной трубы, принятая для расчета, к
(23.4)
эксплуатации
Мощность цеха насосно-компрессорных труб (труб/год) нако-
лется по формуле
где Н„—годовая потребность в насосно-помпрессорных трубах
для оборудования новых скважин, труб; //« — годовая потребность
в трубах на амортизацию, труб; //«р—годовая потребность в тру-
бах на капитальный ремонт скважин, труб. Пакт.— парк насосно-
компрессорных труб данного типа скважин, труб, пя*, < — среднее
число ремонтов н профилактических осмотров трубы в цехе за год
для данного типа скважин. 6 — коэффициент, учитывающий не-
исправимые дефекты труб, обнаруженные непосредственно на про-
мысле; средний срок службы трубы, лег, Ни — годовой
объем пропарки труб от нарафнноео-смолистых отложений на
устье сиважин. труб.
Ни определяется по формуле
(23 6)
где л,, —годовое число вновь вводимых и эксплуатацию скважин,
L — средняя длина подвески насосно-компрессорных труб в новых
скважинах, м. /—средняя длина трубы, ы.
Ни рассчитывается по формуле
- (237>
где Лвкт—парк насосно-комврессорных труб,	—средний срок
службы насосно-компрессорных труб, лет.
Ни определится по формуле
Л„ = £п„.
где L—средния длина подвесим труб в сноажине, м; п™— годо-
вое число ремонтов, связанных с пропарной труб от парафиново-
смолистых отложений на устье скважины.
I еиеральный НЯно Центральной трубной базы
ВНИИТнефть рекомендует разработанные нм генеральные пза-
ны производственных трубных баз трех типов, отличающихся сво-
ей мощностью.
Тип I — мощность: 60—90 тыс. бурильных труб, 10(1—150 тыс.
обсадных труб и 90—150 тыс. насосно-компрессорных труб. Общая
площадь участка 8.5 га.
Тип II — мощность: 30—60 тыс. бурпльнмп труб, 50—100 тыс
обсадных труб я 30—90тыс насосно компрессорных труб Общая
площадь участка 6.4» га.
Тип III— мощность. 10—30 тыс. бурильных труб, 10—50 тыс
обсадных труб и до 30 тыс иасосно-хпмпрессорных труб Общая
площадь участка 4,62 га.
В зависимости от числа бурильных, обсадных и насосно-ком-
прессорных труб.обрябатыввемых центральной трубной базой, пос-
ледняя может состоять нт цехов различных типов. В одну цен-
Ш№
тралыиую трубную базу могут быть объединены цехи, расположен-
объектов трубных баз сохраняются идентичными для всех трех ти-
пов, отличаясь размерным, числом работающих, числон техноло-
гического, подъемпо-транснортного и другого оборудования и ме-
ханозыов в соотеетстаяи с предусмотренпой мощностью.
Рекомендованные генпланы включают три основных цеха, цех
ио подготовке к эксплуатации и ремонту бурильных труб, цех но
подготовке к эксплуатации обсадных труб и цех но подготовке к
эксплуатации и ремонту насосно компрессорных труб
обработку 30000 труб/год, из нвя новых 10 000 труб и бывших в
эксплуатации 20000 труб, цех по подготовке к эксплуатации об-
садных труб 2, рассчитанный на обработку 50000 труб/год, цея
по подготовке к эксплуатации и ремонту насосно-компрессорных
труб 3, рассчитаноый на обработку 30 000 труб/год, из них новых
20000 труб н бывших в эксплуатации 10 000 труб; открытые скла-
ды бурильных труб 11, 12; открытые склады обсадеых труб
18 и насосно-коипрессцрных труб 14; наземный склад для хране-
ния горюче-смазочных матеряклов 4; кузнечное отделение 5. очи-
стные сооружения оборотного водоснабженвя б; компрессорную 7,
котельную 8, складские помещения 9; адмкиистративно-бытовой
корпус 10; площадки для отдыха и игр 15, 16, 17  железнодо-
рожный подъездной путь 18
Пропзподствениая трубная база выполняет стедующке функ-
обеспечивает объекты основного производства трубами в эле-
ментами колонн, доставляет ня к местам экснлуатацем и обратно;
получает и хранит новые трубы, соединительные детали к ням
и элементы трубных колони, контролирует их плчество, составляет
рекламации;
подготовляет к эксплуатации трубы и элементы колонн, произво-
дит их комплектование, контролирует техническое состояние труб
в процессе эксплуатации;
выполняет ремонт и восстановление труб;
осуществляет учет отработки и списание изношенных труб,
изготовляет я ремонтирует нестандартизированные элемент»
колонн и приспособления;
участвует в расследовании аварии с трубами;
участвует а разработке и реализации мероприятий по предот-
вращению аварий;
производит алнтроль за соблюдением условий правильной иге-
Для выполнения перечисленных функций Центральная трубная
база помимо основных цехов должна раслонагать- службой тех-
нического контроля, включающей лаборатории- измеритаяьиую и
неразрушаюшего контроля труб; механико-энергетической служ-
бой, включающей участки механический, энергетический и ннстру-
малтяяькый, а также отделами производственным, техническим,
технического контроля, планово-экокомическим. организации тру-
да и заработной платы, бухгалтерией Если отдел яяп служба не
создаются из-за небольшого объема работ, то необходимые функ-
ции выполняются отдельными специилистами этого профиля
Производственные цехи организуются при численности рабо-
тающих по менее 75 человек При меньшей численности работаю-
щих могут быть созданы одноименные участки. При производст-
венной необходимости могут быть объединены дна цеха.
Цех бурильных труб
Цех предназначен для подготовки к эксплуатации и для ремон-

сборной конструкции—с высаженными внутрь и наружу кон-
цами (типы I и 2 ио ГОСТ 631—75) —2%. с высаженными ннутрь
и иаружу клонами и коническими стабилизирующими новсками
(типы 3 и 4 по ГОСТ 631—75) —13,6%;
с приваренными создинительными полплми ТБПВ—70%.
трубы бурильные из алюмияиевых саланов АБТ —10%.
утяжеленные бурильные трубы УБТ—4%;
ведущие бурильные трубы ВБТ— 0,4%
Технологическое оборудование для деха III типа размещается
в типовом здании размером 36X90 м по проекту БашНИПИиефта.
В пролетах расположены поточная ламин по ремонту буриль-
ных труб, бывших в эксплуатация; линии подготовки к эксплуа-
тации бурильных труб и линия ремонта в водготижв к эксвяуа-
тапии-утяжеленных бурильных и ведущих труб
няется no
схеме: с прицехового механизированного
-Гангу поступают на моечную машину. От-
--------г,-----------иа стеллаж контроля, а затем пл дефекто-
скопическую устаковку «БУР-2». Трубы, требующие правки, краном
подаются на правильный пресс типа ПБТ1—50 М. Если замковые
ной цилиндрической поверхности, то такпо трубы через накопи-
тельный стеллаж поступают к сварочным нвтоматам А-5В0М, за-
тем на трубонарезные станки модили9125М для обработки наплав-
ленной поверхности и ремонта замковой резьбы
Отремпотнрованиые трубы через иановительный стеллаж но-
с-гул а ют на проверочный стенд. Трубы, пралианиые годными, мар-
аьфуются и передаются на стеллаж для илвинчапиняя предодрани
тельных деталей Готовые трубы по рольгангу выдаются на прице-
ховой маланнэироваиный стеллаж.
Трубы по ГОСТ 631—75, требующие ремонта трубной резьбы,
после мойки, дефектоскопии и правки ПО рольгангу подаются ва
атацин бурильных труб.
Удаленно изношенных замковых деталей
трубах чинов 1 и 2 протачивается поясок под стабилизирующее
кольцо. На трубы с отремонтированной резьбой навинчиваются но-
вые бурильные замяя, предварительно нагретые в индукционном
нагрэнетеле УИНЗ-1.
Контейнер с замками подается к моечной машине, где замки
отмыкаются и передаются для подготовки к сборке При монтаже
замковых деталей на трубы тиков I н 2 вначале насаживают стаби
лизирующие кольца, подогретые в нагревателе УИНЗ-1. После
навинчивания замковые детали привариваются к стабилизирующим
польцам на сварочных автоматах А-580 М. Затем на трубы нано-
Трубы типов 3 и 4 по ГОСТ 631—75 после навинчивания вамконых
деталек маркируют и навпячапнют предодраннтельные детали.
Затеи трубы по рольгангу выдаются на ирнцеховой стеллаж.
Алюминиевые бурильные трубы ремонтируются по такой же
схеме, кяя и трубы по ГОСТ 631—75, за исключением труб, требу-
ющих сборки с замками Такие трубы после проверки поступают на
стеллаж, где производятся обезжиривания трубной резьбы, нанесе-
ние герметика и иреданрнтельное навинчивание замковых деталей.
Оновчательно замковые детали свинчиваются с трубами на сне-
пиальном стенде ковструкцин ВНИИТнефтн
Маршрут ремонта утяжеленных бурильных труб и ведущих
труб аналогичен маршруту ремонта труб по ГОСТ 631—75.
Новые трубы передаются на проверочный стеид, на котором
производятся снятие предохранительных колец, чистка резьб, ин-
струментальный контроль и дефектоскопическая проверка, после
чего трубы маркируют н устанавливают вредохранительные детали.
Новые трубы по ГОСТ 631—75 ведаются на установку индук-
ционного нагрева УИНЗ-1 для навинчияания замковых деталей.
При этом на трубах типа 1 и 2 должны быть предварительно про-
точены пояски под стабилизирующие вольна Дальнейшая схема
движения труб аналогична схеме движения данных тиков труб при
ремонте.
Новые ведущие и утяжеленные бурвльные трубы для подго-
товки к эксплуатации подаются по рольгангу к рабочему месту,
на котором производятся снятие предохранительных деталей, чист-
ка резьбы, инструментальный и дефектоскопический полтроль. Затем
замковые резьбы упрочняются ойсаткой на трубонарезных стен-
ках. Подготовленные УБТ маркируются, снабжаются предохраяя
тельными деталями и по рольгангу выдаются на лрицеховой стеллаж
Ведущее трубы подаются к установке УИНЗ-1 для навинчива-
ния переводников и приварки вх к ведущим трубам на сварочпом
автомате А-580 М. Дальнейшее деижение аналогично движению
УБТ.
Цех обсадных труб
Цех предназначен для подготовки к экепт
труб
Все технологичесиов н подъемно-транспортное оборудование
uexs III типа размещена в одном IB-метровом пролете длиной 108 м
типового здании, выполненного по проекту БашНИПИнефтн.
Операции по водготовке к эксплуатации обсадных труб выпол-
няются последующей схеме
С прицехового механизированного стеллажа трубы по рольтан
ту подаются к стенду для снятия предохранительных детвлей с
релбовых новцпо и чистки резьбы, затем поступают на дефектоско-
новцов и измерения годщииы стенок. Затем трубы подаются на
стеллаж для инструментального контроля резьб, длины, диаметра
и кривизны.

