Материал: Трубы нефтяного сортамента

Минимально необходимое давление на устье обсадной колонны

при испытании на герметичность любой ее секции с верхней гра­ ницей на глубине z рассчитывается из выражения

РОПу = Ропz - УЖ г,

где Ропz определяется по формуле (12.5).

Если по каким-либо причинам прочность труб верхней секции

фа'ктически спущенной колонны недостаточна для опрессовК1И при

давлении в соответствии с изложенными требованиями, то макси­

мально допустимое давление на устье колонны при испытании

этой секции на герметичность определяется по формуле

РОГ!у = РоптJl ,05,

где РОПТ - фактическое давление гидроиспытания труб верхней секции колонны на поверхности, Па.

Колонна считается выдержавшей испытание на герметичность

способом опрессовки в том случае, если после замены раствора во­ дой отсутствуют перелив жидкости и выделение газа из колонны, а также если нет снижения давления в течение 30 мин или давле­ ние снижается не более чем на 0,5 МПа при давлении 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 превышения указанных норм и после принятия мер к

повышению герметичности колонны производится повторное испы­

тание колонны.

В газовых скважинах, а по решению объединений и в ответ­ ственных нефтяных скважинах после установления герметичности эксплуатационной колонны водой и монтажа колонной головки производится дополнительная опрессовка приустьевой части ко­ лонны и оборудования устья скважины воздухом или газом на то

же давление, что и при гидравлическом испытании.

Вместо двух испытаний на герметичность' (водой, а затем сжа·

тым воздухом или газом) допускается проводить испытание сраз)'

сжатым воздухом после монтажа колонной головки.

Колонны испытывают на герметцчность опрессовкой с исполь­

зованием средств, обеспечивающих плавный подъем давления (це.

ментировочные агрегаты, ручные преосы и др.).

Испытание на герметичность способом снижения уровня

При испытании колонн на герметичность способом снижения

уровня он должен быть снижен на 40-50 м ниже того уровня, при

котором предполагается вызов притока из объекта, подлежащего

опробованию или эксплуатации, но не менее величин, приведенных

286

Таблица 12.1

Величины изменения уровня жидкости в колонне

Во всех случаях снижение уровня не должно превышать значе­ ния, при котором гидростатическое давление жидкости в колонне вызывает избыточное наружное давление на нее выше величин,

предельно допустимых на смятие.

Колонна считается герметичной, если повышение уровня, сни­

женного до требуемой величины, за 8 ч наблюдения не превысит величины, указанной в табл. 12.1.

ГЛАВА 13

СМАЗКИ ДЛЯ РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИй

Смазки для резьбовых соединений обсадных труб должны об­ ладать герметизирующими свойствами и обеспечивать свинчива­ ние без задиров и заеданий. Такие компоненты, как графитовый

порошок, чешуйчатая медь, предохраняют их от задиров при высо­

ких контактных давлениях, возникающих на поверхности резьбы в процессе свинчивания соединений с натягом. Уплотняющую спо­ собность смазке придают главным образом металлические напол­

нители - свинцовый порошок И цинковая пыль.

От состава основы смазки зависят устойчивость против высыха­

ния и отвердения, чрезмерного разжижения вследствие температу­

ры, стойкость к абсорбции воды. Для соединений, работающих в

условиях высоких температур, применяют смазки на силиконовой

основе, содержащей кремнийорганические соединения. Силиконо­

вая основа также позволяет легко наносить смазку на резьбу в

,условиях низких температур.

Нефтеперерабатывающая промышленность выпускает специаль­

ные смазки Р-402 и Р-2МВП дЛЯ резьбовых соединений обсадных

и насосно-компрессорных труб.

Смазка Р-402 (ТУ 38-101-708-78) рекомендуется для высоко­ температурных скважин (до 2000С). Она изготовляется на силико­

новой основе, имеет хорошие уплотнительные свойства, обладает повышенной температуростойкостью. Силиконовая основа позволя­ ет наносить на резьбу смазку без подогрева при температуре до

-300 С, В состав жировой основы смазки Р-402, составляющей

36% (по массе), входят: 9% машинного масла СУ, 21,7% кремний-

287

органической жидкости, 0,3% гидрата окиси лития, 4,3% стеарино­

вой кислоты и 0,7% стеарата алюминия. Наполнители составляют

64% (по массе): 20% графитовый порошок, 28% СВИНЦОВЫ[I поро­

шок, 12% цинковая пыль и 4 - медная пудра.

