Как известно, обсадная колонна является «одеждой скважины», и от её технического состояния зависит бесперебойность процесса бурения, количество и качество добываемого сырья. Аварии с обсадными колоннами неизбежно приводят к остановке работ на скважине и к дорогостоящим ремонтным работам.

Обсадные колонны выполняют следующие функции:

- сохраняют ствол скважины в неустойчивых или трещиноватых породах, т.е. предохраняют стенки скважины от обрушений;

- изолируют проницаемые пласты с различными видами флюидов и давлениями;

- предотвращают загрязнение поверхностных пресноводных источников;

- обеспечивают подачу на поверхность углеводородных флюидов через насосно-компрессорные трубы;

- сохраняют диаметр ствола скважины и её глубину, обеспечивая проход до забоя аппаратуры для исследования скважины и добычи нефти;

- обеспечивают герметичное соединение устья скважины с аппаратурой и механизмами, находящимися на поверхности, а также герметизацию скважины при авариях, ремонтах или простоях.

Надёжное крепление скважины зависит, в первую очередь, от того, насколько правильно спроектирован и проведен весь процесс крепления. В данной части содержится необходимая для этого информация.

5.1 Виды обсадных колонн и их назначение

При строительстве скважины применяют различные обсадные колонны.

Направление - служит для предохранения от размыва верхних рыхлых пород, на которых находятся основания всех блоков буровой. В качестве направления используется труба большого диаметра, которая либо вбивается в землю, либо устанавливается в шурфе с последующей забутовкой и цементированием. При необходимости увеличения глубины трубы направления свариваются. В сложных геологических условиях, когда верхний пласт рыхлых пород имеет значительную мощность, а также для изоляции водоносных зон на малой глубине, при бурении с морских платформ и при прочих сложных условиях может быть установлено второе направление. Иногда оно оборудуется превентором.

Кондуктор - это колонна, которая служит для укрепления стенок скважины на небольших (100...300 м) глубинах с целью изоляции водоносных горизонтов, нефтесодержащих коллекторов, не имеющих промышленной ценности, зон поглощения и т.д. Башмак кондуктора желательно устанавливать в твёрдых, устойчивых породах, чтобы предохранить низ колонны от размыва. Кондуктор оборудуется превентором.

Промежуточная (техническая) колонна устанавливается при наличии таких геологических условий, в которых нормальное бурение невозможно или нерентабельно. К ним относятся зоны интенсивного поглощения, аномально высокого давления (АВПД), пород, склонных к обвалам и другим явлениям, препятствующим бурению или вскрытию продуктивного пласта. Промежуточных колон может быть несколько. Применяют следующие виды промежуточных колонн: - сплошная колонна, перекрывающая весь ствол скважины;

- хвостовик - колонна, перекрывающая только зону осложнения и нижнюю часть предыдущей колонны; эта колонна не доходит до устья, за счёт чего образуется существенная экономия металла;

- потайная колонна перекрывает только интервал осложнения и не имеет связи с предыдущими колоннами.

Эксплуатационная колонна является последней. Она служит для изоляции продуктивных горизонтов друг от друга и спуска в скважину приборов для проведения исследований и оборудования для добычи.

5.2 Понятие о конструкции скважины

Конструкция скважины - это совокупность спускаемых в неё колонн, их количество, длины и диаметры, а также глубины зон цементирования.

Конструкция скважины обозначается схематично. Каждая обсадная колонна - вертикальной линией сверху которой указывается диаметр долота, а снизу - диаметр самой колонны. Кроме того, внизу указывается глубина спуска колонны, а штриховкой - зона цементирования, рядом с верхним концом которой - высота подъёма цемента..

5.3 Условия работы обсадных колонн. Виды нагрузок и требования к обсадным трубам

С момента навинчивания и спуска первой трубы и до окончания эксплуатации скважины обсадная колонна подвергается действию различных сил и прочность труб должна быть достаточной для сохранения её целостности и работоспособности. Рассмотрим эти силы.

Наружное давление Р_н. При спуске колонны с обратным клапаном, её внутренняя полость оказывается пустой, что вызывает появление давления жидкости, находящейся между наружной поверхностью обсадных труб и стенками скважины, которое может привести к смятию колонны. Для предотвращения этого явления внутрь обсадной колонны периодически доливают буровой раствор. В дальнейшем, при цементировании, в кольцевое пространство выдавливается цементный (тампонажный) раствор, удельный вес которого значительно превышает удельный вес жидкости, заполняющей скважину. Внутри же обсадные трубы заполнены продавочной жидкостью, обычно тем же буровым раствором. Разность их удельных весов также является источником наружного давления. Наружное давление имеет место и во время других технологических операций: при испытании колонны понижением уровня, во время эксплуатации скважины, когда она полностью или частично заполнена нефтью или газом. Следует учитывать и нагрузку, вызванную действием горного давления, которое проявляется в зоне неустойчивых пород, склонных к обвалам и оползням.

Таким образом, наружное давление появляется тогда, когда давление столба жидкости внутри колонны меньше, чем снаружи.

Внутреннее давление Р_в. Этот вид нагрузок также имеет место. В частности, следует назвать такие технологические процедуры, как опрессовка колонны внутренним давлением, освоение скважины при закрытом устье, интенсификация добычи нефти с применением гидроразрыва, работа скважины в режиме нагнетания и законтурного заводнения - все они сопровождаются появлением давления внутри колонны, превышающего давление извне.

Во всех этих случаях имеет значение не величина давления Р_в или Р_н , а их разность - избыточное давление Р_ви или Р_ни. Причём Р_ви стремится разорвать трубу, Р_ни - сплющить её. Прочность колонны рассчитывается таким образом, чтобы не допустить разрушения от действия этих сил

Усилия от собственного веса. Эти силы вызваны действием веса труб на вышележащие секции. Они действуют в осевом направлении и стремятся разрушить как тело трубы, так и резьбовые соединения. В последнем случае их называют страгивающими. При расчёте осевых усилий обсадных колонн не учитывается архимедова сила, так как во время работы как трубы, так и скважина могут оказаться пустыми.