После выполнения перечисленных операций трубы рольгангом
передаются на установку для шаблонирования и ппсле проверяя
внутреннего диаметра поступают на устниовку для гидравличес-
кого испытания модели У 7Й0А.
При обнаружении негерметичности резьбового соединения гру-
бы по ровьгангу поступают на муфтонаверточный станок модели
98Д53 для доворота муфт, после чего ови вновь подвергаются
гидравлическим испытаниям Затем трубы Бодаются для маркиров-
ки. кемопектации и надевания предохранительных деталей на стел-
лаж, а с него рольгангом — на принеховой механизированный стел-
лаж. Трубы, требующие ремонта ре-ч-бы, поступают в трубонарез-
ной станок модели 98Н53 и затем подаются для гидравлического
испытания Далее трубы движутся по маршруту основного техно-
логического потока
Трубы, признанные негодными. Бодаются на прццеховой меха-
низированный стеллаж для бракованных труб.
Для цеха 111 типа все технологическое и подъеняо-транслоргное
оборудование размещено и типовом аданвя размером 18X84 м по
проекту БашНИПИнефтн.
Одерквяи по ремонту и подготовке к эксплуатииии насосно-
компрессорных труб выполняются по следующей схеме
Ремонт труб С прнцехоаого механизированного стеллажа тру
бы по рольгангу поступают на моечную установку модели Р 20
Мойке подвергаются наружная и внутренняя поверхности трубы
* Вымытые трубы подаются пн стеллаж для инструиентедьиого
коктролн длины, двенетра и кривизны трубы, а затем на провероч-
ный стенд для контроня параметров резыбы н резьбовых полков и
После ковтрольных операций трубы, у которых забракованы
муфты, передаются на муфтонаверточный станок твяа 98Д15 для
отвинчивания муфт. Трубы с забракованными резьбами подаются
на трубонарезные станки для отрезки 'Патрубков, а затем на трубо-
нарезные ставки модели 9IHI5 Отремонтированные трубы по роль-
гангу поступают в муфтонаверточный ставок мциелк 98Д15 для на-
ворота муфт.
Далее трубы через промежуточный стеллаж и ровьгаиги Бода-
ются на стенд для шаблонирования до внутреннему диаметру
и на установку для гидравлического испытания.
Трубы, прошедшие гидроиспытание и пригодные для дальней-
шей вксалуагации, подаются в приспособление для нанесения мар-
кировки. Промаркироланнме трубы комплектуются предохрани-
тельными деталями н увладываются на прицеховой механизиро-
ванный стеллаж.
Изгоквтекие новых муфт. Новые муфты взамен ныбраконан-
пых изготовляются из заготовок на муфторасточном станке модели
91П25Е и муфтонврезном станке монели 9IM25 После контроля
ходят следующие технологические операции, обезжиривание, про-
мывку в теплой и холодной поле, нитритную обработку, фосфати-
рование, проммеку в холодной воде, пассивировннне, сушку Го-
товые муфты подаются контейнером к муфтонаверточному станку
98Д15.
Трубы, признанные негодными по результатам неразрушающего
контроля, шаблонирования и гидраал|гчеснад испытаний, удаляют
из веха
Иодготоеки новых труб к вксп гуатации. С прицехового механи-
зированного стеллажа новые трубы подаются в цех но стеллаж, где
с них снимаются предохранительные детали и производится чистка
резьбы Здесь же осуществляется инструментальный новтроль дли-
ны, диаметра и кривизны трубы Затем трубы подаются на прове-
пают на дефектоскопическую установку Дина I для контроля тела
трубы резьбовых концов и измерения толщяяы стенок С установ-
ки трубы по рольгангу подаются на стеид для шаблонирования по
внутреннему деанетру и на установку для гидравлического испы-
дробеструйной очистки внутренней поверхности трубы и продувки
сжатым воздухом для удаления остатков пыли и алаги .После этого
трубы ведаются на установку для нанесения зааштних покрытий.
Внутренняя поверхность труб малого девметра до 73 мм новрыва-
труб диаметром выше 73 им — методом ркспыления. Высушенные
на воздухе трубы подаются в печь для горячей сушки покрытия.
После горячей сушки пролзводятся ковтроль покрытия и затем
трубы возвращаются аля нанесения (второго слоя (иоврытие яано-
После трехкратного покрытии трубы подаются в приспособле-
ние для нанесения маркировки. Затем трубы комплектуются пре-
додранительныыи деталями и выдаются на прицеховой механизи-
рованный стеллаж, с которого расаладыввются на стеллажи для
готовых труб.
Для конкретных условий разработка рабочих проектов труб-
рекомендованных ВНИПТнефтью типовых технологических пла-
нов цехов. Например, учитывая небольшой объем работ по буриль-
ным и обсадным трубам и условия транспортирования труб, до-
пускается строительство трубной базы с совмещенным иекон бу-
ральных и обсадных труб
технология РЕМОНТА ТРУБ
Ремонт бурильных труб
Своевременный н качественный контроль, ремонт и восстанов-
ление труб и замков могут значительно увеличить надежность Су-
ральной колоаяы. Особо важное значение имают ковтроль, профи-
лактика и ренокт бурильных труб яри проводке глубоких скважая,
где нарушение прочности колонны сопровождается длительными
простоями, авариями, а нногдл н потерей скважины.
Технологическая схема ремонта бурильных труб в трубных
базах Производственных объединений Министерства нефтяной
промышленности приведена ив рис. 24.1.
Приемка, визуальный контроль. скисВироеамие труб
Приемка. Бурильные трубы и элементы коловн, бывшие и экс-
плуатаади, должны поступать в трубные базы после окончания бу
репая каждой скважины очищенными от загрязнения и некомп-
лектно При сдаче труб на профилактическое обслуживание г
ремонт буровые предприятия передают трубной базе выписку из
и сортировка по видам ремонта Визуаль-
иотся все трубы и создинительные детали.
ковтроля отбраковываются трубы, имеющие следующие дефекты
еяачктельные вмятины, плены, закаты, раковины, трещины, не-
сочнны и другие видимые пороки на наружных и внутренних но
428
искривление труб, не поддающееся правке;
протертые и промытые канаапн на теле труб, глубокие выятяяы
от кликовых захватов, значительный взнос спорного торца муфты,
промытые кольцевые каяавки вблизи опорного горца, глубина ко-
торых превышает 3 мм;
большую сработку ребер ведущих труб, не подлежащую восста-
новлению.
Окончательно забракованные трубы исключаются из потоков.
На иди краской наносят надпись «Брак» и складируют на стелла-
жад забракованных труб.
Одновременно с визуальным контролен определяется дальней-
ший маршрут труб. Трубы, требующие восстановлеляя и ремонта,
сортируются по видам работ и через участок дефектоскопии и тол-
щииометрни направляются на правку, удаление изношенных сое-
динительных деталей, ремонт резьб, подрезку опорных поверхно-
стей муфтовых деталей, приварку онориых полей, наалавку сра-
ботанных ребер ведущих труб и др На каждой трубе контролер
наносит краской или мелом условное обозначение вида работ, ко-
торый надлежит выполнить. Трубы, не требующие ремонта и вос-
становления, напрнвляются через участок дефектоскопии на инст-
рументальный контроль.
Складирование. Трубы складируются на стеллажах операцион-
ного двора трубной базы. Ноаме трубы и трубы, бывшие в эксплу-
атации, складируются раздельно тяя. чтобы их удобно было тркв-
слоргнровагь в цех. Подготовленные к эксплуатации и замаркиро-
ванные трубы складируются покомолекгео.
Трубы укладываются на стеллажи в одни или несколько рядло.
Опорная поверхность стеллажей должна отстоять от нулевой от-
метки не ненее чем на 300 мм и быть горизонтальной во избежание
самопроизвольного передатыаниия труб. С этой же целью по дли-
нам стеллажей прикрепляются металлические упоры. При уяяад-
ко труб в несконько радов между рядами прокладываются дере-
вянные прокладки толщиной 35—40 мы. Высота штабеля не дол-
жна превышать 3 ы ври укиадке труб подъемными механизмами и
1.5 м при ручной укладке.
На каждом стеллаже укладываются трубы, имеющие одинако-
вую техническую характеристику: тип труб, условный диаметр,
толщину стенки, группу прочности, профвль и направление резьб,
класс труб. К стеллажу ияи ридом с ним дрикрепляется табличка
с указанием технической характеристики размешенных на нам
труб.
У труб, предназначенных длядлителькогохранеяия.рсзьбысма-
эываются антикоррозионной смазкой и защищаются от новреж
дений предохряяительиыыи деталями Буральнме зенки и иере-
водяякл, не свинченные с трубами, хранятся в закрытых помеще-
ниях ияи под навесами свинченные некомплектно, уложенные по
типоразмерам вертикально ияи и штабели на деревянном яяи ас-
фальтированном основании Свободные резьбы защищаются от
повреждений предохранительными деталями
42»
Мойка и чистка труб и соединительные деталей
Трубы, поступающие в трубную базу для профилактики и ре-
для ихчественного выполнения последующих контрольных и техко-
-чогичсских операций.
Очистка к мойка труб осуществляется при помощи специали-
аироваиной моечной установки коиструяяни ВНИИТнефтн На-
ружная поверхность очищается вращающимися металлическими
Щетиами. Наружную и внутреннюю поверхности трубы отмывают
напорной струей воды, подогретой до 90“С. При небольшом объеме
производства для отмывки наружной яоверхвости труб могут быть
использованы моечные установки, выпускаемые заводами авто-
соеиоборудовання
Бурвльные замки и переводники перед навинчиванием на трубы
подвергаются мойке для удаления антикоррозионных покрытий н
загрязнений. Операция производится на специализированной ма-
шине для мойкн бурильных замнов Мойка наружных и внутренних
поверхностей займовых деталей осущестилястся горячей водой этрн
давлении 0,5 МПа и температуре SO°C, подающейся через наруж-
ное и внутреннее душеюе устройства.
При необходимости очистки загрязненных резьб у замковых де-
талей, навинченных на трубы, могут быть использованы приспооЮ-
леняя конструкции ВНИИТнефтн для очистки ниппельных и муф-
товых резьб P.5L Очистка производится вращающимися металли-
ческими щетками Приводом приспособления служит ручная пнев-
матический сверлильная машина.
Правка труб
В процессе эксплуатации часть бурильных труб докучает ис-
кривления, выходящие за пределы допустимых. Для устранения
образовавшейся непрямолннейности трубы подвергают правке в
холодном состовиня.
Холодняя правка труб относится к числу широко и давно прк
меняемых технологических операций при ремонте труб Однако
этот метод правки имеет рил недостатков, основным из которых
следует считать то, что в холоднопраяяеной трубе имеются оста-
точные напряжения и она может легко измелить прямолинейную
форму при воздействия на нее сн.тоамх факторов, лрогивополож
ных по знаку тем, когорые были применены при холодной празне
ктючается в том. что искривленный участок трубы с радиусом при-
внзиы р( изгибают в противоположном направлении, придав ему
обратную кривизну такого радиуса ps. чтобы после некоторой выдер-
жки и снятия внешней нагрузки Q ныпрямляемый участок трубы
принял прямолиоейпую форму (рис 24 2).
430
Рис 21.2 Схем* njmi труб
что искривленному участку трубы придаятся обратная Кривизна
стел получила некоторое остаточное искривление в напраэленнн,
обратном первоначальному искривлению. Затем трубу вновь пра-
вят дли лниняяации получившегося остаточного искривления с та-
ким расчетом, чтобы после снятия давления труби оказалась пря-
молинейной Праапи дну кратным изгибом заметно снижает вред-
ный эффект холодного деформировании металла трубы. Еще зна-
чительней может быть снижен вредный эффект холодной правки
путем многократного изгиба с постепенно убывающими величи-
нами деформаций.
В буровых прадприятиях нефтяной промышленности буриль-
ные трубы правятся методом однократного изгиба на специальных
гидраалнческик прессах. Процесс правки осуществляется следу-
ющим образом правильщик вкэуальпо овределяет место наиболь-
шего прогиба н устанавливает трубу выпуклостью вверх на две
опоры расположенные на станине пресса так. чтобы -наибольшая
выпуклость оказалась вод штоком пресса На шток пресса уств
навтновется башмак, соответствующий до форме и размеру выпря
мляемой труба Затем нажныом штока трубе придается обратна!
стрела прогиба После выдержки трубы в состоянии обратного иг-
правлехного участка. Трубу правят в оциой или нескольких ко.
лестях до водного устранения кривизны
Искривленные трубы но характеру и размеру подраалвяяются
на три категории, каждая из которых характеризуется следующи-
ми признаками малая кривизна — адва заметная на глаз, но не
позволяющая без правам производить ремонт на трубонарезном
станке, средняя кривизна — явно выделяющаяся лрн перекатыва-
нии трубы по стеллажу; большая кривизна—логда труба сильно
искривлена в нескольких местах
Правняыцек должен уметь устанааливать опоры, на которых
покоится труба в процессе дравки, на нужном расстоянии так как
каждому типоразмеру трубы соответствует опрелэленное оптималь-
ное расстояние между ними. При малом расстоянии между опора-
ми для правки потребуется чрезмерво большое усилие При боль-
шом расстоянии прогиб может стать полностью упругим, остаточ-
ных деформаций не образуется и, следонательно. правки ие будет.
При правке методом одколратного изгиба рекомендуют прибии-
жециые формулы для определения необходимого усилал правки
Q (кН) и обратной стрелы прогиба f (мм), которую пужно придать
тптбе. чтобы выправить ее.
где о, —предел текучести материала трубы. МПа, Я —наружный
радиус грубы, см. г— внутренний раддус трубы, см; £—расстоя-
ние между сворами, см
f _ 1<У£'о,
' 2ЕК ‘
гиеЕ—модуль упругости материала трубы, МПа.
(24.21
Восстановление искошенных поверхностей
соединительных деталей
Соединительные детали (замки, переводинам, средние муфты),
получившие износ -по наружной поверхности, могут быть восста-
новлены путем нанлавкн слоя металла на двношеиную поверхность
Электродную проволоку для сварочно-наплавочных работ вы-
бирают в соответствии с химическим состаном наплавляемых или
свариваемых деталей.
До наплавки соединительные детали подвергаются внешнему
осмотру и инструментальному обмеру Восстановлению могут под-
вергаться замковые детали, отнесенные по результатам замеров
ко II и 111 классам (сы таба 5.2). Замковые детали, изношенные
ниже размеров, приведенных в табл. 5.2, для 111 плассв отбрако-
вываются.
Для переводников размеры допускаемого износа принимаются
неанилогни с аамклми типа ЗШ одноименных размеров.
При рапномерном износе замковых деталей наплавляют всю
изношенную поверхность детали. При значительном односторон-
нем извосе сначала иакиавляют один-два слов в местах напболь
шего нэвоса поверхности, а затем наяяааляют сков по всей окруж-
ности замковой дет вка
Навлавку выковняют по винтовой линии. Для получения евлою-
кого наяяавленного вдов шаг наалавкн выбирают таким, чтобы
ияждый последующий образующийся валик перекрыввл предыду-
щий на Ч>—>/5 его ширины Общая толщина наплавленного слоя
металла должна быть достаточной для последующей механической
обработка восстановленной поверхности Для этого предусматрива-
ется дрииуск на толщину нанлавляциого слоя 1.5—2,0 мм.
Для образования ровной площадки и торцовой части муфты
или ниппеля при наплавка применяют медные формирующие воль
ад массой 3—5 кг. разъемные из двух полуколец, стянутых болта-
ми Перед наплавкой кольцо устанававкается ня трубе, вплотную
поджимается к торку муфты инн нинлеля и закрепляется тремя
винтами Для образования ровной поверхности свободного торца
муфты используется формирующее коиьцо, ваннчинаемов в зам-
ковую резьбу муфты.
Поверхности формирующий конец, соприкасающихся с вавлал-
ляемыы металлом, донжны быть чисто обработавы, по иметь рако-
432
Рис. 243
вин и других дефектов для получения кичественнон поверхности
горца детаня
Для наплавки бурильных замков применяют сварочную про-
волоку марок Св-08А, Св-О8Гэ или наплавочную проволоку марки
Для получения более износостойкой поперхвостн дяя наплавки
последнего слон используют проволоку марок Нп-80, Нп-65Г.
Нп-ЮГЗ. Наяяавку ведут постоянным током обратной полярности
пол слоем флюса АН-348А. Для удержания флюса на цвлнцдри-
ческой лоперкиостн замковой детали применяют сленяальвые флю-
соудержнваюшне устройства
По такой же технологии восстанавливаются изношенные по-
верхности переводников и другки соединнтельвых деталей.
Для повышения износостойкости труб типа ТБПВ муфтовый
соединительный конец армируется наалаикой и твердым сплавом
(рис 24.-3). Ниппельный конем не наплавляется во избежание ра-
боты сухарей ключа АКБ по нвплааленному слою.
Ориентиролочный рекомендуемый режим навлавкя:
230
25—27
25-30
М-90
Упрочнение резьбовых соединений
С целью предупреждехня образования усталостных разрушений
в резьбовых соедапининх бурильных труб и снятия концентрация
кипряжеиий в резьбе, к бурильным трубам типов I н II привари-
вают замки с установкой специальных стабилизирующих колец,
как показало па рис. 24.4,г Формы полем для ниппельного и муф-
тового концов трубы показаны на рис 24 4,6 и в. На бурильной
трубе протачиваются поиски для посадки подогретых стабилизиру-
ющих колец, или показало на рис. 24 4,о.
Параметры Колец к лоточек на трубах приведены в табл. 24.1,
Стабилизирующее кольцо, изготовленное из стали груины проч-
ности Д, марок 40Х или 40ХН, нагревают до теивературы ЗОЮ—
350°С и насаживают на проточенный ковсок пл трубе Муфту пли
ннкиель навинчивают в нагретом состоянии на трубу; замковую
деталь сваривают с кольцом сплошным швом вод слоем флюса.
Удаление изношенных соединительных деталей
В процессе контроля труб, бывших в эксплуатации, нередко
возникает необходимость освободить доброкачественную трубу от
«3
навинченных на нее создинителькых деталей (муфты, ниппеля, пе-
реводника), прашэдшяя в негодность
В условиях ремонтных баз эти работы осуществляются не-
сколькими методами, стачиванием соединительных деталей на
трубообрабатывающих ствнках, разрезанием деталей газовой рез
пой, разрезанием деталей методом фрезерования и отвинчиваввем
.детальй
Стачивание деталей. Сущность метода, получившего широкое
распространение на трубных базах, завлючается в следующем
135.2+0- “
106
120
152
176
18
|8
102
116
127
154
ea.s+O'07
|В|+«,07
1Й.8+0-07
Й9.2+008
I67J8+008