Смазку Р-2МВП (ТУ 38-101-332-76) применяют для скважин

.с температурой дО 100°С. Эта смазка отличается от смазки Р-402

составом жировой основы, в связи с чем она обладает меньшей температуро- и морозостойкостью. При температуре окружающего воздуха ниже -5°С смазку перед нанесением на резьбу нужно

подогревать. В состав жировой основы смазки Р-2МВП, составля-

'--ющей 378/0 (по массе), входят: 18,4% машинного масла СУ, 14%

масла МВП и 4,6% стеарата алюминия. Наполнители: графитовый

порошок 18%, цинковая пыль 12%, свинцовый порошок 29% И медная пудра 4%.

Для безмуфтовых труб типа ТБО, НКБ, где ге'рметичность обес­

печивается гладкими уплотнительными поверхностями, рекоменду­

ется применение смазки Р-113 или Р-416 (ТУ 38-101-708-78), предназначенной для замковых соединений и обладающей лучши­ ми антизадирными свойствами. Эти смазки могут также исполь­ зоваться при свинчивании высокогерметичных соединений типа

ОТТГ и НКМ.

Для свинчивания труб типа ТБО может использоваться также

иодисто-свинцовая смазка, состоящая из иодистого свинца

(--55%), графитового порошка (-- 10%) и смазки ЦИАТИМ-201

(.-35%).

За рубежом для резьбовых соединений обсадных труб широко

применяют смазки, рекомендованные бюллетенем 5А2 Американ­

скогонефтяного института. Бюллетень 5А2 АНИ предусматривает

два вида резьбовых смазок: силиконовую и модифицированную. Состав наполнителей из твердых компонентов одинаков для обоих

видов смазок. Наполнители составляют 64% (по массе): 18+ 1% графитовый порошок, 30,5+0,6% свинцовый порошок, 12,2+0,6%

цинковая пыль, 3,37±0,3 % медные чешуйки.

В состав основы для силиконовой смазки входят кремнийорга­ ническая жидкость 2,6+0,2% (по массе), содержащая метил, фе­ нил и хлорзамещенные феноловые группы, и силиконовый компа­ унд 12,9+0,3% (по массе), содержащий мелкораздробленный си­

ликатный сгуститель и не менее 85% кремнийорганической жид­

кости.

Остальные {{омпоненты основы силиконовой смазки, составля­ ющие 20,5+0,5% (по массе), а также компоненты основы моди­

фицированной смазки, составляющие 36% (по массе), бюллетенем

5А2 АНИ не оговариваются, но должны быть подобраны таким

образом, чтобы обеспечить определенные требования к эксплуата­ ционным характеристикам смазок. Эти требования, одинаковые

для обоих. видов смазок, включают показатели при проверке на

пенетрацию при 25°С и после охлаждения дО -18°С, температуру

каплепздения, маслоотделения, газовыделение, способность нано­

ситься кистью при -18°С и др.

288

Для повышения герметичности резьбовых соединений обсадных труб в газовых скважинах применяют уплотнительный полимери­

зующийся состав УС-l (ТУ 38-101-440-74), разработанный ВНИИГазом на базе эпоксидного компаунда К-153. Для прида­ ния противозадирных свойств и лучшей герметизирующей способ­

ности в состав введены твердые компоненты - графитовый поро­

шок и металлические наполнители. Время полимеризации зависит

от температуры окружающей среды. Герметизирующее действие

состава при температуре 20ОС заметно проявляется спустя 4-6 ч

после добавления отвердителя к остальным компонентам.

В состав УС-l входят: 55,5% (по массе) эпоксидного компаун­

да К-153, 11,1% кубового остатка гексаметилендиамина (отверди­ -Гель), 10,6 % графитового порошка, 14,6 % свинцового порошка, 6,1 % цинковой пыли и 2,1 % медной пудры.