Требования к конструкции обсадных труб

Перечисленные нагрузки, геологические и технологические условия позволяют сформулировать технические требования к обсадным трубам. Они определяют внешние и внутренние размеры труб:

- внешний диаметр обсадной колонны ограничен стенками скважины. Для безаварийного её спуска правилами Госгортехнадзора установлен размер минимального зазора между муфтой обсадной колонны и стенками скважины. Эти величины носят рекомендательный характер и при наличии серьёзного обоснования могут быть скорректированы;

- внутренний диаметр обсадных труб остаётся неизменным; он может изменяться только на миллиметры и обусловлен применением труб с различной толщиной стенки. Это вызвано необходимостью спуска в обсадные колонны различного оборудования (геофизических приборов в разведочные скважины, насосов для добычи нефти - в эксплуатационные колонны, долот, забойных двигателей и УБТ - в технические колонны) и не допускает внутренней высадки. Исключение составляет спуск колонн разного диаметра, причём больший диаметр находится выше;

- резьбовое соединение является слабым местом в колонне. Обычно не удаётся достичь равнопрочности резьбового соединения с телом трубы. Отчасти это компенсируется применением более прочных трапецеидальных резьб;

- герметичность резьбовых соединений обеспечивается использованием специальных смазок, но в ответственных случаях применяются и дополнительные конструктивные меры. Например, высокогерметичные обсадные трубы ОТТГ имеют на конце коническое уплотнение, разработаны конструкции соединений, включающие применение уплотнительных колец из металла и пластмассы;

– термостойкость и коррозийная стойкость - требование, вызванное необходимостью обеспечения срока службы колонн в различных средах.

5.4 Материал обсадных труб

Разнообразие физико-химических условий, в которых работают обсадные трубы, требует применения материалов с определёнными свойствами. Основными из них являются прочность, термостойкость и коррозийная стойкость.

Все обсадные трубы, выпускаемых по ГОСТ 632, ГОСТ Р 53366-2009 (ИСО 11960:2004), АР1 Эрес 5СТ и техническим условиям (ТУ), действующим на ОАО «ТМК» могут быть использованы для крепления нефтяных и газовых скважин.

Механические свойства обсадных труб, изготовленных по ГОСТ 632, приведены в таблице 2.

Таблица 2. Механические свойства обсадных труб, изготовленных по ГОСТ 632

Группа прочности	Предел текучести аТ	Предел прочности а	Относительное удлинение 65, °/о не менее
	не менее	не более
Д	379	552	655	14,3
К	490	-	687	12,0
Е	552	758	689	13,0
Л	655	862	758	12,3
М	758	965	862	10,8
Р	930	1137	1000	9,5

Механические свойства обсадных труб, изготовленных по ГОСТ Р 53366-2009 и АР1 Эрес 5СТ, приведены в таблице 3.

Таблица 3. Механические свойства обсадных труб, изготовленных по ГОСТ Р 53366-2009 и АР 1 S рес 5СТ

Класс	Группа прочности	Тип	Полное удлинение под нагрузкой, °/о	Предел текучести Rt , МПа	Предел прочмости Rm М ПА, мин.	Максимальная твердость а	Заданная толщина стенки t, мм	Допустимый разброс твердость Н RC
				мин.	маке.		НС	HBW
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	Н40	-	0,5	276	552	414	-	-	-	-
	J55	-	0,5	379	552	517	-	-	-	-
	К55	-	0,5	379	552	655	-	-	-	-
	К72*	-	0,5	491	-	687	-	-	-	-
	N80	1	0,5	552	758	689				-
	N80	Q	0,5	552	758	689	-	-	-	-
2	М65	-	0,5	448	586	586	22	235	-	-
	Х80	1	0,5	552	655	655	23	241
	Х80	9Сг	0,5	552	655	655	23	241	-	-
	Х80	1ЗСг	0,5	552	655	655	23	241	-	-
									до 12,70вкл.	3,0
	С90	1 и 2	0,5	621	724	689	25,4	255	от 12,71 до	4,0
									19,05
									от 19,05 до	5,0
									25,40
									25,40 и свыше	6,0
	*С95	-	0,5	655	862	758	-	-	-	-
	С95	-	0,5	655	758	724	-	-	-	-
									до 12,70вкл.	3,0
	Т95	1 и 2	0,5	655	758	724	25,4	255	от 12,71 до
									19,05	4,0
									от 19,05 до
									25,40	5,0
									25,40 и свыше	6,0
3	Р110	-	0,6	758	965	862	-	-	-	-
4									до 12,70вкл.	3,0
	0125	1-4	0,65	862	1034	931	ь	-
									от 12,71 до	4,0
									19,05
									19,05 и свыше	5,0
									до 12,70вкл.	3,0
	0135*	-	0,65	930	1137	1000	ь	-
									от 12,71 до	4,0
									19,05
									19,05 и свыше	5,0

а- В спорных случаях в качестве арбитражного метода должен быть применим метод лабораторного измерения твердости по шкале С Роквелла.

b- Предел твердости не установлен, но максимальный разброс ограничен как элемент контроля технологического процесса.

* - только по ГОСТ Р 53366-2009

Коррозионная стойкость материала труб должна обеспечить их безаварийную работу в течение всей жизни скважины. Для большинства месторождений обычно достаточна коррозионная стойкость обычных сталей. Цементный стакан изолирует поверхность трубы от контакта с пластовой жидкостью, и это способствует сохранению труб. Определённую роль играет и покраска внешней поверхности труб. Однако для некоторых месторождений, содержащих в большом количестве сероводород или углекислый газ, приходится применять специальные коррозионно-стойкие трубы, изготовленные из сталей соответствующего качества.

Термостойкость материала труб - это свойство сохранять прочность (_в и _т) при повышенных температурах. Известно, что с увеличением глубины температура в скважине повышается в зависимости от геотермического градиента данной местности. Поэтому при расчёте колонн для глубоких и сверхглубоких скважин необходимо учитывать их рабочую температуру. Особое значение термостойкость материала имеет для скважин, предназначенных для добычи горячей воды. Такие скважины бурятся, в частности, на Камчатке. Для них применяют специальные термостойкие трубы и существуют особые методы расчёта.

5.5 Резьбовые соединения обсадных труб

Обсадные трубы соединяются между собой резьбовыми соединениями, которые являются их основным конструктивным элементом. После изготовления трубы заданного размера на обоих её концах нарезают резьбу. Резьбовые соединения включают ниппельную часть и муфту. На один конец навинчивают муфту с регламентированным моментом. Муфты могут быть нормальными и специальными уменьшенного диаметра. Их изготавливают из сталей той же группы прочности, что и трубы. Соединения выполняют с короткой треугольной резьбой, с удлинённой треугольной резьбой (У), с трапецеидальной резьбой ОТТМ, ОТТГ, ТБО и ОГ1м. Треугольная резьба имеет профиль, изображённый на рис. 3.2, профиль трапецеидальной резьбы показан на рис. 3.3.

Рис. 6.2. Профиль треугольной резьбы по ГОСТ 632-80:

1 - линия, параллельная оси резьбы; 2 - линия среднего диаметра резьбы; 3 - ось резьбы

Резьба обсадных труб конусная, с закруглёнными вершинами. Размеры профиля одинаковы и не зависят от диаметра. При свинчивании вручную между последней ниткой резьбы и торцом муфты остаётся некоторое расстояние - натяг, величина которого должна составлять 9,5-11 мм. После докрепления резьбы торец муфты должен совпадать с последней ниткой резьбы (допуск 3,5 мм). Крепление муфты производят на муфтонавёрточных станках.