Труба с навинченной деталью провускается через полый шпяядель
трубообрабатыааюшего ставка и закрепляется в латрове От сое-
динительной детали отрезается часть, выступаковая за нерезкой
трубы Станок настраивается на работу по копиру в соответствии
с новусвостью резьбы трубы, после чего оставшаяся на трубе часть
соедняительной детали стачивается в стружку Чтобы не воиредить
резьбу трубы, при стачивании оставляют тонкое новусное кольцо,
прилегающее к вершинам резьбы трубы. Толщина коеьца состав-
Описанный метод достаточно прост, надежен и при некоторых
навыках исполнителя гарантирует сохранность резьбы трубы Не-
достаток метода—перевод в стружку легированного металла сое-
денительных деталей
Разрезание замковых деталей и переводников газовым плиме~
нем Сущность метода завлючается в следующем На удаляемой
детали, на участке контакта ее с трубой, делается срез по яяоско-
чтобы но повредить резьбу трубы. На остальной части детвлн,
адокь образующей, делают сквозной разрез 2—2 В ркзрез встав-
ляют влин и ударами по иену разрушают слой металла, оставший-
ся при срезе детяяи, по площадке /—/—/—/ После этого деталь
Иногда вместо среза по плоскости делают дна надреза вдоль
образующих деталей с диаметрально противоположных сторон.
Глубану надрезов не доводят до вершин резьбы трубы на 0.5—
Оставшийся после надреза тонкий слой металла разрушают,
как и в описанном методе, ври номощн клина
Опясяяный метод в различных его разновидностях отличается
тельного ведения процесса исполнителем высокой квалификации,
обладающим достаточными навыками. В противном случае нару-
шается резьба трубы, что вызывает доволнительные затраты по
ее ремонту, а в отдельных случаях приводит к забраконынаиию
Разрезание тех ме деталей методом фрезерования Сущность
этого метода не отличается от метода разрезания газовым плаые-
зается часть, выступающая за резьбой трубы Затем на фрезерном
станке на оставшейся части детали делают два надреза ко обра-
зующим в диамегральпо противоположных направлениях Так же.
как и при разрезании газом надрез по глубине не доводится до

вереши нарезки трубы на 0,25—0.5 мм. Надрезы амполняются дпе-
новыми пли пальцевыми фрезами Удаляется деталь таяния же
дрвемвмн. как онисано в предыдущих методах
Преимущества этого метода—полможиость выковнить надре-
вы с большой точностью, оставляя минимальную толщену пленки,
что облегчает дпльнейшее ее разрушение. Высокая точность, га-
рзнтирсмлнная при этом методе, исключает лоасность поврежде-
ния резьбы трубы
Отвинчивание деталей Удаление изношенных замковых дета-
лей и переводников методом отвинчивания — наиболее рациоваль-
по, поскольку в этом случае наименьший трудовые затраты ло
сравнению с ранее овисаияыми методами Для практического ис-
пользования метода огиничивяянн предприятие полжло распола-
гать муфгоипвергочиым Сталлом, который может развивать крутя-
щий момент нужной величины Сущность метода сводятся к тому,
что труба неподвижно закрепляется, в к удяялемой детали при-
кладывается прутнщий момент, ностаточный для ее отнянчиввния
Если замковке детали были навинчены на трубы методом горячего
преалення с соблюдением режима нагрева и технологии навинчи-
вания и после этого по привзрезы к трубе, то отвинчивание их
обычно ие вызывает затруднений Не поднеются отаинчивазию де-
тали в тех случаях, когда получилось заедание резьбового соеди-
нения
Ремонт резьб
Чтобы отремонтвролать коническую резьбу, необходимо твоей
детали подрезать на пелнчняу I. как воназало на рнс. 246 Наи-
большую пеличнку подрезки (мм) определяют из выражения
< = 2ВД. (24.3)
где h—наибольшая глубина износа резьбы, ым. К—конусность
резьбы
Определив 1, следует убедиться в том. что размеры ремонтиру-
емого замка няя трубы позволяют производить ремонт резьбы
У буричьных труб, изготовленных по ГОСТ 631—75 (типы 1 и
2). длина резьбы ло должна выподить за пределы утолщенной час-
ти—начала переходной зовы Если его условие соблюсти пел.-
ЗПН iOS
3111-118
зш-131
”=	°ии				ыч
ЗН-146 ЗЧЫ78 ЗПН-170 зш-зоз ЗУ-95 ЗУ-108 ЗУ-120 ЗПН-120 ЗУ-Ц6 ЗУ 165	145 1Б5 |Б5 165 110 ВО 125 125 140 145	255 240 240 зоо 203 21 о 215 215 255 255	3 ПН-165 ЗУ-185 ЗУК 106 ЗУК 120 ЗУК-145 ЗУК-ISS ЗШК-Ц8 зш-133 ЗШ К-178	145 142 IS' IS-I 14-' И.'	255 .г. 203 270 203 245 --- ?- 315

зя, то труба не может быть ислняьзоэаиа по прямому назначению
Длина утолщяниой часта за резьбой у алюминиевых бурильных
труб диаметрами 114, 129, 147 и 170 мм должна быть но менее
50 мы со стороны ниппеля и не ыенее 1100 мм со стороны муфты
Перенврезнние резьб на трубах танов 3 к 4 не производятся из-за
отсутствия резервной длины утолщенной части При ремонте ве-
дущих труб типа ТВКП кивяа их донжна оставаться не мевее
12.5 м для труб размером 112X112 ым и 13.5 м ДЛЯ труб размера-
ми 140X140 и 155X155 мм.
укорочения длин цилиндрических поверхностей. Минимально до-
пустимые длины цилиндрическая поверхностей замковых деталей
после ремонта приведены в таба 24 2
резьб на соединительных деталях и трубах в условиях трубных пе-
хов осуществляются на резцовых трубонарезных станках. К уста
яовке на станки не допускаются загрязненные н искриаппиныетру-
бы Перед ремонтом их подвергают моГто и очистке, а также прав-
ке для придания им прямолинейной формы Трубы в процессе об-
работал на трубонарезных станках должны быть надежно закреп
лены в яяредивы и ваднем патронах, а часть трубы, выступающая
из станка, должна поддерживаться люнетом Ведущие квадратные
трубы устанняяияают в люнете при помощи промежуточного ПОЛЬ-
иа. предварительно надетого на трубу. Люяет регулируется по ны
соте так, чтобы ось обрабатываемой трубы совпадала с осью шпин
деля станка.
В четырехпоэпшюнную резцодержательиую головку стамка ус-
тацааливаются четыре резци- При иарезаияи наружных резьб' от-
437
резной (пли подрезной), проходной, стержневой реэьбопой для
черновых проходов и стержневой резьбовой для чистовых прохо-
дов. Вместо чистого рещбоееео резпл рациональней использовать
плоские гребенки При нарезяяин внутренних резьб проходной ре-
зец заменяется расточным Во избежание вибраций вылет резпл из
резцодержательной головам оставляется мииимяяьным. В сдучне
необходимости поднять резец по нысоте допускается применение
не более одной проклндкн, чистота обработки которой должна со-
ответствовать чистоте обработки опорной поверхности держввкл
₽ Стержневые резьбовые резим устанавливают тик, чтобы вер-
шина резка находилась на оси нарезаемой детели, а ось профиля
была вервенднкулярна к оси детали. Дисковые круглые резцы ус-
танавяинают так, чп>бм передняя поверхность располагалась гори-
зонтально на уровне центра детали, при этом центр резца смеща-
ется на величину Л для образования заднего угла а. Смешение
(мм) определяется из ныражения
где Л — понижение передней поверхности относительно центра рез-
ца, мм, D—наружный диаметр резца, мм. а—заданный задний
угол, градус
По Центру нарезаемой детали резцы устанавливаются при ио-
мощи штаигеирейсмуса Перпеидикувярпость оси профиля резцов
к оси нарезаемой детали при иарезяянн наружных и внутренних
резьб постигается при помощи шаблонов У выверенной н надвжио
закрепленной детали видрезаегся торец, к подрезанному торцу
алотно прижимается шабаов и ло нему устанавливается резец, кик
показало на рис 24.7
Резьбонарезной инструмент. Профиль резьбообряэуюшего инет-
руцента должен обеспечивать задаяяый профяяь нарезаемой
резьбы
Полное совпадение профилей резол в изделия нолможно лишь
ври услонии, что передний угод у и задний угол о будут равны ну-
лю Если верное условие выдержать возможно, хоть и н ущерб
режущим качествам резца, то второе условие выдержать нельзя,
так или при угле с—и“ резание станет невозможным Образование
заднего угла крнвидиг к несовпадению углон профилен изделия и
резца У стержневого резца правильный профиль (угол профиля е
и высота резьбы to) располагаются в плоскости АВ (рис 24,8).
Для изготовления же резца надо знать угол профком ер в высоту
профиля резца fp в сечении NN, перпсллнку тарном к задней грани,
г е нужно произвести коррекцию профиля резад. Зависимость
между ятнмн величинами в сечениях АВ и NN выражается фор-
где Q, и г,—наружный и внутренний радиусы резьбы, мм, Р —
шаг резьбы, мм
Для упрощения изготов гения н заточки у чистовых резцов пе-
редний угол принимают рапоым нулю, тогда формулы имают вид
/p = f.cosc. Ig -у-		(24 6)
В круглом резьбовом резце (рис 24.9) откорректированная ам-
сота профяяя резца определится по формуле
где t„—высота профиля резца в диаыетрпльной алоскости, мм.
R—наружный радиус резкл. мм, а и у—соответственно задний н
передний углы резпл, градус
Для наружной резьбы
х= | 15—у — г, cosy
Для внутренней резьбы
х = Др cosy — | г? — i% sin у
Угол профиля ер определяется по формуле