Соединения, свинченные на составе УС-l, практически неразъ­

емны, так как для развинчивания необходим Ha~peB до темпера­

туры 300~C. К недостаткам этого состава относятся: необходимость ввода отвердителя и токсичность, требующая соблюдения специ­

альных правил техники безопасности при обращении с составом.

ГЛАВА )4

ПОДГОТОВКА ТРУБ И ЭЛЕМЕНТОВ ОБСАДНОй КОЛОННЫ

КСПУСКУ В СКВАЖИНУ

Подготовка труб

Колонна обсадных труб, предназначенных для спуска в сква­

жину, комплектуется в соответствии с заказом-заявкой бурового

предприятия. Все трубы для обсадной колонны подвергаются тща­ тельной проверке в трубной базе. Виды проверок определяет руко­ водство объединения в зависимости от геолого-технических усло­ вий бурения.

Комплекс проверок нарезных обсадных труб включает: конт­ роль маркировки труб, соответствие маркировки сопроводительной

документации, -визуальный контроль, инструментальный контроль,

дефектоскопический контроль, гидроиспытание труб'.

Контроль маркировки и наличие сертификата. У всех обсад­

ных труб, подготовляющихся для комплектации обсадной колонны,

проверяется заводская маркировка и сличается с сертификатом,

удостоверяющим их соответствие требованиям ГОСТ или техниче­

ских условий.

При отсутствии сертификата не разрешается использование

труб на комплектацию колонн: для газовых скважин; для скважин,

на которых предусмотрена установка противовыбросового обору­

дования; для морских скважин; для скважин с градиентом пласто­

вого давления 1,3 и более.

1 Дефектоскопический контроль, см. гл. 5; гидроиспытание, см. гл. 12.

289

Такое же запрещение относится к трубам, предназначеl'!НЫМ для комплектования колонн длиной 3000 м и более (при диаметрах

В случаях, когда при сличении маркировки труб и сертификата

имеются расхождения и не представляется возможным установить

группу прочности и толщину стенки, 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 для труб группы прочности Д, принимая толщину стенки по фактическим размерам. В этих же скважинах допускается использование труб на комплектование ко­ лонн при отсутствии сертификата, базируясь на данных заводской маркировки, нанесенной клеймением. Совершенно не допускается комплектование колонн из труб второго сорта.

Визуальный КОНТРОЛЬ. При визуальном контроле трубы прове­

ряются на отсутствие внешних пороков: плен, раковин, закатов,

вмятин, трещин, песочин. Допускаются вырубка и зачистка пере­

численных дефектов при условии, что их глубина не превышает.

предельные минусовые отклонения по толщине стенки.

Визуальному контролю подвергается качество соединения муфт с трубами.

. Резьбы труб и муфт проверяются на отсутствие рванин, заусенцев, забоин, 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 разностенность, то такая труба может быть допущена

для комплектования колонны только после инструментальной про­

верки минимальной толщины стенки и при ее соответствии требо­ ваниям ГОСТ и ТУ.

Инструментальный КОНТРОЛЬ. В процессе инструментального контроля проверяются: параметры резьб и уплотнительных пояс­ ков (см. гл. 10), зазор между наружной поверхностью трубы и ци­ линдрической выточкой у муфты, длина трубы, прямолинейность,

наружный и внутренний диаметры трубы. .

Зазор между наружной поверхностью трубы и цилиндрической выточкой в муфте проверяется щупом толщиной 1 мм, который должен свободно проходить по всей окружности. В противном слу­ чае трубы к комплектованию колонны не допускаются.

Длину трубы замеряют рулеткой. За длину трубы принимается расстояние от свободного торца муфты или муфтовой части до последней риски резьбы противоположного конца трубы.

Прямолинейность трубы проверяют при помощи жесткой метал­ лической линейки и щупов. Непрямолинейность (искривление) тру­ бы на концевых участках, равных 1/3 длины трубы, не должна превышать 1,3 мм на 1 м. Рассчитывается как частное от деления

стрелы прогиба в миллиметрах на расстояние от места измерения

до ближайшего конца трубы в метрах. Общая непрямолинейность

290