Рис. 6.3. Профиль трапецеидальной резьбы по ГОСТ 632-80:

1 - ось резьбы муфты ОТТМ, ОТТГ и раструбного конца трубы ТБО; 2 - линия, параллельная оси резьбы муфты оттм, ОТТГ и раструбного конца трубы ТБО; 3 - ось резьбы трубы ОТТМ, ОТТГ и ниппельного конца трубы ТБО; 4 - линия, параллельная оси резьбы трубы ОТТМ, ОТТГ и ниппельного конца трубы ТБО

5.6 Конструкция обсадных труб

Трубы, выпускаемые в нашей стране по ГОСТ 632-80, различаются по размерам, материалу, конструкции резьб и точности изготовления: исполнения А (повышенной точности) и исполнения Б. Представим разновидности конструкций труб в виде структурной схемы.

5.6.1 Трубы с треугольной резьбой

Конструктивно обсадная труба представляет собой металлический цилиндр, на оба конца которого нарезана резьба, в данном случае треугольная (ее профиль изображён на рис. 6.2). На один из концов трубы навинчивается муфта. Подробно конструкция и основные размеры соединения труб с треугольной резьбой представлены на рис. 6.5. Следует обратить внимание на то, что резьба нарезается на конусную часть конца трубы до выхода резца, т.е. последние нитки не имеют полного профиля. Расстояние от начала первой нитки до первого витка полного профиля называется «сбег резьбы». На расстоянии 15,875 мм от начала сбега резьбы проходит основная плоскость.

Рис. 6.5. Размеры соединения с треугольной резьбой: 1 - конец сбега резьбы; 2 - витки со срезанными вершинами; 3 - основная лоскость; 4 - линия среднего диаметра; 5 - сбег резьбы (10 max); I - муфта; II - труба; D - диаметр трубы; d₁ - диаметр резьбы на конце трубы; d₂ - внутренний диаметр резьбы на конце трубы; d_ср - средний диаметр резьбы в основной плоскости; L - длина резьбы; l - длина резьбы с полным профилем; b - расстояние от торца трубы до конца резьбы муфты после затяжки A - натяг

Резьба нарезается на обоих концах трубы. На один из них в заводских условиях навинчивается муфта с регламентированным моментом. Второй конец является ниппельным.

Обсадные трубы обычно выпускаются с навинченными на заводе муфтами. Однако муфты могут поставляться и отдельно. Это необходимо для ремонта или при изготовлении различных элементов колонн.

При свинчивании вручную оцинкованных или фосфатированных муфт с трубами натяг должен быть равен А3,2 мм. Допускается подбор муфт и концов труб по натягу. После свинчивания на станке торец муфты должен совпадать с концом сбега резьбы. Предельные отклонения составляют 3,2 мм.

Трубы с короткой и удлинённой резьбой имеют аналогичную конструкцию и различаются размерами соединения. В частности, трубы с короткой резьбой имеют условный диаметр 114-508 мм, а с удлинённой - 114-245 мм. Полностью размеры труб приводятся в ГОСТ 632-80 и в справочнике [12]. Там же даны допуски и другие данные на трубы.

5.6.2 Трубы с трапецеидальной резьбой

Трапецеидальные резьбы обладают большей прочностью на растяжение и поэтому применяются для компоновки тяжёлых колонн. Сравнительная прочность резьбовых соединений иллюстрируется табл. 3.2, где приводятся максимальные растягивающие нагрузки для различных соединений.

Таблица 3.2 Сравнительная прочность соединений обсадных труб на растяжение, кН

Тип соединения	Материал	Исполнение
	Д	Е	Л
Короткая треугольная резьба	1010 990	1471	1745	А, Б Б
Удлинённая треугольная резьба	1068 1049	1549	1833	А, Б Б
Трапецеидальная, для труб ОТТМ, ОТТГ	1304 1235	1461 1422	1608 1559	А (n=1,75) Б (n=1,80)
То же, для спец. муфт (уменьшенного диаметра)	1314 1255	1432 1392	1579 1529	А (n=1,75) Б (n=1,80)
Трапецеидальная, для труб ТБО	1333 1255	1402 1363	1539 1490	А (n=1,75) Б (n=1,80)

Для труб с толщиной стенки 9,2 мм; n=1,25; n=1,30.

Рис. 6.6. Трапецеидальное соединение: 1 - конец сбега резьбы; 2 - нитки со срезанными вершинами; 3 - основная плоскость; 4 - сбег резьбы (10 max); а - ниппельный конец трубы; б - половина муфты с резьбой

Для примера выбрана труба диаметром 178 мм с толщиной стенки 8,1 мм (сталь группы прочности Д).

Устройство трапецеидального соединения показано на рис. 6.6. Размеры, обозначенные буквами, даны в ГОСТ 632-80. Так же, как и у труб с треугольной резьбой, при свинчивании вручную остаётся недовинченная часть - натяг, который для трапецеидальных резьб должен быть равен 143 мм. После свинчивания на станке торец муфты должен совпадать с концом сбега резьбы на трубе или не доходить до него не более чем на 5 мм (рис. 6.7).

5.6.3 Трубы с высокогерметичным соединением ОТТГ

Герметичность соединения этих труб достигается за счёт конического уплотнительного пояска и, соответственно, уплотнительной конической расточки муфт (рис. 3.7). Размеры, обозначенные буквами, даны в ГОСТ 632-80. Таким образом, в собранном соединении, свинченном на станке, торец трубы упирается в торец муфты, а при свинчивании вручную остаётся натяг, равный 102 мм (см. рис. 3.7). Для исполнения Б допускается зазор между свинченными на станке торцами не более 1 мм.

Рис. 6.7. Высокогерметичное соединение ОТТГ: 1 - конец сбега резьбы; 2 - нитки со срезанными вершинами; 3 - основная плоскость; 4 - сбег резьбы (10 max); 5 - длина резьбы с полным профилем; 6 - основная плоскость на муфте; 7 - сбег резьбы; а - ниппельный конец; б - муфта

5.6.4 Трубы безмуфтовые ТБО

Трубы ТБО имеют конструкцию, изображенную на рис. 6.9. Профиль резьбы и параметры соединения соответствуют соединениям труб ОТТГ.