ЧМ|П£, „ изготовленный, но неправильно установленный ре-
"L н К искаж^иям угла профиля й конусноии
S м 7г>?	’°Же'"1" веРшины передней грани резца ка осн
фис. а 10) и правильно установленной конусности копира ре-
зсп одновременно с продольным плиженкем будет отжиматься ко-
пиром перпендикулярно к оси шлнкиеля станка от точна а по точ-
с?ч5=е8Р^ЛЯеЛЬНО ОСИ А' сом₽““,я п>'1Ь' равцмй отрезку I. В этом
ий^Л°.!?У‘:,,0СТЬ пГ”?1,0ЧИ|'")й летали будет соответствовать ко-
нусности, установленной на глпире
Пг»Пт /У™-2ВЕ1Ве₽11,нны Реэца ниже оси шпинделя стания <по
осн Б) он тоже будет отжиматься параллельно оси А от точки а
по точпл Ъ. совершая тот же путь I. Однако в этом случае точка
ьеЛ.Н^°ДИТЬСЯ ВЙУ.Т₽И кРУга большого диаметра на расстоя
***"_* ° окружности. Следовательно, при установке резца ниже
центра шпинделя (по оси В) большей диаметр конуса получится
меньше заданного на величину 2А, т е конусность проточенной де
тали яплучится меньше заданной Такой же результат волучится
если установить вершину резца выше центра шпинделя
Приведенные соображения справедливы также при обработке
внутреннего конусн н нарезпиме внутренней резьбы Р отР«оотке
Помимо искажения конусности непраавльная установка оезиа
К н“а,жевв,« У™» профиля резьбы. При расположении
ftv	А ™’ ₽ИС 24 10) угол ПР°ФИ-,|Я нарезанной резьбы
»'гл>’"Р°Филя резца Если установить резец
™ го> для того чгобь< получить заданную" глубину резьбы
Р®В«УЮ 1- резец должен врезаться на величину l+k, которпи боль-
ше I. Следовательно, основание угла профиля нарезанной резьбы
улеличится, а таи как глубина резьбы останется неизменной уве-
личится и угол профиля резьбы
Режущий инструмент, режимы резания
® у“овиях т₽У5нь,х б»з резьбы на трубах, заиках, переводнк-
™ *Ругйх 5ламентах колонн нарезают стержневыми в дисковы-
ми резцами и плоскими гребенками Стержневые резцы составные-
державку (стержень) рези® изготовляют из конструкционных ста-
лей марок 40—50 ио ГОСТ 1050—74 или 4ОХ—50Х по ГОСТ
4543—71, для режушей части используются пластинки металлоке-
рамических твердых сплавов типов ВК (вольфрамокобальтовый)
пли ТК (титановольфрамовый) по ГОСТ 3882—74 Плоские гре-
бенки производят из титановольфрампвого твердого сплава Т15К6.
дисковые резцы —из быстрорежущих сталей марок PJ8, Р12Ф2.
Реэцы и гребенки для нарезания резьб на трубах, замках и
переводниках изготовляют с одвоииточныы и многониточяым про-
филями.
Резцы и гребенки предназначены для нарезания резьб иа стан-
ках, работающих многопроходным методом Использование резцов
и гребенок, изготовленных на инструментальных заводах, гаранти-
рует соблюдение геометрических размеров профиля резьбы и обес-
печивает заданную шероховатость поверхности резьбы
мкм).
Заводы изготовляют резцы с пластинками из твердых сплавов
для нарезания наружных и внутренних треугольных резьб с
углом профиля 60° ка трубах и муфтах нефтяного сортамента с
шагом 2,54; 3,175; 5.08.6,35 мм,
для нарезания наружных н внутренних трапецеидальных резьб
на трубах и муфтпи нефтяного сортамента с шагом 4.232 и 5.08 мм
Резьбовые твердосвлакнме гребенки предназначаются для на-
резания*
наружных и внутренних треугольных резьб на трубах н муфтах
с углом профиля 60° с шагом 2,54 и 3,175 мм;
наружных н ввутренних трапецеидальных резьб на трубпи и
муфтах с шагом 4,232 и 5,08 мм
Резцы н гребенки изготовляются заводами по заказу.
Режимы резшшч Рекомендуемые режимы резания при нареза-
нии треугольных резьб на трубах нефтяного сортамента твердо-
скиавнммн однониточныые резцами приведены в табл 243
Рекомендуемые режимы резания при нарезании треугольных
резьб на^муфтах и звыеах твердосплавными резцами приведены
Резцы с однозубым профилем предназначены для нврезанпл
трубных и замковых резьб с тегом от 2,54 до 6,35 мм; резцы с
Таблнш 24.3
Io—15 ЦЮ-130
i?-ie so- -12C
двухзубым проймем —для нарезаина резьб с шагом 2.54 и
3.175 мм
Режимы резания яри нарезании наружных треугольных резьб
на трубах чегырехзубыми твердосплавными гребенками приведены
в табл 24 5.
Гребенкаых нарезаются резьбы на спецнпльных трубонарезных
станках, работающая многопроходным методом Применение твер-
досплавных гребенок позволяет нарезать резьбу за два-три прохо-
ди на трубах яэ стали с 10,1) МПа
Нарезание более прочных матернплон требует увеличения чис-
ла проходов.
При нарезании виутременх резьб с шагом 3,175 мы. углом про-
филя 60°. конусностью I 16 твердосплавными трехзубыми гребен-
ками рекомендованы следующие режимы резания число проходов
3—4. скорость резания при прочности обрабатываемого «аз ериа за
с»<С750 МПа—90—120 м/мин. при Cia75O~-1600 МПа—70—
90 м/мин.
Для нарезания резьб на трубах ОТТМ1 к трубах ТБВК приме-
няется трехзубая твердосплавная гребенка. Режимы резания при-
ТаГмииа 24.3
т.пп.>«ь	Шо. »	Кмус		да*		
OTTMI тввк	5,08 5,08	1:|6 1:32	*	id	70-90	
ведены в табл 24.6. Резиы и гребенки изготовляет Московский
инструментвльиый завод
Последовательность операции и режимы резания при работе
на трубонарезном станке модели I983M, лрнкитые ВНИИОЭНГ
для расчета нормы времени на ремонт замковый резьб, приведены
в табл 24 7
Контроль отремонтированной резьбы осуществляется гладким
и резьбовым калибрами и щупом в соответствии с требовавиими
ГОСТ (см глвну 3)
Заточка и доводка резьбонарезное^ инструмента
В трубных базах резьбонарезаой инструмент затачивается на
заточных станках, оснащенных абразивными кругаме
В зависимости ог материплв рези а водбираются материал аб-
разивного круга, его связка, зернистость, твердость и частота вра-
щения.
Реэьбоварешой инструмент, изготовленный из быстрорежущей
стили, загачивается на абразипиых крутки из белого электроко-
рунда (условное обозначение ЭБ) на керамической связке зернис-
тостью 50—32. твердостью CM1-CI для предварительной заточки
и CMI-CM2 для окончательной заточки. Режущая кромка распо-
лагается по центру абразивного круга влн на 2—3 мм ниже его.
Процесс выполняется при обвльном непрерывном охлаждении
(20—40 л/мин) Окружная скорость круга 25—30 м/с при предва-
рательной заточке. 12—18 м/с прн окончательной заточке.
Твердоспиаивый резьбонарезной инструмент желательно зата-
чивать на алмазных кругах из естественного алмавн (обозначается
буквой А) или аспусственного влмаза (обозначается буквами АС).
Объясняется это скедующим высокая режущая способность кама-
за позволяет производить заточку, прижимая резеа к кругу с ыень-
00011 силой, чем это требуется при использовании кругов из других
материалов. Благодари этому темаература нагрева ииструмиига
в процессе заточки яа алмазном круге в 4—5 раз ниже, чем при
других кругах Это исключает образование трещины ив пиастянке
твердого свлава.
Для заточки твердосплавного инструмента рекомендуются ал
мазные круги мерок Л12, А10 АВ. А6, где 12. 10 и т д — зерняс-
443

гость круга (надрнмер, зернистость |2 указывает, что наименьший
размер верна динвого друга 0,12 мм) Можно использовать также
круги марки АС, т е. на искусственного алмаза При выборе зер-
нистости следует учитывать припуск иа заточку- чем больше при-
пуск, тем крупнее должно быть зерно заточного вруга.
В случае отсутстввн влмазных кругов заточка производится на
абразивных кругах из зеленого карбида кремния (КЗ) или черно-
го карбида кремнии (К) на керамической связке зернистостью
25—50, твердостью СМ1-МЗ для предварительной заточки и твер-
достью М2-МЗ для окончательной заточки. Окружная скорость
круга 12—18 м/с. Процесс выполняется при обильном охлаждении
(20—40 л/мнн) наи всухую В качестве охлаждающей жидкости
применяется 5—10%-ный раствор технической соды в воде
Резьбонарезной инструмент, предназначенный для чистовых н
отделочных проходов, подвергается доводке Доводкой достигает-
ся нужная чистота поверхности и удаляются слон поверхностей ре-
зания, новреждавные в дроиессе заточки Доводка производится
на чугунном доводочном диске, шаржированном (насыщенном)
абравшом, входящим в состав пасты. Диаметр доводочного лиска
250—300 мм, матерввл диска — чугун твердостью НВ 130—160 на
глубине 2—3 мм от поверхности, окружная скорость друга 0,6+
+1,25 м/с Для доводки инструмента из твердых силанов применя-
ют следующие составы паст (в % по массе).
Югбня бора
58—60
38-39
85
13
Для доводки резцов из быстрорежущей стали прныекнют следу-
ющие пасты:
Сборка труб с соедините иными деталями
1ме бурвль-
местом. Для создания
реводннкон с трубами
длительвого времени
Наибольшее количество киарнй с на]
ной колонны происходит зв счет взноса
мнений, являющихся наиболее слабым
прочного и влотиого соединений замков i
в нефтяной промышленности уже в тече
широко используется метод «горячего» —...... . .
его заключается в том, что соединительная деталь нагревается до
заданной теиюратуры и в нагретом состоянии навинчивается на
трубу с приложением небольшого врутящего момента, рииеивае-
мого усилием одного человека на плече порядка 0,5 ы. Навинчен-
ная деталь, остывви, создает прочное и плотное резьбовое соеди-
Процесс навинчивания соединительных деталей требует тща-
тельной конготовки, так как допуски на поняческую резьбу тре-
ЗУК-155 ]
ЗШК-178 *
i,
ГБВК89
ТБНК 89
ТВЯК 102
ТБНК 102
ГБНК-114
ТБВК-127
ТБВК МО
ЗУК 108 I
ЗШК118 |
ЗУК >20 (
зшк 133-1
зук мо >


угольного профиля, мерезаемую на трубах, замках и переводниках,
колеблются в широких пределах. Свинчивание их с трубами без
селективного подбора привело бы к значительному снижеалю ка-
чества резьбовых соединений бурильных колонн
Для получение наиболее надежного резьбового соединения
трубы и сопрягаемые детали подбирают с учетом фактических на-
тягов по резьбовым калибрам и отклонениям по конусности С
этой целью резьбы труб и соединительных детален перед свинчи-
ванием подвергают проверке резьбовыми и гладкиме калибрами
По результатам проверки к каждому нарезанному концу трубы
подбирается деталь, обеспечивающая наиболее благоприятные ус-
ловии сопряжения. Методика селективного подбора изложена в
гл 5 Селективный подбор соединений ТБВК. ТБНК не требуется.
После того как соединительные детали подобраны, на трубе
наносится керном контрольная метка, погорая в дальнейшем слу-
жит ориентиром при навинчивании детали на трубу Соединение
считается правильно закрепленным, если торец навинчиваемой де-
тали совпадает с нанесенной меткой илн перекроет ее Если торец
детали не дойдет по метки, то соединение недоброкачественно
Расстояние от торца грубы до контрольной метки для труб ти-
ков 1 н 2 но ГОСТ 631—75 и для труб ТБВК и ТБНК приведены
в табл 24.8. Сборка ТБВК. ТБНК по РД 39-2-286—79
Для обеспечения герметичности соедивелия перед навинчива-
нием соединительной детали резьба труб смазывается. Смазка
состоит из смеси графита с техническим глицерином в массовом
соогношенаи 1.2
Перед навинчиванием на трубы соединительные детали нагре-
вают индукционным методом в специа.1>лых нагревателях Источ-
нипом пптанме служит электротоо напряжением 380 В, частотой
50 Гц
Температура, до которой следует нагревать зеиновые детели
инред нвеинчкаанием. приведена в табл 24.9
Переводники на ведущие бурильные трубы ТВКП навинчкза-
			