Рис. 6.8. Соединение ОТТГ в сборе:

1 - конец сбега резьбы; 2 - соединение, свинченное вручную; 3 - соединение, свинченное на станке; 4 - уплотнительный конус

Рис. 6.9. Конструкция трубы ТБО:

D - диаметр трубы; D_в - диаметр муфты; d - внутренний диаметр трубы; l_в - длина муфты; S - толщина стенки

5.6.5 Трубы обсадные гладкие безмуфтовые ОГ1М

Эти трубы выполнены в габаритах внешнего диаметра трубы. Их выпуск не предусмотрен ГОСТ 632-80; они изготавливаются по специальным ТУ. В соединении труб использована трапецеидальная резьба, отличная от стандартной. Конструкция этого соединения представлена на рис. 6.10. Естественно, что прочность соединений труб ОГ1м существенно меньше, чем у стандартных, и составляет при действии растягивающих нагрузок 50-53% прочности по телу трубы. Трубы применяются в хвостовиках и потайных колоннах.

Рис. 6.10. Конструкция соединения трубы ОГ1м.

5.6.6 Трубы обсадные толстостенные

Эти трубы выпускают по ТУ 14-3-321-74. Сортамент их ограничен размерами 219,1; 244,5; 298,5 мм. Технические требования соответствуют ГОСТ 632-80. Применяются они в ответственных кондукторах и технических колоннах для скважин с большим числом долблений, поэтому объём применения их ограничен.

5.7 Элементы обсадных колонн

Элементами обсадных колонн называются устройства и приспособления, которыми колонна оснащается при спуске. Следует различать две группы устройств. Первая - обязательная, предназначена для обеспечения спуска колонны до забоя, её центрирования в скважине и качественного цементирования. Другая группа служит для спуска и цементирования «нештатных» колонн: спуска хвостовиков, многоступенчатого цементирования и др.

5.7.1 Оснастка обсадной колонны

Оснастка обсадной колонны должна обеспечивать безаварийность её спуска и качество цементирования. Она включает такие обязательные элементы, как башмак, центратор, обратный клапан, цементировочные пробки и вспомогательные устройства для качественного цементирования: скребки, турбулизаторы и, при необходимости, переводники.

Башмак устанавливается на конце нижней трубы. Он является направляющим элементом, который не даёт возможности колонне останавливаться на уступах, обеспечивает проход через каверны, перегибы ствола и прочие препятствия. Башмак увеличивает жесткость низа колонны и защищает его от повреждений при спуске.

Башмак состоит из направляющей пробки и корпуса - патрубка. Направляющая пробка имеет коническую или сферическую форму и отверстия для промывки. Материалом для направляющей пробки является чугун. Сейчас всё чаще применяются пробки из бетона. Пробки также могут изготавливаться из дерева, алюминия или других разбуриваемых материалов. Другим концом пробка тем или иным способом крепится к патрубку. Патрубок имеет резьбу для свинчивания с обсадной трубой.

Башмаки изготавливают в двух модификациях: тип БП с направляющими чугунными пробками, БК - с бетонными пробками и тип Б - с фаской без направляющей пробки. Башмаки с фаской не направляют колонну при встрече с препятствием, а срезают его. Башмаки типа Б применяются обычно для кондукторов, когда прочность пород ещё невелика, скважина вертикальна и её неровности могут срезаться фаской, а также в других случаях, рекомендуемых геологической службой. Устройство башмаков изображено на рис. 6.18.

Обратные клапаны. Спуск обсадной колонны является ответственнейшей операцией строительства скважины. Поэтому необходимо принять максимум мер для успешного её проведения.

Р и с. 6.18. Устройства башмаков для обсадных труб:

а - с чугунной направляющей пробкой типа БП; б - с бетонной пробкой типа БК; в - с фаской типа Б

Применение обратного клапана над башмаком решает многие вопросы:

- облегчается вес спускаемой колонны за счёт появления выталкивающей архимедовой силы, так как внутрь колонны не попадает жидкость;

- предотвращается выброс или обратное движение цементного раствора при остановках во время цементирования;

- возникает частичная промывка за счёт вытеснения жидкости из затрубного пространства.

Однако есть и отрицательные явления: если придётся поднимать колонну, то нужно считаться с тем, что вес её станет реальным. Особенно серьёзно этот вопрос стоит при спуске тяжёлых колонн «на плаву» станками с недостаточной грузоподъёмностью. Кроме того, приходится останавливать процесс спуска для заполнения колонны жидкостью. В противном случае пустую колонну сомнёт возросшим наружным давлением.

При спуске применяются тарельчатые обратные клапаны и клапаны дроссельного типа - ЦКОД. Тарельчатый клапан имеет седло, тарель, шток и пружину, помещённые в корпус с присоединительной резьбой. При спуске, а также в результате разности давления тарель прижимается к седлу и запирает внутреннюю полость колонны. При промывке давление жидкости изнутри преодолевает сопротивление пружины и открывает клапан. Более совершенны обратные клапаны дроссельного типа - ЦКОД. Они выполняют те же запорные функции, но обеспечивают непрерывное заполнение колонны промывочной жидкостью при остановках. ЦКОД-1 предназначен для колонн диаметром от 114 до 194 мм, а ЦКОД-2 - для колонн от 219 до 426 мм. На рис. 6.19 показана конструкция обратных клапанов. У клапанов ЦКОД запорным органом является шар, который может прижиматься к мембране снизу или к диафрагме сверху, освобождая проход жидкости в ту или другую сторону.

В шифре и в условной записи клапана указывается его тип, размер колонны и ТУ, по которому он изготовлен. Шифр тарельчатого клапана для колон диаметром 127 мм: «02 - 127». Пример записи условного обозначения клапана ЦКОД для колонн 114 мм:

ЦКОД-114-1 ТУ 39-01-08-281-77.

То же для колонн диаметром 219 мм:

ЦКОД-219-2 ТУ 39-01-08-281-77.

Кольцо упорное предназначено для остановки цементировочной пробки на заданной глубине при цементировании. Кольцо устанавливается в муфте трубы и определяет размер цементного стакана в колонне. Оно изготавливается из серого чугуна и имеет форму, показанную на рис. 3.20.

Центраторы предназначены для обеспечения концентрического расположения обсадной колонны скважины с целью получения качественного цементирования. Кроме того, их применение снижает силы трения при спуске колонны и обусловливает другие полезные явления. По конструкции центраторы могут быть разъёмными и неразъёмными, пружинными или жёсткими. Пример конструкции центраторов приводится на рис. 3.21. Обычно центраторы устанавливают в средней части трубы, где имеет место наибольший прогиб, и фиксируют стопорным кольцом.

Скребки устанавливают на обсадной колонне для разрушения глинистой корочки на стенках скважины при спуске колонны, её расхаживании в процессе цементирования и образования прочного цементного кольца между обсадной колонной и стенками скважины.

Рабочие элементы 1 скребка представляют собой пучки стальной пружинной проволоки, обвитые такой же проволокой и прикреплённые к корпусу накладками 2. Концы рабочих элементов отогнуты к центру для предохранения их от износа при движении скребка с колонной вниз. При движении колонны они перегибаются и, касаясь стенок скважины, разрушают глинистую корочку.

Турбулизаторы устанавливают в обсадной колонне для завихрения восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве при цементировании скважины. Это предотвращает смешение цементного и глинистого растворов. Размещают турбулизаторы против границ зон расширения скважины на расстоянии не более трёх метров друг от друга.

По конструкции турбулизатор состоит из неразъёмного корпуса 1 с пазами, имеющими наклон к оси корпуса 35. На утолщённой внутренней части корпуса 4 выполнены кольцевые канавки и отверстия, через которые при установке турбулизатора на обсадной трубе вбивают витой клин 3, предотвращающий смещение устройства по трубе. Лопасти 2, которые являются рабочими органами турбулизатора, прикрепляются к корпусу при помощи металлических накладок на точечной электросварке. Лопасти могут быть металлическими или резиновыми.

Цементировочные пробки служат для разделения тампонажного, бурового раствора и продавочной жидкости, а также для получения сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора. Верхняя пробка типа ПВЦ и нижняя - ПЦН. Рабочая часть пробки выполнена из резины. Нижнюю пробку вводят в обсадную колонну непосредственно перед закачиванием тампонажного раствора для предотвращения его перемешивания с буровым, а верхнюю - после закачивания всего объёма тампонажной жидкости. Нижняя пробка имеет сквозное отверстие, закрытое жёсткой мембраной. После упора пробки в стоп-кольцо она перемещается по ножу 4 вниз и мембрана 2 срезается, образуя канал для движения тампонажного раствора в затрубное пространство.

Переводники для обсадных колонн используются двух типов: переводники для составления колонн из труб с различными размерами и типами резьб и переводники с замковой резьбы на резьбу обсадных труб. Последние применяются для спуска хвостовиков на бурильных трубах.

Переводники для обсадных труб изготавливаются с наружными и внутренними размерами, соответствующими определённым размерам соединяемых труб и муфт. Материал переводников соответствует группам прочности Д, Е и Л. При сборке колонны необходимо стремиться обеспечить равную прочность переводников и соединяемых труб.

В условные обозначения переводников входят сочетание букв ПО, условный диаметр и тип резьбы муфтового конца переводника, условный диаметр и тип резьбы его ниппельного конца. При этом короткая треугольная резьба обозначается буквой К, удлинённая - буквой У, трапецеидальная ОТТМ - буквой Т, высокогерметичная ОТТГ - буквой Г. Например, ПО-168Гх140У-Е ОСТ 39-137-81 - переводник с трубы ОТТГ диаметром 168 мм на трубы с удлинённой треугольной резьбой на трубы 140 мм из стали группы прочности Е.

Переводник с замковой резьбы на резьбу обсадных труб содержит муфту с замковой резьбой по ГОСТ 5286-75 и ниппельный конец с резьбой по ГОСТ 632-80. Переводники изготавливаются как с правой, так и с левой резьбой, а также с правой на одном и с левой на другом конце. Изготавливают их из стали марки 40ХН. Технические условия изложены в отраслевом стандарте ОСТ 39-049-77 «Переводники с замковой резьбы на резьбу обсадных труб».Размеры и условное обозначение переводников можно найти в [12].

Оборудование для спуска хвостовиков. Хвостовики и потайные колонны представляют собой обсадные колонны, которые не доходят до устья. Благодаря этому не только решается задача перекрытия опасного для бурения интервала, но и экономится металл за счёт ранее спущенной колонны или кондуктора. При этом необходимо решить две задачи: первая - спустить колонну на бурильных трубах, зацементировать её, разъединить с бурильными трубами и поднять их, избежав прихвата при цементировании; вторая - обеспечить герметичное соединение хвостовика с обсадной колонной, расположенной выше. Для этого используют разъединители и герметизирующие устройства.

Разъединители служат для спуска обсадных колонн секциями или хвостовиков с помощью бурильных труб. Принцип разъединения основан на использовании левой резьбы или штеккерного соединения.

Разъединитель, действующий по первому принципу, состоит из ниппеля и муфты, соединённых трапецеидальной резьбой крупного шага с левым направлением нарезки. Верхний конец ниппеля имеет внутреннюю правую замковую резьбу. В него вворачивается ниппель замка бурильной трубы. Нижний конец разъединителя имеет правую резьбу по ГОСТ 632-80 для соединения с обсадной колонной. Как видно из рис.6.26 а, эти резьбы нарезаны на два отдельных элемента, соединённых левой трапецеидальной резьбой. После спуска и цементирования хвостовика бурильную колонну вращают вправо, тем самым производя их разъединение.

Глава 6. Конструкции насосно-компрессорных труб

После того как скважина пробурена и обсажена, начинается процесс её освоения и эксплуатации. В неё спускают специальные трубы, называемые насосно-компрессорными (НКТ). Такое название обусловлено тем, что для закачки в скважину по этим трубам жидкостей или газа используют либо насос, либо компрессор. Таким образом, назначение НКТ - добыча нефти, газа или проведение каких-либо операций по ремонту скважины, повышению её дебита, а также проведению различных исследований. Широкий ассортимент НКТ, выпускаемых в нашей стране и за рубежом, позволяет проводить в скважине все виды работ. Надо только уметь подобрать нужный к данному случаю тип трубы..

6.1 Сортамент насосно-компрессорных труб

Зрес 5СТ/150 11960 и техническим условиям (ТУ), действующим на заводах ОАО «Трубная металлургическая компания» (ТМК).

Все насосно-компрессорные трубы могут использоваться с учетом нижеприведенных рекомендаций как при добыче нефти, газа и газоконденсата, при поддержании пластового давления, так и при утилизации пластовых вод. Кроме того трубы могут применяться при капитальном и текущем ремонте скважин.

Механические свойства НКТ, выпускаемых по всем остальным ТУ, перечисленным в сортаменте, соответствуют требованиям ГОСТ 633.

2.1 Механические свойства НКТ, выпускаемых по ГОСТ 633, приведены в таблице 3.

2.2 Механические свойства НКТ, выпускаемых по АР1 Зрес 5СТ (150 11960:2004) и ГОСТ Р 53366, приведены в таблице 4.