ЗШ 118, ЗУ 86	400-430	ЗШ-iOS. ЗШК 118 ЗУК-120. ЗШ 133	430—ISO
ЗШ 183, ЗУ 146, ЗШ 146,		ЗУК 144	400-430
ЗУ-ISS. ЗШ-2ОЗ, ЗУ-185, ЗУ 212	380-41»	ЗУК 162 ЗУК 183. ЗШК-178	400—430
ют с диаметральными натягами по резьбе и стабилизирующему
пояску до 0.5 мм и с предварительным их нагревом до 1=42<ГС
Смазкой, наносимой на резьбу трубы, служит графитоглицери
новая смесь
Переводники навинчиваются до упора в торен трубы Качество
сопряжения свинченных деталей проверяется щупом. Щуп толщи-
ной 0.03 мм ка должен проходить между торцом ведущей трубы и
упорным торцом переводника по всему периметру, а также между
коническими сопряженными поверхностями трубы и переводника.
После навинчивания переводников ведущая труба должна быть
подвергнута испытанию внутренним гидростатическим давлением,
величина кот.трого должна быть не менее W,0 МПа
Замки на легкосвлавные бурильные трубы навинчиваются в
холодном виде на специальном стенде После очистки и промывки
резьб у трубы и замка на 3/4 длины резьбы труб наносятся уплот-
нительная смазка КНИИНП 2 или УС-1. Детали замков подбира-
ются по натягам, заыеренным при навинчивании резьбовых калиб-
ров. Рекомендуемые суммарные натяги для 147-мм труб 19—21 мм.
для труб всех остальных диаметров 15—17 им
Подобранные по натягам замковые детали наванчвелются вруч
ную на трубу, при этом муфта навинчивается на конец трубы с
удиинениой высадкой Подготовленная труба подается в стенд
Ниппель и муфта зажимаются в неподвижном и вращающемся
патронах стендл, и последнему дается вращение до достижение за-
данного крутящего помента Репомендуемые моменты свинчива-
ния приведены в табл. 24 10 После свинчивания на стенде из-под
торца муфты вли нипав!я не должно выходить более диух ниток
резьбы (6,35 мм)
ЛБТ, имеющие на ковцах резьбу ТТ в ковическнй стабилизи-
рующий поясок, собираются с замками ЗЛК ыетодом <горачей
посадки», т. е. с предварительным подогревом замков до темпера-
туры 375—390’С. При навинчивании подогретых замков нельзя
допускать нягреэ резьбовой части трубы выше 150’С, так как при
нагреве до более высокой температуры прочностные свойства тру-

бы, изготовленной ка сплава Д16Т. заметно снижаются Такое
требование вызывает необходимость охлаждения трубы в процессе
навинчивания замка РД 39-2-162—79 [9]. Замковые летали негре
лаются в индукционных нагревателях 4 {рис. 24 И). Замок навме
чнвают согласно.
Надежность свинченного соединения определяется в основном
строгим соблюдением разработанного технологического процесса
нагрева и навннчннанка замков Решающее значение в процессе
имеют температура в режим нагрева деталей Если недогрев дета-
ли может выявиться и процессе навинчивания (деталь недовинчи-
вается до заданной огнетки), то лерегрен детали или неравномер-
ный ее нагрев выявить после навинчивания невозможно. В то же
время перегрев или неравномерный вагрен детали резло ухудшает
Качество резьбового соединения я может привести к его разру-
шению
Контроль температуры. При
отработке режима электрона-
грева замков, а также с целью
контроля телнологического
процесса горачего крепленка
периодически возникает необ-
ходимость проверать темпера-
туру нагрева замков.
Наиболее надежный спо-
соб — контроль температуры
нагрева при помощи термопар.
Для этого отбирают по одной
ра замка и изготовляют ка них
контрольные приспособленки
вля Проверки температуры,
режима к времени аагрева
замков. В каждой вз отобран-
ных деталей 3 и двух точках,
расположенных а крайних се-
чеяиях нагреваемой зоны, засверливают отверстия и влаивают в
них термопары 2, как схематически показало на рис 24 11 От-
верстия свераит на глубину, ракную половине толщины детали в
данном сечении, что позволяет волучать более точную информа-
цию об истинной температуре нагретой детали. Затем контрольное
приспособление устанавливают в индукиновиый нагреватель, а
термопары 2 соединяют с миллиподьтметраыи /. При нагреве де-
тали в термопарах 2 новникают э. д. с., велвчкны которых, наме-
ренные пирометрическими милливольтметрами 1, показывают тем-
пературу детали в данных сечениях. Милливольтметры обычно
имеют две Шкнлы. одну в милливольтах, другую ъ градусах.
Для проверки температуры нагрева замков применяют мало-
инерциоиные термопары.
Температуру замковых деталей можно контролировать также
дри помощи терноиндикаторных красок и термоявраидашсй. Тер-
мояндикнторные краски представияюг собой суспензию термочув-
пове синтетических смол. Контроль температуры основан на изме-
нении цвета краски, нанесенной на поверхность твердого тела, дри
достижении температуры перехода, строго определенной для каж
дой краски
Краски выпускаются Рижским лакокрасочным заводом в воль-
том ассортименте. В табл. 24.11 приведена выдержка из поменала-
туры красок, выпускаемых заводом
Краску наносят кистью вли краскораспылителем на чистую хо-
лодную поверхность в один или два слои до покрытия поверхности
минимальным количеством краски Перед употреблением краску
тщательно размешивают и при необходимости разбавляют до ра-
бочей вязкости этиловым спиртом. Запрешается применять рвэбл-
внтель к растворители другна народ или неизвестных состапов.
Терыоинднеиториая краска, нанесенная на поверхность слоем
толщиной 10—20 мкм, высыхает дри температуре 2(ГС в течение не
Т*с..ц« Z4.ll
£Й?«'н		Цмг краекн	
		ОШ»	°°тГи>|ера1У|и?'1
26	320	Бледно сиреневый	Черный с снвеватам откк-
о	360	Синий	Кежерый
ам	4М		Бегай через бежевой
бв	410	Белый	КоревииШП через бежевы», Врг охлаждении желтый
47»	44S	С®е-гы.иый	Седтжьеерый через темно
47		Горчнчвый	Желтый блеклый через чер-

более 3 ч При необходимости возможно нанесение краски за не-
сколько суток до испытания В этом случае детвлн с нанесенной
на них краской должны храниться в закрытом помещении, в защи-
щенном от прямых солнечных лучей месте, при температуре не
ныше 25°С.
Цвет нанесенной и высохшей термоиндикаториой краски изме-
няется при постижении температуры перехода данной краски, .ука-
занной в Табл 24.11.
Термоиндикаторные краски содержат легковое
и токсичные органические растворители (спирт бут
толуол и др.) и непоторые токсиеные пигменты (с<
ннческие красители и т п.). в связи с чем При обращения с ними
следует соблюдать меры предосторожности хранить краску в гер-
метически закрытой таре, краску разводить в изолированном по-
мещении, освободившуюся тару немедленно уднлнть из помеще-
Термочувствительные карадааши представляют собой цилинд-
рические посконые палочки длиной 80 мм. диаметром 8 мм. пигмен-
тированные термочувствительными сосдиненииым Характеристики
некоторых из них приведены в табл. 24.12
Необходимость в ремонте ©бсадлой трубы возникает при обна-
ружении иедоброкачестненпо нпреэанных или новреждавных резьб
поп муфтой или на свободном конце трубы, а также пря искривле-
нии трубы. Дефекты резьбы иа свободной конце выявляются я
процессе входного контроля Дефекты в резьбе под муфтой выяв
ляются при обнаружении утечек в соедвииеия труба — муфта в
процессе гидроиспытаиий (см. г-ч 12). Для определения характера
нарушение муфта отвинчивается на муфтонаперточком станке,
резьбы трубы и муфты очищаются от смазки при помощи щегол
меи приспособления дая очистки резьбы н промываются кероси-
ном Затем резьбы осматриваются и подвергаются инструменталь-
ному понтролю гладкими и резьбовыми калибрами (см гл. 10)
Незначительные нарушении резьбы — задиры, забоины — зачища-
450
	Ражнв (эдии,			
	, -	»	S. шеов	И UJ...
'Ж |П> HI	1(1 Ifl 2 1Л1	!	O.I2 0*8 3,175	05 !и
чае необходимости труба передается на ремонт резьбы
Ремонт резьб. При незначительных дефектах резьба подверга-
ется ремонту. Если отремонтировать резьбу не предстакияется
возможным, то (.врезанный участок резьбы отрезается и нарезает-
ся воэзн резьба До нарезание труба подвергается дефектоскопии,
толщине,метрик и шаблонированию.
Резьбы нарезаются на резьбонарезном станке модели IH983
или трубонарезных стаилах-подуввтомагах 91Н25. 9IH53 стержне-
выми резиаыи или гребенками Чистовые и зачистные проходы
должны выполняться резцами или гребенками только заводского
изготовление. Установка резцол по Центру обрабатываемой детали
и перпендекулярно к оси нарезаемой резьбы нронзвод1ПсЯ при
помощи шгангенрейсмуса и шаблонов (см рис 24.7)
Режимы резания при обработке трубы размером 168X10 мм,
группы прочности Д с треугольным профилем резьбы приведены в
табл. 24.13.
Отремонтированная труба с навинченной муфтой подвергается
испытанию внутренним гидростатическим давлением в соответст-
вии с требованием ГОСТ 632—80. Испытание проводится на сне-
Мяальной установке У-700А Продолжительность испытания долж-
на быть пе менее 30 с. Труба, призианнзк годной после гидроислы-
тания. подвергается инструментальному поитролю, при этом по-
мимо контроля резьб проверяются: наружный диаметр трубы, ее
овальность, длина, прямолинейность Технология проверок приве
дена в гл 14.
Превка искривленных труб При неираввльиом хранении или
транспортировании отдельные обсадные трубы могут получить ис-
кривления, выходящие за допустимые пределы. ГОСТ разрешает
ме ковпсвых участках, равных 1/3 длины трубы, изогнутость на бо-
лее 13 мм на I м длины и общую изогнутость всей трубы (стрелу
ирогнбл), замеренную на середине трубы; не более 1/2000 длины
Трубы, нолучмешие изогнутость больше долустимой. могут быть
вы краплены методом холодной правки однократным изгибом по
технологии, принятой для правки бурильных труб Одиапо следует
иметь в виду, что правля обсадных труб большкн диаметров (бо-
451
лежащее I
-raja^abw* подготовки и веденка процесса по избежанве
смятия труб в процессе правки.
Ремвнт несосно-компрессорных труб
,Л,й?С®£ИО'КОМП,’еСсориь'е т₽Уп“ находится на балансе нефтега-
т₽Уб“я ^за осуществляет ремонт-
58кткческое обслуживание труб в соответствии с кааком-
объедхиением, вли на основании закаэа-
ного с объединением
е трубы—сравнительно дорогостоящей
е которого не по Прямому назначению ме
щако, так как большинство повреждений неслож-
современные методы контроля гарантируют над-
о труб после ремонта
nWHOTO использовании прочностных харак-
териствн новых и реставрированных труб рекомендуется а глубо-
Х'ги.пТ*""2’ сое1аЛ,ять "«•бинироввяйые колонны, применяя
реставрировевные трубы в нижней се чисти
ппн	78Кже ислользоваиие реставрированных труб
при производстве гинраынчесхих разрывов, кислотных обработ-
перфорациях и других работах, требую-
щих создании значительных внутренних давлений
Технология ремонта касосно компрессорных труб
Технологическая схема ремонта насосио-компресс.рных точб
приведена на рис 24.12. В процесса эксплуатации насосно-комл
Рес^°рные т₽уб“ подвергаются износу и ловрежденкам, основны-
ых видами потовых являются
остях труб
негерметичность резьбовых соединений;
раемыв резьбовых соединений.
корроэизнный-ианос труб.
отложение на внутр»”””» ™=<».»-~”-™.
минералов, смол н др.;
нстирпние штангами внутренней поверхности труб.
износ резьбы труб в результате многократных свинчвнаннй и
развинчиваний;
забоины и другие повреждении резьб;
в метины и риски на наружных поверхностях труб н муфт в ре-
зультате иеправкаьных приемов работ при спуско-подъемных опе-
раилях:
различиые повреждения, вызванные несоблюдением правил
транспортирования, скаадировинме и дранения труб.
повреждение муфт и труб виарийного порядка
Двойка труб. Трубы, поступившие в пах на профилактику и ре-
монт, подвергаются очистке и мойке на специальной установке
конструкции ВНППТнефти Труба, подлежа шея обработке, укла-
дывается на рольганг установки. В результате вркженки роликов
труба получает одновременно вращательное и поступательное дви-
жение- Проходя через моечную каыеру и узел зачистки установки,
труба подвергается мойке наружной поверхности водой, подогре-
той до температуры 90°С, и очистае ее металлическими щетками
Внутренней поверхность трубы отмывается горячей водой, подава-
емой вод давлением внутрь тру.бы Для повышения эффективности
отмыавн внутрь трубы, одновременно с подачей моющей жидко-
сти, периодически, порциями подается сжатый воздух
Чистка резьбы труб и муфт производится при помощи драспо-
собления Р.5| понструкиин ВНИИТнефти со сменными щетками
Приемка, визуальный контроль, сортировка по видая ремонта
Все трубы, бывшие в употребленвн. подвергаются визуально
му контролю с делью решения о напрвкиеини их в трубную ба-п
на ремонт. На ремонт и профпоактическое обслуживание не дол
жны направляться трубы свлющеннме. с глубокими вмятииаык
большой протяженности, трещина ии. промытостями и другими яв-
ными дефектами, а также трубы, забитые парафином, сохями, пес-
ком. искривленные в нескольких плоскостях или в виде спирали
Трубы, подлежащие ремонту и профилактике, должны быть очи-
щены от грязи. Трубы сдают по акту.
На блэе трубы подвергаются сортировке и повторному виэу-
каьному ионтролю Трубы сортируются и складируются по диамет-
рам и группам прочности стели. Отмытые и рассортированные тру-
бы осматриваются для определении вида и объема ремонта важ-
ной трубы по следующим признакам, сорвамеая, промытая влн
поврежденная резьба трубы, муфта сильно деформирована или
резьба муфты повреждена, аслривленнка трубе: изношена наруж-
ная поверхность труби или муфты; отдельные дефекты в виде
плен, закатов, рислк, виры воз и рр
Правка труб
Прамолииейность отремонтированных труб должна отвечать
требованиям ГОСТ 633—80 На ковцевых участках, равных одной
трети длмеы трубы, допускается изогнутость пе более I мм на 1 м
длины Изогнутость переделяется, исходя яз величины стрелы про
гиба, я вычисляется как частное от деленка стрелы прогиба в мые-
лныетрах на расстояние от места измерения до ближайшего конка
трубы в метрах.
Общая изогнутость трубы проверяется одновремпепо с внутрен-
ним диаметром при помощи цилиндрической оправки длиной
1250 мм, которая должна свободно пройти по всей длине трубы
Наружные диаметры оправоз приведены в табл 17 19.
Технология правки изогнутых иасоско-помпрессорных труб
идентична технологии правки бурильных груб.
Нарезание резьб на труби »
Резьба насосно-компрессорных труб не ремонтируется. В слу-
чае износа резьбы отрезается патрубок и нарезается новая резьба.
У труб, поступивших на ремонт, отвинчивается муфта вля провер-
ки резьб трубы и муфты Если муфта не поддается отвинчияанию
или при визуальном контроле вмеаляется непригодность резьбы
нв муфтовом вли свободном вовце трубы, то отрезается концевая
часть трубы с непригодной резьбой Длина отрезаемого патрубка,
олределяемпи длиной поврежденного зарезьбового учистка, обыч-
но находется в предала* 500—600 мм Отрезав патрубок, необхо-
димо проверить состоянва внутреннего канала трубы и толщину
стенки, которая пе должна выходить за маянма.чьные размеры
предусмотренные ГОСТ 633—80.
Патрубок отрезают на трубонарезных станках. Муфты с труб
и патрубков отвинчивают на муфтонаверточных станках Отвинчен-
ные муфты подвергаются мойке, визуальному контролю, инстру-
ментальному обмеру и дефектоскопической проверке с целью оп-
ределения возможности повторного их использовании
До нарезания резьб трубы подвергаются дефектоскопической
проверке. Резьбы на насоспо-компрессорных трубах нарезаются на
трубонарезных станках моделей 9М14 или 91Н15 опкониточными
резцами и гребенками или на полуавтоматических трубонарезных
станках моделей 9В143, 9У143, 9140 (вли их модификациях), осна-
щенных специальными трубонарезными патронами полуавтомати-
ческого действии
Технологна нарезания резьб сдно.чвточиымн резцами и гребен-
ками осуществляется гак же, как к при нарезании резьб на бур™1»'
них трубах Рекомендуемые режимы резанка при отрезке патруб-
кон, проточке под резьбу и нарезании резьбы твердосплаияыми
резцами для гладкой труби диаметром 73 мм. группы прочности
Д при работе на станках моделей 91Н15 н 9М14 приведены в
табл 24 14
При нарезании резьб трубонарезными патронами труба закреп-
ляется неподвижно, а патронам сообщается вращатахьное и носту-
патахьное динжение, соответствующее шагу резьбы Для получе
ння требуемой конусности резьбы резьбовые кнашки. установлен-
ные в кулачках патрона, одновременно и равномерно раздвигают-
ся. В новечвый момент нарезания киашки автоматичесал расхо-
дится и быстро выходят из зацеалеиии с резьбой
Переналадка патровов иа нужные размеры труб осуществля-
ется перестановкой сменных деталей, длашек, кулачков и упорных
Для нарезания резьб на стенках моделей 9В143, 9У143, 9140
или их модификациях применяются нитроны типов ТНЗК я ТНЗКл
ДЛЯ нерезаные правых и левых резьб на трубах размерами 42—
89 мм Патроны, оснащенные четырьмя нарезными влашками, ус-
танакииваюгся на станках модели 9140 мяк его модвфакациях.
Патроны типов ТН4К н ТН4Кл для нарезанвн правых и левых
резьб на трубах размерами 60—114 мм, оснащенных пятью нарез-
ными плашками, устанавливаются на станках моделей 9143,
9В143 пои их модификациях Патроны изготовляет ММ3 по за-
Трубонарезные патроны — полуавтоматического действии Во
времи работы патронам сообщается вращательное и поступатель-
ное движение, соответствующее шагу резьбы
Патрокы оснащены комплектом круглых резьбонарезных наа-
резанне и само нарезание конической резьбы за опии проход. По
окончании процесса влашки автоматически расходятся, патрон
раскрывается и отходят в исходное положение. На случай прекра-
щения коначи по время нарезания наи иных меновндок в патроне
предусмотрено раскрывание его от руки.
Профиль кольцевых витков даашен соответствует профилю на-
резаемой резьбы Плашки маркируются пономалектио. В комплек-
те каждая плашка имеет свой порядковый номер. Соседние по но-
меру кнашки смещены на авничииу Р/г, где Р— шаг нарезаемой
резьбы. 2—число влашек и комплекте
Резьба нарезается с обвльным охлаждением В качестве ок-
455
лаждающе-смазывающей жидкости рекомендуется применить
сульфофрезол Скорость резании трубонарезными Катронами зави
слт от многих факторов, группы прочности обрабатываемых труб,
материала влашек, шага резьбы и др. Обычно спорость резания
4—7 м/иии
Контролю заточки ннашек и установке их в кулачках патрона
следует уделять особое внимание При неправильной заточке вла-
шек, установке плашек из разных комплектов паи неправильно!)
их установке будет искажаться профиль резьбы, получатся шеро-
ховатость с надрывами поверхности резьбы, сорванные ниткн резь-
бы и другие дефекты.
На первой нарезанной трубе проверяются качестпо поверхно-
сти резьбы, катят по рабочему резьбовому калибру кольцу конус-
ность н овальность по гладкому калибру кольцу, длина резьбы ли-
нейкой и шаг резьбы шагомером
Навинчивание муфт на трубы. На отремонтированную трубу
навинчивается муфта, при этом муфты и трубы подбираются по
ивапчмее иатяга на трубу с натягом, по резьбе имеющим минусо-
воз отклоиепке от поминала, следует навннчнеать муфту с натя-
гом, имеющим плюсовое отклонение от поминала, и наоборот Пе-
ред сввнчииением резьбы трубы и муфты очищаются и на резьбу
трубы наносится сказка, обеспечивающая герметичность соедние
ния Применяется смазка Р-902 (ТУ 38-1-112—67) или Р-2МВП
(МРТУ 12Н-1ОЗ—64) Смазка наносится тонким слоем по всей ол-
ружности резьбы не менее чем иа 2/3 ее длины.
Подобранная муфта навинчивается на трубу вручную, а затем
довинчивается на муфтонаверточпом станке модели 08А15. При
навинчивании вручную оцинкованных или фосфвтироаавных муфт
с треугольной резьбой расстояние от торца муфты по конца сбега
резьбы должно составлнть:

При довинчивании муфт на стайке на эти трубы торец муфты
должен совпадать с концом сбега резьбы на трубе с допускаемым
отклоненнемзкодна нитка. Моменты свинчивания приведены в
табл 21 I
При свинчивании вручную оцинконакных вли фосфатироияииых
муфт ва гладкие высохогерметичные трубы расстояние от торца
муфты до конца сбега резьбы должно быть равпо-
Условный лнметр. ым	60 П 85 102	114
После сввнчвванвн трубы и муфты на станке полжпо быть обес-
печено сопряжение торца трубы н упорного уступа муфты но всему
периметру стыка упорных поверхностей.
450
Гидравлическое испытание труб. Отремонтированные трубы с
навинченными муфтами подвергаются шаблонированию, дефекто-
скопической проверке и гидравлическому испытанию иа специаль-
ной установке УН-700 конструкции ВНИИТнефти, ка которой мож
по испытывать трубы на давление до 70 МПа.
Испытательное давление (МПа) вычисляют в зависимости от
типоразмера и группы прочности стали трубы но формуле
p-HSR/D.
ne.S—номинальная толщина стенки трубы, мм, D—номинвль
ный наружный дламетр трубы, мм; R—допусков ное напряжение,
прииимаеное равным 0,8<ТхП)п, МПа.
Округленные расчетные авинчины испытательных гидравличе-
ские делений приведены в табл. 17.8 Если расчетное давление,
приведенное в табл 17 8, превышает 70 МПа, то испытательное
давление принимается равным 70 МПа
По согласованию изготовителя с потребителем для труб глад-
ких и с высаженными наружу концами исполнения Б с наавнчен-
нымв муфтами групп прочности Д и К ислытательное давление
ограничивается 20 МПа и для групп прочности Е и выше —
30 МПа
ОБОРУДОВАНИЕ ЦЕХОВ ТРУБНЫХ БАЗ
Оборуловинне иля мойки и очистки труб и соединительных деталей
После бурения каждой скважины бурильные трубы возвраща-
ются в трубную базу на профилактический осмотр и ремонт До
осмотра, сортировки и контроля трубы подвергаются мойке и
очистке Замковые детали, переводники и другие соединительные
детали до навинчивания на трубы очищаются от консервацноиной
сма«ки и загрязнений Внутренние и наружные поверхности НКТ
подвергаются очистке от ржавчины и окаливы под нанесенпе за-
щитных конрытий
Установил для очистки и мойки труб Р-20 Устпиовка предна-
значена для очистки и мойки наружной н внутренней поверхностей
бурвлькых и насосно-компрессорных труб, бывших в экевлуптации
Очистка производится вращающамасп метаалическимк щетками,
мойка — горачей водой Для интенсификации отмыхки внутренней
поверхности трубы внутрь ее периодически подается порция ежа
27
24.0X4.0X2,65
Разработчик—ВНИИТнсфть; изготовитель — ПО «Азернефте-
машремоит».
При необходимости мойки только наружных поверхностей труб
и при небольшом объеме производства могут быть иснользоалны
установки моделей II12 и 1100. Техническая характеристика уста-
новок приведена в тябл 25.1
Машина для койки бурильных замков. Машина лреднавначена
для мойки наружной и внутренней поверхностей бурвльных замком
к удаленка сказки. Мойка осуществляется горячей водой, нагретой
до температуры 9(FC и подаваемой под давлением 0,5—06 МПа.
О.5±0 I
4.4X3 4.-;>,1
Разработчик — ВНИИТнефть. изготовитель — ПО «Азернефте-
машремоит»	,	_ ,
Комплект механизированных приспособленчйдляочасткитруб
и резьб Приспособления предназначены для очистки замковых
резьб от засохшей корки глинистого раствора, ржавчины, загряз-
нений, а также для зачистки заусенцев, небольших забовн, зади-
ров и другвн мелких дефектов иа торкая и резьбах замковых дета-
лей Комвлект состоит из четырех самостоятельных приспособле-
ний, предназначенных для обработки бурильных труб с условными
диаыетрвми от 89 до 168 мм Р.51.01—дан очистки иипвельных
резьб, Р 51.02 —вля очистки муфтовых резьб металлическими
щетками; Р5103—для зачистки уплотнительных торцов чашеч-
ным нвлиидрическим абразивным кругом; Р 51.04 —для зачистки
резьбы чашечным ионическим абразивным кругом (табл 25 2)
Изготовитель— Впогоградский ремонтно-механический завод
Г.тавнефтемашремоита Миииефтепрома.
Приспособ «вне для очистки резьб, зачистки торцов и резьб.
Приовособлсние разработано на базе электрошлифовальной ма-
шины ИЗ8201. Машина выпускается заводом в комплекте элект-
родвигатель. гибкий вал. головка шлифовальная прямая, головка
•илкфовальнзн условна
Для условий трубных блз злектрошлифовальнка машина до
IS- Зн от	459
укомплектовывается головкой для очистки резьб и устройствами
для подвески машины и питающего кабеля.
Прямей шлифовальная головка предназначена для зачистки
дефектов на торцах дисковым шлифовальный кругом.
Угловая шлифовальная головка предназначена дли зачистки
дефектов на торцах и ка резьбах чашечными цвлиндрическэми н
коническими шлифовальными кругами Конструкаия угловой го-
ловки позволяет производить мокрое шлифование
Головка для очистки резьб, снабженная конической проволоч-
ной щеткой, иреднплеачена для очистки наружных и внутреннах
резьб, а также для очистка мест каеймення на трубах.