Сортамент отечественных НКТ по ГОСТ 633-80

В нашей стране и в СНГ насосно-компрессорные трубы производятся по ГОСТ 633-80. Этим стандартом предусмотрен выпуск следующих типов труб:

трубы гладкие с треугольной резьбой. Это наиболее распространённый тип НКТ. В условном обозначении этих труб отсутствуют какие-либо символы;

трубы с высаженными наружу концами. Эти трубы также имеют на концах треугольную резьбу и муфты, однако за счёт увеличения толщины стенки под резьбой их прочность на разрыв выше, чем у гладких;

гладкие высокогерметичные трубы (НКМ). Герметичность этих труб обеспечивает конический хвостовик на ниппельном конце с соответствующей расточкой на муфте;

безмуфтовые трубы с высаженными наружу концами (НКБ). Эти трубы часто применяют в качестве бурильных при капитальном ремонте и других подобных работах.

Все трубы изготавливаются бесшовными и по виду исполнения делятся на две группы: А и Б. Трубы исполнения А имеют повышенную точность, качество и более высокую цену. Трубы исполнения Б могут производиться с термоупрочнёнными концами - ТУК. Трубы исполнения А имеют длину 10 м, а трубы исполнения Б по длине подразделяются на две группы: 1-я группа - от 5,5 до 8,5 м; 2-я группа - от 8,5 до 10 м. Конструкция труб приводится на рис. 7.1, а сортамент НКТ по ГОСТ 633-80 - в табл. 7.1.

По согласованию с потребителем допускается изготовление труб исполнения А в диапазоне групп длин исполнения Б.

Длина трубы определяется расстоянием между её торцами, а при наличии навинченной муфты - расстоянием от свободного торца муфты до конца сбега резьбы противоположного конца трубы.

Условные обозначения труб по ГОСТ 633-80

Условные обозначения труб используются при их заказе, при составлении различных заявок и другой технической документации, где требуется официальное название труб. Обозначения должны включать: тип трубы (кроме гладких труб), условный диаметр трубы, толщину стенки, группу прочности и обозначение настоящего стандарта. Например:

605-Е ГОСТ 633-80 - для гладких труб;

60-Е ГОСТ 633-80 - для муфт к этим трубам;

В-605-Е ГОСТ 633-80 - для труб с высаженными наружу концами;

В-60-Е ГОСТ 633-80 - для муфт к этим трубам;

НКМ-605-Е ГОСТ 633-80 - для гладких высокогерметичных труб;

НКМ-60-Е ГОСТ 633-80 - для муфт к этим трубам;

НКБ-605-Е ГОСТ 633-80 - для безмуфтовых труб с высаженными наружу концами;

НКБ-60-Е ГОСТ 633-80 - для муфт к этим трубам;

605-ТУК-Е ГОСТ 633-80 - для гладких труб с термоупрочнёнными концами.

Для труб и муфт исполнения «А» после обозначения стандарта ставится буква А.

Таблица 7.1. Сортамент НКТ по ГОСТ 633-80

Диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Тип трубы
		Гладкая	Тип В	НКМ	НКБ
27	3,0	-	Д К Е	-	-
33	3,5	Д К Е	Д К Е	-	-
42	3,5	Д К Е	Д К Е	-	-
48	4,0	Д К Е	Д К Е	-	-
60	5,0	Д К Е	Д К Е Л М Р	Д К Е Л М Р	Д К Е Л М Р
73	5,5	Д К Е Л М Р	Д К Е Л М Р	Д К Е Л М Р	Д К Е Л М Р
	7,0	Д К Е Л М Р	Д К Е Л М Р	Д К Е Л М Р	Д К Е Л М Р
89	6,5	Д К Е Л М Р	Д К Е Л М Р	Д К Е Л М Р	Д К Е Л М Р
	8,0		Д К Е Л М Р	Д К Е Л М Р	Д К Е Л М Р
102	6,5	Д К Е Л М Р	Д К Е Л М Р	Д К Е Л М Р	Д К Е Л М Р
114	7,0	Д К Е Л М Р	Д К Е Л М Р	Д К Е Л М Р	Д К Е Л М Р

По длине НКТ разделяются на три группы: 1 - от 5,5 до 8м; II - 8 - 8,5 м; III - 8,5 - 10 м.

Трубы изготавливаются из сталей пяти групп прочности: Д, К, Е, Л, М. Гладкие трубы и муфты к ним групп прочности К, Е, Л, М. Все трубы с высаженными наружу концами подвергаются термообработке (таблица 4.95).

Таблица 4.95. Основные показатели групп прочности стали труб

Показатели	Д	К	E	Л	М
Временное сопротивление ув, МПа	650	700	750	800	900
Предел текучести ут, МПа	380	500	550	650	750

Правильное сопряжение резьбовых соединений (см. таблицу 4.96) НКТ достигается при приложении крутящего момента определенной величины, а именно:

Таблица 4.96. Маркировка труб по ГОСТ 633-80

Условный диаметр трубы, мм	48	60	73	89	102	114
Крутящий момент, Н-м	500	800	1000	1300	1600	1700-2000

На каждой трубе, изготовленной по ГОСТ 633-80, на расстоянии 0,4...0,6 м от её конца, снабженного муфтой (или раструбного конца НКБ ) должна быть нанесена маркировка следующего содержания:

- условный диаметр трубы, мм;

- номер трубы;

- группа прочности;

- толщина стенки, мм (для труб диаметром 73 и 89 мм);

- товарный знак завода-изготовителя;

- месяц и год выпуска.

Рядом с маркировкой, сделанной ударным способом, наносится маркировка светлой краской:

- условный диаметр трубы, мм;

- группа прочности (для гладких труб с термоупрочнёнными концами, дополнительно маркируется «ТУК»);

- толщина стенки, мм (для труб диаметром 73 и 89 мм);

- длина трубы, см;

- масса трубы, кг;

- тип трубы (кроме гладких труб);

- товарный знак завода-изготовителя.

Для труб с условными диаметрами 27…48 мм вместо маркировки краской каждой трубы наносится маркировка на металлическую бирку, надёжно прикрепляемую к каждому пакету. При этом маркируется общая длина и масса труб, находящихся в пакете. На каждой муфте должна быть нанесена маркировка товарного знака предприятия, группы прочности и вида исполнения муфты (для вида А).