I • ICC!
2800
гл
3900
IV-
2»
2«00
1ST
2SC0
Разработчик—АзНИПИнефть.
Установка для пескоструйной очистки внутренней поверхности
труб. Установка предназначена для пескоструйной очистки внут-
ренней поверхности труб от ржавчины я окалины под нанесение
покрытий Очистил производится металлическим песком размером
0,7—1,2 мм иля сухим кварцевым песком размером 1—2 мм, кото-
рый в смеси с воздухом под давлением 0,4—0,6 МПа через сопло
выбрасывается на внутреннюю поверхнпсть трубы.
lO.OXO/'Xl.O
Разработчик—ВНИИТнефг ь, изготовитель— Волгоградский
ремоятно механический завод Главнефтемашремонта Миннефте-
прома.
Оборудование для заточки и доводки режущего инструмента
Станок точильно-шлифовальный двусторонний ЭБ634. Станон
предназначен для заточки резцов, сверл, слесарного инструмента.
диаметр
«0
15/30
До 100
Говтгкгы. мм
710/1425
1км2&5Х12Э0
430
Изготовитель — Мукачевскнй станкостроительный завод
Станок алногно-загочной для резцов 3622Д. Стахок предназна-
чен для алмазной заточки и доводки твердосплавных напайных
резцов всех типов.
150 ЭДО
2540 3560
560X600X1 «л
460
Изготовитель — Мукачевскнй станкостроительный завод им
С М. Кирова.
Станок для доводки твердосплавных резьбовых резцов 3822.
Станок предназначен для доводки резьбовых резцов, гребенок
и другого фасонного инструмента.
ЮХЮ. 16X25
2.54—635
250
ГО40ХИЛХ131В
Чукачевскнй станкостроительный завод
нм. С М. Кирова
Станок прсфчлеиыифовальный 395М Станок предназначен для
шлифования инструмента, имеющего сложный профиль

150X60
50
100
3560—4570
1800X1200X150
950
Изготовитель — Вкаьнюсскай завод шлифовальных станков.
Муфтоиааерточные стаихи
Ставки предназначены для машинного довинчивания муфт на
трубы с заданным вращающим ил ментом. Труба с предварительно
навинченной на нее вручную муфтой закрепляется в пневматиче-
ских тисках Муфта закрепляется в самозажимном патроне
Краткая техническая характеристика ыуфтонаверточных стан-
ков приведена в табл 25.3.
Трубонарезные панки
Станки предназначены для чистовой проточка и нарезании
резьб на концах нарезных труб нефтяного сортамента.
Краткая техническая характеристика трубонарезных станков
приведена в табл. 25.4
Оборудование для гидронспытання труб
Оборудование предназначено для испытания нарезных труб
нефтяного сортаыента внутренним гидростатическим давлением.
460
Установка для гидровспытания обсадных труб У-700А Уста-
новка предназначена для работы в закрытом помещении с темпе-
ратурой воздуха 5—54)°С Рабочий агент—пресная пода
Разработчик—ВНИИТнефть, изготовитель—Сызранский за-
поя «Нефтемашреыоит».
Установка для гидроиспытания насосно-компрессормях труб
УН-700 Установка предназначена для работы в закрытом помеще-
ТОЯ
80-||«
иоо-июоо
27-43
50
16.0X4.0X2.4
463
•sea XHiigXdi aodosff xnaoirav xnreino хнхнйяде a gXdx инкэтэн
sain Bi-ff HSbeaseatradu 0,-3)W nnviamdixai-s noaoiernt »txfy
•rKoiog<№ 'яяиыгееяХокагз 'ихнех
-urud 'аияэеянйххэкв игах ‘аняциЬмои ончиомоя 'anmseirou акяэ
-аьяйхяэев ‘анинэпте® 'анаоееоя пивйя иокСршоиэи нее® armgXdi
Иэь-вхэс XHHqeaiHBHffsoj н gXdi BHHAlnawadaii и енэггои fcirtf
ехнанота ojantniXdx «ионнввоЛих
-каявшей иэикэжосийи э HgXdi гяИчквйЛд внаэиннкошв ен эгид
HOHtfovox а вохяее икнеаньннави чип нэненевягайи tfxex^ ngHdi
aviMvmifig апваттнопт он eo^wvs ь'пнвэпгмпепн vyq qusiq

0S»X08SX0«
гчхэоехд!»
няЛодэ aaoanodu a g<dx хпичивйлд воняве caadx
-пн at г яаьенввигзйи кофвчто&мэге з цонмнвйэа цнннаапх.Йгнн
ч1'Э1ваа£1вн '891-иИИ youxanadtu ппннопЬ^Ядии чгзхпвзЛгон
ffoaas иия.1Э||ИНвхак-0111иояай иияивиэ
-«dog ‘«KoduBBjMiJiaHdoHuosip OIJU ffoaas иняэаьиивяанойьхаив
цияэниявд — чь-а1Иво1о.гец фанииИНЕЪ' — HHbiogedSBrf
ifirtuir цоаоиисв ЦОвВО 1
XgXdx bh Howisir цоаоямев вянваимшявн <монь<<1 ai-ff эннэидаэ^иэ
-iida 'UL’dieaadJBU озонаонимлгяи Хяюндо oi.'xabgAdi чгешивьтсо
ojodoiOM эинаьенезн 'виийждвнэопоа l-jeA ‘эшгед goHiadoaou вя
(яЛкиэтэагои airBiodiMai-s 'ocraxoaodjim коииоипнЛгни a g Qg off
яхээ a g 086 -U> эинэжи<1ивя иитавжлнои Мохамйофэнвйх '.вгахаа
-odjaff иинаьошяа хчиАи донэонэФаи :иинэвввс1иД фвшпиФиэив 1аон
яве иикваиьеяавн oooanodu a gAdi нипвэяиф Kirff эитвжКиэ 'пн
ижве энямлнхвяаэии :еояязе эяэйлпн adu вяиеЛмэ aoiiAvodu вз
0310 ВВП аояналвнввнпэйи 'oax-njodioX эойкоипвпвхнм :вояяее еа
jtJjBH вип чигхваааавн цнннонмяА/яи чонвйнехан и винввотШодо
эяагияоя ниттяХгвиэ хавьмпна смвоакхэд t-SHHit втмте хин
pigAdx анич1-н(Мд ви вочнев внивоиьннавн airtr экиввоПМодо
<ввхахфака<меФвз> оц—хиыодгйеад
«Й9<
0И.
11*01
iHSae ijHboqcj
0'08
tfos
1Я ’6ZI m
0»l 'HI
19OV
. “UW?1
лн-9«н

•нннжеаяэ ва
ШИЖШлэнн охончивйЛд енэяПои aaaanodu a gosodAg а (вивьэаэ)
g.Wx xKHBLHJXg иннахнизн химзавнпокдвп вин виаьвнвгк«4и г<1
Xiftcdy тояхйд a gffdx xfwwndflg твопзОио ъ-ур vriUxmidv
-чнонэЛтввэхфан» поа
-га цнзэнсФенэ—пгэхнвохохеи 'чхфантццд—яиьюдеФсвд
Технические данные кранов для внутрицеховых перемещении
сольные поворотные предназначены для подъема и
грузов в радиусе 4 м. Техническая характеристика
Рольганги и съемодкеадчики Рольганги предназначены для
транспортирования труб вдоль оси между деловым двором и дека-
ми, а также внутри цехов. Рольганг состоит из системы приводных
в неприводных роликов, чередующихся между собой Съемоуклад-
чики предназначены для перемещения труб со стеллаыпй на роль-
ганги н с рольгангов на стеллажи.


466
Ролик приводной 5975.15, имеющий двигатель с редуктором
МРА-П jj- , предназначен для перемещения труб диаметрами
60—219 мм.
Мощность. кВт	-	.	. . .	0,8	-
Габариты, ч».............................. 510X535X1240
Масса, кг . .	......	135
Разработчик—СКТБ Главнефтеыашремонта Миинефтелрома,
изготовитель — Отрадненский реноятно-механический завод Глал-
яефтемашремонта Миннефтепрома.
Ролик непригодной 5975-16 предназначен для перемещения
труб диаметрами 60—219 мм.
Габарита хи	, .	.	300X297X1200
Масса, кг ...	.	.	,	58
Разработчик—СКТБ Главнефтеыашремонта Миннефтенрома,
изготовитель—Отрадненский ремонтно-механический завод Глав-
нефтемашреыонта Миннефтенрома
Ролик 6777-2 применяется в качестве приводного и иепривод-
иого для перемещения труб диаметрами 60—508 мм
Габариты, мы .	......... 46SX2WX123S
Разработчик—СКТБ Гт

Привод ролыанга 6777-3 предназначен для группового привода
роликов 6777-2
Привод цепной от э/
1ячный редуктор.
300X330X380
Разработчик — СКТБ Главнефтеяашремонта Миинефтепрома,
изготовитель — Отрадненский ремонтно-механический завод Глав-
нефтемашремонта Минкефтепрома.
Техническая характеристика сгемоукладчнков приведена в
табл. 25.8.
Трубовозы. Трубовозы предназначены для перевозки груб и
плетей	-4
ЭлектромеханизироаанныА трубовоз АзИНМАШ-22М предна-
значен для перевозки в самостоятельной нагрузки груб и других
длинномерных изделий.
ПИЮ


ьысоге груза ...	.	. .	2380
СоОсгиинап »eiea трубоеоа. «г..................... '	.	937'’
Изготовитель —Бакинский мещиностроительяый завод нм
В. И. Ленина ВПО «Союзнефтеыеи»
Труооеоз элекгромеханишровшишй 2ТЭМ предназначен для
перевозни труб, турбобуров и других длинномерных грузов с ме-
ханизированными погрузкой и разгрузкой.
Ю
9000

Изготовитель — Бакинский ыашииостронтельный завод ин.
В И. Лепина ВПО «Союэпефтеыаш»
Плетевоз ПВ 204 предназначен для перевозки труб и плетей
12
12-38
<1420
Изготовитель —машиностроительный завод «Бакинский рабо-
чий» ВПО «Союзнефтемаш»
Сварочно-какаавочиое оборудование
Автомат для дугоооС влплавки под флюсом А-580М с источни-
ком литании преобразователем ПСО-ЗОО предназначен для наплав-
ки поверхностей деталей тел вращения ва постоянном токе.

Автомат Оля дуговой наплавки под флюсом А-874-Н. универ-
сальный с источником питании преобразователем ПСО-WOO, пред-
назначен для широкослойной наалввки одиночный електродом, го-
рячекатаной проволокой, для наплавки кольцевых изделий с им-
пульсным перемещением тележки на шаг наплавки и широкослой-
ной наииавки холоднокатаной, литой и морошковой лентами
Самоходный универсальный автомат АБС предназначен для
сварки и накаавки продельных и кольцевых металлических швов
Разработчик—Институт электросварка ны Е О Патона, из-
готовитель— Ленинградский центральный ремонтно-механвчесхнй
завод Левгориспопкома.
Манипулятор (вращатель) сварочный 5975.18 предназиичен
для вращения сиириваемых изделий при сварке и наалавке труб и
соедииктеньных деталей
Разработчик — СКТБ Глакаефтемашремонта Мяннефтепрома
73 I 73.0 I 7  59 0 f 14 S I 27.3 I 79.9 j 21 8
I	, 8 , 57 0 i 16.3 I 25.5 | 87.6 ! 24,0 .
89 1	89.0	I	7	I 75.0	I 18,0	I 44.2	1152.7	I	34 3	I
I	8	| 73.0	I 20.4	I 41.8	||68,6	|	37.9	|
>14 1114,3	I	9	I 96.3	i 29.8	I 72 8	1415.7	I	72.7	!
I	|	10	I 94.3	J 32.8	I 69.8	|449.7	I	78 8	I
127 (127.0 | 9 1109 О I 33.4 I 93 3 1384.1 I 92.0 '
|	10 107,0 I 36.8 I 89.9 1633.5 1 99,8 I
111,4 I — Г 13.81 13.0
|12,8 I — 115 |14.4
114.2 1 — 116.71 15.9
!l6.6 | — 118,91 18.2
126,2 I — 131.5] 29.8
|28.9 I - 134,01 32.4
“I “-1i1 a ?j s i s «I к ша si я я а я я
’ ”1-L^.SISIS^!iF^S“|s
""I’laSEKS’liSSBiSgs
seasaeese
"I ”•"! 11 й si ss i,s as mss я я я я s
“I ”'!! IM .Ж132 IlSSffl 1Я я я я s

ПРИЛОЖЕНИЕ 3
КРИТИЧЕСКИЕ ДАВЛЕНИЯ ОБСАДНЫХ ТРУБ ИСПОЛНЕНИЯ Б(10МП1)
	*1'1-	. 1»	 1’
			