Сортамент НКТ по ГОСТ 53366-2009 года

Настоящий стандарт модифицирован по отношению к международному стандарту ИСО 11960:2004 «нефтяная и газовая промышленность. Стальные трубы, применяемые в качестве обсадных или насосно-компрессорных труб для скважин» в связи с необходимостью дополнения размеров, типов резьбовых соединений и групп прочности обсадных и насосно-компрессорных труб, широко применяемых в российской нефтяной и газовой промышленности. ГОСТ 53366-2009 «Трубы стальные, применяемые в качестве обсадных или насосно-компрессорных труб для скважин в нефтяной и газовой промышленности» распространяется на стальные трубы (обсадные и насосно-компрессорные трубы, трубы без резьбы для потайных обсадных колонн, укороченные трубы), трубные заготовки для муфт, заготовки для соединительных деталей по трем уровням требований к продукции (PSL-1, PSL-2, PSL-3). Основными для настоящего стандарта являются требования PSL-1. Требования, устанавливаемые уровнями технических требований PSL-2 и PSL-3 к изделиям всех групп прочности, кроме Н40 и L80 тип 9Cr, которые могут быть установлены потребителем. По выбору изготовителя может быть выполнен более высокий уровень PSL. Требования PSL-2 и PSL-3 дополнят требования PSL-1, которые являются основой настоящего стандарта. Все требования PSL-3, кроме того, дополняют требования PSL-2, за исключением требований, указанных PSL-3.

По согласованию между потребителем и изготовителем настоящий стандарт может быть применим к трубам других наружных диаметров и с другой толщиной стенки.

Настоящий стандарт применим к трубам для следующих типов резьбовых соединений:

a) по ГОСТ Р 51906:

- обсадным трубам для соединения SC с короткой закругленной треугольной резьбой;

- обсадным трубам для соединения LC с удлиненной закругленной треугольной резьбой;

- обсадным трубам для упорного соединения BC с трапецеидальной резьбой;

- насосно-компрессорным трубам для соединения NU с закругленной треугольной резьбой;

- насосно-компрессорным трубам с высаженными наружу концами для соединения EU с закругленной треугольной резьбой;

b) по ГОСТ Р 53365 :

- обсадным трубам для соединения OTTM с трапецеидальной резьбой;

- обсадным трубам для соединения ОТТГ с трапецеидальной резьбой и узлом уплотнения «металл-металл»;

- насосно-компрессорным трубам для соединения НКТ c закругленной треугольной резьбой;

- насосно-компрессорным трубам с высаженными наружу концами для соединения НКТВ с закругленной треугольной резьбой;

- насосно-компрессорным трубам для соединения НКМ с трапецеидальной резьбой и узлом уплотнения «металл-металл».

П р и м е ч а н и е - Дополнительные типы резьбовых соединений введены с целью учета соединений, широко применяемых в российской промышленности.

Для указанных типов резьбовых соединений настоящий стандарт устанавливает технические требования к муфтам, заготовкам для соединительных деталей и требования к защите резьбы.

Дополнительные требования, которые по выбору потребителя могут быть согласованы для соединения LC с повышенной герметичностью, приведены в А.10 SR22.

Четыре класса продукции, на которые распространяется настоящий стандарт, включают следующие группы прочности:

- класс 1 - группы прочности H40, J55, K55, К72, N80 тип 1 и N80 тип Q;

- класс 2 - группы прочности M65, C90 тип 1, С90 тип 2, С95, L80 тип 1, L80 тип 9Cr, L80 тип 13Cr, T95 тип 1 и Т95 тип 2;

- класс 3 - группа прочности Р110;

- класс 4 - группы прочности Q125 тип 1, Q125 тип 2, Q125 тип 3, Q125 тип 4 и Q135.

П р и м е ч а н и е - Дополнительные группы прочности К72 и Q135 введены с целью учета групп прочности, широко применяемых в российской промышленности.

Обсадные трубы наружным диаметром более 114,30 мм, но менее 273,05 мм могут быть заказаны потребителем для применения в качестве насосно-компрессорных труб.

Настоящий стандарт не устанавливает требований к резьбе.

Электросварные прямошовные НКТ

С 2004 г. в России вводится новый стандарт на насосно-комп-рессорные трубы - ГОСТ Р 52203-2004. Новый стандарт регламентирует производство как обычных НКТ, изготовляемых прокаткой, так и НКТ новой конструкции - прямошовных электросварных труб. Причем ГОСТ 633-80 не отменен; он сохраняет свое действие на территории СНГ.

В соответствии с ГОСТ Р 52203-2004 трубы имеют такие обозначения:

– трубы без резьбы (Н);

– гладкие (Г) с треугольной резьбой и муфтой;

– с высаженными наружу концами (В) с треугольной резьбой и муфтой;

– гладкие и с высаженными наружу концами и муфтами с треугольной резьбой и уплотнительными кольцами из неметаллических материалов (ПГ и ПВ);

– гладкие высокогерметичные с трапецеидальной резьбой (Т) и муфтой;

– высокогерметичные безмуфтовые (Б) с высаженными наружу концами и трапецеидальной резьбой.

Сортамент НКТ по ГОСТ Р 52203-2004 приведён в табл. 7.2. Как видим, в новом стандарте изменяется название труб и их условное обозначение, приведенное в табл. 7.3.

Трубы по этому стандарту, как и по ГОСТ 633-80, имеют две группы длин: первая группа от 6,1 до 7,3 м и вторая группа - от 8,3 до 10,0 м.

Прямошовные электросварные трубы имеют ряд достоинств перед бесшовными. Они изготавливаются из стального листа, который изгибают, придавая ему форму трубы, затем стык проваривают электросваркой. За счет изготовления из стального листа трубы имеют более жесткий допуск на толщину стенки и овальность: стальной лист легче выполнить однородной толщины, чем стенку у трубы, изготавливаемой прокаткой на стане. Поэтому электросварные трубы имеют более высокие прочностные параметры при той же массе. Качество сварного шва тщательно контролируется, после сварки производятся полное удаление грата, закалка, дефектоскопия и опрессовка. Поэтому электросварные трубы имеют высокую надёжность. Другая особенность труб по ГОСТ Р 52203-2004 - применение пластмассовых уплотнительных колец в резьбовом соединении. Такие трубы поставляются по согласованию с заказчиком. Муфта трубы с уплотнительным кольцом изображена на рис. 7.2. Таким образом, трубы нового стандарта имеют еще одно важное достоинство - герметичность.

В остальном конструкция труб по новому ГОСТу аналогична изображенной на рис. 7.1.

Р и с. 7.2. Муфта трубы с уплотнительным кольцом:

а - муфта; б - уплотнительное кольцо; D_d - диаметр выточки; D_к - диаметр кольца; Д_в -ширина выточки под кольцо; Д_к - ширина кольца; t - толщина кольца; L - расстояние до кольца

Условные обозначения труб состоят из литеры, обозначающей тип трубы, условного диаметра, условной толщины стенки, группы прочности (электросварные имеют индекс «с»), группы длин и обозначения стандарта: ГОСТ Р 52203-2004. Например: Н - 60 Ч 5 - Д - I

ГОСТ Р 52203-2004 без резьбы (Н), бесшовная, с гладкими концами, условным диаметром 60 мм, толщиной стенки 5,0 мм, из стали группы прочности Д, первой группы длины;

Н - 60 Ч 5 Д - II ГОСТ то же - второй группы длины;

В - 6О Ч 5 - Е _с - II

ГОСТ Р 52203-2004 с высаженными наружу концами (В) с треугольной резьбой, электросварная прямошовная, с условным диаметром 60 мм, толщиной стенки 5,0 мм, из стали группы прочности Е, второй группы длины;

ПВ - 6О Ч 5 - Е _с - II ГОСТ Р 52203-2004 то же - с уплотнительным кольцом из полимерных материалов в муфте.

Хладостойкие трубы имеют обозначение:

Б - 60 Ч 5 - ЕХ - II ГОСТ Р 52203-2004

высокогерметичная, безмуфтовая (Б), с трапецеидальной резьбой, бесшовная, с условным диаметром 60 мм, толщиной стенки 5,0 мм, из стали группы прочности Е, принятой с определением величины ударной вязкости при пониженных температурах, второй группы длины.

Условное обозначение муфты не имеет толщины стенки:

Г 73 - Д

ГОСТ Р 52203-2004 муфты группы прочности Д, с треугольной резьбой, к бесшовной (горячекатаной) или прямошовной (электросварной) трубе с гладкими (Г) концами, условным диаметром 73 мм, из стали группы прочности Д или Д_с (для электросварной).

Маркировка труб по ГОСТ Р 52203-2004

На каждой трубе на расстоянии 300-700 мм от ее муфтового или раструбного (для труб Б) конца должна быть нанесена четкая маркировка клеймами. Маркировка наносится в такой последовательности:

– буква «П» - только для труб (Г) и (В) с установленным в муфте уплотнительным кольцом из полимерных материалов;

– условный диаметр трубы, в мм, - до трех цифр;

– номинальная толщина стенки (целое число, а для труб с дробной толщиной стенки - числа без запятой, разделяющей целые и десятичные доли), в мм, - до трех цифр; - группа прочности (с индексом "с" - для электросварных труб, например "Дс") - буква и индекс (только для электросварных труб);

– номер партии - до пяти цифр;

– товарный знак предприятия-изготовителя - знак или до пяти букв;

– месяц и год выпуска (последние две цифры) - до четырех цифр.

Таблица 7.2. Сортамент труб по ГОСТ Р 52203-2004

Условный диаметр	Номинальный	Номинальная	Группа прочности
трубы, мм	диаметр	толщина	ДС	Д	КС	К	Е	Л	М	Р
	трубы, мм	стенки, мм					ЕС	ЛС	МС	РС
27	26,7	3,0	ВН	Н
		4,0	Н
33	33,4	3,5	ВГН	Н
		4,5	Н
42	42,2	3,5	ВГН	Н
		5,0	Н
48	48,3	4,0	ВГН	ВН
		5,0	Н
		6,5
		8,0
60	60,3	5,0	БВГНТ
		6,5	Н
		7,5
		8,5
73	73,0	5,5	Н
		7,0
		8,0
		9,0
		10,0
		11,5
89	88,9	6,0	Н
		6,5	БВГНТ
		7,5	Н
		8,0	БНТ	БВНТ	ВН	БВНТ
		9,5	Н
		11,0
		12,0
		13,5
102	101,6	6,0	Н
		6,5	БВГНТ
		8,5	Н
		10,5
		13,0
		15,5
114	114,3	7,0	БВГНТ
		8,5	Н
		10,0
		11,0
		13,0
		14,5
		16,0

Примечания к табл.7.2: Бесшовные трубы и муфты изготавливаются групп прочности Д, К, Е, Л, М и Р; электросварные трубы - групп прочности Д_с ,К_с, Е_с, Л_с, М_с и Р_с.

Место нанесения маркировки ударным способом или накаткой должно быть выделено (обведено или подчеркнуто) устойчивой светлой краской.

На каждой трубе за местом маркировки, нанесенной ударным способом или накаткой, должна быть нанесена маркировка устойчивой светлой краской в нижеприведенной последовательности:

– буква «П» - только для труб (Г) и (В) с установленным в муфте уплотнительным кольцом из полимерных материалов;

– обозначение трубы;

– условный диаметр трубы, мм;

– номинальная толщина стенки в целых числах или числах без запятой, разделяющей целые и десятичные доли числа (для труб с дробной толщиной стенки), мм;

– группа прочности;

– группа прочности (с индексом "с" - для электросварных труб, например "Дс");

– длина трубы, см;

– масса трубы, кг;

– буква и индекс (только для электросварных труб);

– номер партии - до пяти цифр;

– товарный знак предприятия-изготовителя - знак или до пяти букв;

– месяц и год выпуска (последние две цифры) - до четырех цифр;

– обозначение настоящего стандарта.

Муфты с уплотнительным кольцом (или проточкой для него) перед товарным знаком должны дополнительно маркироваться буквой «П».

Насосно-компрессорные трубы из алюминиевых сплавов (ЛНКТ)

Одной из основных особенностей работы колонны НКТ, во многом определяющей эксплуатационную надежность и долговечность, является воздействие на трубы агрессивных сред, состав которых заметно изменяется в течение времени эксплуатации скважины. На начальном этапе эксплуатации нефтяных месторождений, как правило, добывается безводная нефть, а затем, с течением времени эксплуатации, в добываемом продукте непрерывно повышается содержание агрессивных высокоминерализованных пластовых вод. Особую опасность для НКТ представляют содержащиеся в добываемой продукции сероводород и углекислый газ, приводящие к интенсивному коррозионному поражению труб и значительному снижению срока их службы. На основе даже такого весьма краткого и неполного обзора условий эксплуатации можно сделать вывод о достаточно высоких требованиях к материалу и конструктивной надежности НКТ.

Одним из вариантов является изготовление НКТ из сплавов алюминия. Глубины подвески одноразмерных колонн из таких сплавов удовлетворяют требованиям эксплуатации самых глубоких скважин; абсолютный вес этих лифтовых колонн в скважине в 3-4 раза ниже, чем колонн из стальных НКТ при одном и том же значении коэффициента запаса прочности. Следовательно, может быть соответственно снижена грузоподъемность и приведенная мощность передвижных подъемников для обслуживания скважин. Гидравлические характеристики алюминиевых труб значительно лучше, чем стальных, за счет меньшей шероховатости внутренней поверхности. Транспортные расходы при первоначальном оборудовании скважин НКТ также снижаются при применении насосно-компрессорных труб из алюминиевых сплавов. Приведенные выше соображения послужили основой для создания в России насосно-компрессорных труб из алюминиевых сплавов (ЛНКТ), в результате чего разработан и освоен производством нормальный ряд ЛНКТ сборной конструкции. Технические характеристики этих труб приведены в табл. 7.3.