	185	216	223	244	2М	270	278
5 7	221	264	281	эоо эзэ	344	354
	272	333	369	КП 460	463	479
114	7.4	343	431	471	БЗЗ 1 585	654	586
	420	545	«2	694	777	635	256
|О *'	534	6Я 770	ЭОО 1022	12|1	1315
	173	$01	211	225	236	343 2М
	225	269	287	W 331	354	354
177	у А	297	367	800	444	481	528 5W
Я S	404	515	800	652	726	831	633
10 7	460	640	711	633	936	1101	1189
	176	264	215	229	269	4А*>	9R7
	223	266	284	800	635	
140	7,7	264	228	343	383	411	
9.2	352	443	485	500	635	679	714
10.5	426	244	601	ЭОО 775	694	954
6.5	177	206	216	256	241	264	266
	206	343	257	277	292	ЗЮ 317
146	7.7	245	295	317	347	370	397	410
8.5	228	357	887	4.ч>	41.5	509	526
9,5	345	434	475	537 ЭОО	660	693
10.7	«10	523	578	664	741	640	904
7 3	167	193	296	216 | 228	237	242
3 9	296	297	319	343	373	
168	10.6	829	411	449	300	553	1,1 •	।
12.1	460	60S	561	643	716	818 ЭОО
5,9	90	99	102	106	109	112	11Я
	131	148	154	162	167	
	185	216	228	245	256	
Я 2	287	236	305	332	'.‘V,	
- 178	10.4	292	361	391	435	471	
11,5	343	635	470	532	694	
12.7	300	504	300	ЭОО 708	509	887
13,7	460	504	624	721	609	257	1003
15.0	497	641	712	829	296	ПОЗ 1192
7.6	35	152	158	166	172	17»	162
8,3	16.3	188	197	269	218	229	333
9,5	2|4	954	271	292 ЗЮ	228	635
	274	635	292	401 > 431	482	486
12.7	350	460	482	546 [ 800	673	747
15.1	447	674	635	736	825	256	1027
47В
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛ 3
								ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛ 3							
						Гр.г.л									
		д	К				л			И		Г		7	
37?	9.0 10.0 12Л	ЗБ 46 59 73	33 50 65 81		39		40 г.з Г,9			72 91		95		57 75 86	
аы	9.5 12Л №.7	33	35 54 76 153		79 161		37 S8 82 172			38 59 85 |81		39 61 191		40 62 89 196	
426	10.0 11.0 12.0	Ы	47		37 43 Bl		38 50 «3			39 51 65		40 52 67		40	
473	II.»	33	36		37		38			39		40		40	
635	II.1 12.7 16.1	«	80		30		31 45 87			32		4? 93		К	
С7РЛГИ яковл РЕЗЬБО!	КАЮЩИЕ НАГРУЗКИ (0,1 ВА - ШУМИЛОВА. ДЛЯ				ПРИЛОЖЕНИЕ 1 кН), РАССЧИТАННЫЕ ПО «ОРМУЛЕ ТРУБ ,с короткой треугольной										
		д		к		В					М		р		
114	5.2 8>	Sip?		S3 (64) (77) (93)		51 62 72 87 104			1 1	1 1 1	70 85		Iffi 122 147 176		96 116 m 196
127	($ 9.2	388ft		(58) (72) (881 (H2)		66 «0 99 126			117 14»		111 136 173		III 136 166 212		124 151 185 269
140	й iols	|S8(S7) 68(67) 77(76) 96(93) 111(1091		(75) (M) (99) (143)			К --		1 1 1 1	8 1	117 137 154 190 221		I6S IS3 3-54 273		159 186 21 • Л- 359
475															
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛ. 4
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛ 4
		Грщп|			 рМВОСШ			
	,Т££"Х				Л	м	Р	т
	6,5	171(1001	(221)	249	296	343	425	467
	9,5	1951100)	(.'.•.>		337		480	
99R		234(230)	(302)		404			
	12.4	265(260)	(343)		486			
	14.8	223(316)	(416)		556			
	8.5	182(170) 2qe(254)	1236)	284	314	зы	446	436
			(256)	887	Я1X1		Г, 111	567 67!
324		245(343)	(318)	235				
	12,4	292(277) 322(316)	(284) (416)	436	467 556			
	< а	186(133)	(249)	37Я	321	371	456	567
	9,5	236(216)	(305)		3‘|			
		252(243)	(326)		436			
		287(261)	(.<01					
	13.1	3(0(366)	(4,11					
	14 0	344(228)	<4 il)				819	
		370(2661	(473)	530			908	
	 1 л	174(170)	(224)	253	466	347	495	47.9
	10 0	109(196)	(256)	296				
|		225(221)	( 1)	327		436		614
	2 'Г1	261(246Д	(324)	364	432	501		694
		1821170)	(ЗИЛ)	W5	31S	204	447	467
	|О 0	гида»)	(271)		М7	419	514	
			(300)		к»	473	300	
	(2.0	253(258)	(600)	292	455	628	645	718
	,, 6	257(262)	(332)	б?ч	443	513	635	700
		306(302)	•.1		,, и	615	754	839
	12,6	355(340)	'«I		613	789	671	266
	16,7	480(41(4)	(624)	702	534	285	1185	1317
	10.0	227(296)	(204)	359	302	454	507	300
476		256(252,	(331)	372			829	660
	12 0	228(260}	(369)	416		520		779
		342(335)	(449)	497	рлп	631	489	539
	11.1	359(352)	(463)	521	519	716	379	
	12.7	417(410)	(532)	300	721	834	1024	1136
		641(532)	(789)	287	265	1652		
ПРИЛОЖЕНИЕ В
ДОПУСТИМЫЕ РАСТЯГИВАЮЩИЕ НАГРУЗКИ ДЛЯ ОБСАДНЫХ ТРУБ
ОГТМ Н ОТТГ С НОРМАЛЬНЫМ ДИАМЕТРОМ МУФТ ИСПОЛНЕНИЯ 6
(С
УЧЕТОМ ЗАПАСА ПРОЧНОСТИ ДЛЯ РЕЗЬБОВОГО СОЕДИНЕНИЯ 1.8)
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛ.В
ПРИЛОЖЕНИЕ Л 6
ДОПУСТИМЫЕ РАСТЯГИВАЮЩИЕ НАГРУЗКИ ДЛЯ ОБСАДНЫХ Т₽У6
ТБО ИСПОЛНЕНИЯ Б (С УЧЕТОМ ЗАПАСА ПРОЧНОСТИ ДЛЯ РЕЗЬБО-
БОСО СОЕДИНЕНИЯ 1Д>									
									
		Д	К	е	Л	м	Р	т	
427	9.2	91	98	оо	100		ш	158	
140	9Я, 10,5	102	110	III	|22	1.18	160	177	
168	6.9; 10.6. 12.1	>25	134	135	149	169	198	216	
	12.7	134	!м	145	160	182	211	233	
	10,9; 12.7	IBS’	289	201	221	252	302	322	
** Д'>"ур									
								479	
I-»—									
ПРИЛОЖЕНИЕ Z
ГЕОМЕТРИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ИАСПСНО-КОМЛРЕСОРНЫХ
8 «	1		ж.л. си1			ij IE	i	Mice* 1		ЖОЛОЧКИ, ЖГ	
		1	i	II sse				1	it I,		
33	3.5	3.29	5,47	8,76	3.72	2.23	76561		2,66		
42	3.5	4.25	9,73	13,98	8.03	3.81	16531		3,46	—	—
4S	4.0	5.56	12.75	18,3	13,76	5.70	28320	4,45	4,54	—	—
60	50	8.68	19.76	28,54	33.46	11.10	688W	7.01	7,12	7,07	7.07
73			30.1В	41,8'.	66.83						
73		14,51	27.33	41.83-	79.88	21.88	164391	11.70	11.87	11.73	11,71
89	6.5	16.70	45.34	62.08	142.77	32.12	293824	13.68	13.93	13 63	13,75
89	8.0	20,21	41.83	62.04	167,12	37.60	343930		16.69	16 46	—
102	6,5	19,41	61.62	81 .ft	220 45	43 40	453»	15.80	16.05	15.74	15.88
114	7.0	23,58	78.97	102.56j340.86			71-IW	19.13	19.49	19.09	19,42
ПРИЛОЖЕНИЕ в
РАСТЯГИВАЮЩИЕ ОСЕВЫЕ НАГРУЗКИ ДЛЯ ИАСОСНО-КОМПРЕССОР-
ИЫХ ТРУБ ПО ГОСТ 433-84
a !i	if	«ОШ.					C.X-n! ыл.адвдак .lp,j>a ap, BO. Tcpo>	> г<Ла тивм ЖООАППТ жрчхедч	жН				
		Д	К						„ 1 Л |		
33	3.5	—		—		-	122	161	181	215	238
42	3.5	—	—	—	—	—	150	208	234	278	308
48	4.0	113	150	166	197	219	207	273	306	364	403
60	5.0	187	208	291	345	102	823	423	478	536	628
73	6 5	278	306	411	487	541	464	571	642	783	540
73		370	487	547	646	719	540	711	799	960	1050
89	6.5	415	646	613	725	807	622	НТВ	920	1093	1209
89	8.0	—	—	—	—	—	753	WJ	1113	1823	1693
102	6.5	441	581	652	77Г	658	723	951	1069	I27t	14SS
114	7.0	646	718	306	960	1060	878	1156	1299	1S44	1707
ПРИЛОЖЕНИЕ 9
ВНУТРЕННЕЕ И НАРУЖНОЕ ДАВЛЕНИЕ, ПРИ КОТОРЫХ НАПРЯЖЕНИЙ
В ТЕЛЕ ТРУБ ПО ГОСТ ВЭ.З-8Ф ДОСТИГАЮТ ПРЕДЕЛА ТЕКУЧЕСТИ
К '				группа пречмеп								
Й			Л	К	в 1 л		Б м 1 д 1 к 1			Е	л	И
	3.5		>5.3	69.9	100 9	I-' .	132.7	51,2	66.4	72,6	84.8	96 7
	3.5		'.1	71.1	, f		Ki, 1	39.4	50.7	''л	63.8	7'? 0
	4 0		М		’ >.»	W.	101 <			.1		75.1
1	50			7> ,	 •.1	'.	!(-..<	39 0	50 1			71 2
	5.5		- |	е<>	7 .'.Г	1-.	96.4	36.4	«!,.:	sols		Лп.9
	7.0			у. ;	9.'.3	II!	121/	51.0	66.1			95 7
	. е.з			82.7	им		!>'.<	.. г		t-.'.l	58Д	‘ 1 *
	1 во			77.1	86,<	И-.	114 <•		<- ।	68 9	80.1	91 6
	6.5 I’-		1..'		и (		81.1			<.' Г	45.9	50 8
।				52.5	58,9	70.	77.6	28.9	36.2	38.9		
ПРИЛОЖЕНИЕ 10
РАСТЯГИВАЮЩИЕ ОСЕВЫЕ НАГРУЗКИ (кН), ПРИ КОТОРЫХ
НАПРЯЖЕНИЕ В СОЕДИНЕНИИ ТРУБ НКМ ДОСТИГАЕТ ПРЕДЕЛА
ТЕКУЧЕСТИ (ПО ДАННЫМ ВНИИБТ1)
		Группа а|рочж>ста				
•кпр. к»	».к	д	К	В	л	м
60	5.0	264	348	491		514
	53	362	477	536		704
	м>	468	616	693		910
	6,5	53»	709	797		1047
	6ft	669	881	990		
102	6.5	В23	819	921		1210
114	7Д	765	1007	1132	1348	I46S
ПРИЛОЖЕНИЕ II
ХАРАКТЕРИСТИКА БУРИЛЬНЫХ ТРУБ II И III КЛАССОВ
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛ II
168 |
Трубы III класса
60	| 55,4 1 54,0	4.56 5,85	7.38 8.9	28 34	37 45	40 50	48 $8	67
73	: 68,1	4 55	9.1	35	45	50	6»	69
	60.7	6.85	11.3	).:	57			
	6S 22	7.11	12.9		4»	71	84	97
69	61,1	4,55	|г я	4.4	59	84	77	89
	82.7	> Н.Ч	14.1	-44	70	78	97	Н-
	81.22		16.7	64		92	1ПЯ	125
102	96.7	4 RR	12.9	49	65	7|	84	97
	960			67		84	1СЮ	
	95,3		|о 4				1Л7	fa
	94.6			70	Я2	101	178	138
114	109.4	2-ss	14 £	59	77	85	100	115
	108 7	6.2		84	83			
	108 0	6.85	18.2	0,1	91	100		
	юг.;,.	6.S	20,4	78	162	112		
	106.52		22.8	87	114	125	из	170

!.>.,<
131,92
62.0
161.3
ПРОДОЛЖЕНИЕ ПРИЛ II
ПРИЛОЖЕНИЕ I?
ТРУБ ИЗ СПЛАВА Д16Т
ПРИЛОЖЕНИЕ 13
СЛИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
компрессорных труб (РД 39-1-456—80) Куйбышев. ВННЙТнефть, I981
ВННКТнефть. 197ч
жш^куМышев? ВНИйКф», IW?*'
«фю. ЕЦ111|Газ 1977	_
жин. (РД ^«1^)аКуйЯы1а°вЛвШ1ТТжфк^ЛзН>1ПИн«фт1ГЙ'|вЫ" Ch°a
7 Tfncrf, ацил по р. ictv киюнн шла компрессорных труб (РД 39-1-308—
79) КуМыи.. ВНИИ, -фть, ЧэНППИкефхь, 1980.
8. Внсуррачив по подготовке к эксплуатации бурильных труб с сысамалапи
коннаян и кпннчегнямп стаСклиэнруюшнмн поясками и замков к икс (РД 39
286—79) М, ВН1111БТ 1980.
(РД 39-2.162—791- К'пбкк-н,. ВНИИТвефть. 1930.
ВНПИТнеФть. 1981
буркльныктр'б 1РД 39-2-196—79) Куйбышев ВНИИТнеФть 1930.
М., Недра, 1974

ОГЛАВЛЕНИЕ
г zSs8853S35	5§5£sS §5§bs gas:

3 S И