- •Оборудование для добычи нефти и газа
- •Раздел 1. Оборудование, применяемое при различных эксплуатационных работах
- •1.1. Оборудование ствола скважины, законченной бурением
- •1.2. Нефтепромысловые трубы
- •1.2.1. Бурильные трубы
- •Основные геометрические показатели бурильных труб
- •Бурильные трубыc высаженными внутрь концами и муфты к ним
- •Бурильные трубыc высаженными наружу концами и муфты к ним
- •Параметры профиля резьбы бурильных труб
- •1.2.2. Трубы бурильные геолого-разведочные и муфты к ним
- •Размеры труб с высаженными внутрь концами для геолого-разведочного бурения
- •Размеры муфт к трубам с высаженными внутрь концами для геолого-разведочного бурения
- •1.2.3. Обсадные трубы
- •Основные показатели обсадных труб
- •Механические свойства труб и муфт
- •Расстояние между параллельными плоскостями после испытания на сплющивание
- •Размеры резьбовых соединений обсадных труб по гост 632
- •1.2.4. Насосно-компрессорные трубы
- •Насосно-компрессорные трубы по гост 633
- •1.2.5. Расчет насосно-компрессорных труб
- •От параметра зависания:
- •1.2.6. Трубы для нефтепромысловых коммуникаций
- •Материалы для изготовления промысловых трубопроводов
- •1.3. Скважинные уплотнители - пакеры
- •1.3.1. Конструктивное исполнение пакеров
- •Уплотнительные элементы
- •1.3.2. Методика конструирования и расчета скважинных уплотнителей
- •Раздел 2. Оборудование для освоения скважины и очистки призабойной зоны пласта
- •2.1. Методы освоения эксплуатационных и нагнетательных скважин
- •2.2. Оборудование для освоения эксплуатационных и нагнетательных скважин
- •2.2.1. Оборудование для освоения скважин свабированием и тартанием
- •Технические характеристики ксс-1
- •Технические характеристики комплекса для свабирования на базе АзИнмаш-37
- •2.2.2. Оборудование для освоения скважин компрессорным способом
- •Характеристика передвижных компрессорных становок
- •Технические характеристики кпу
- •2.2.3. Оборудование для освоения скважин способом замещения жидкости
- •Технические характеристики агрегата ппа-200
- •Технические характеристики агрегата адпм-12/150-у1
- •Технические характеристики ац-32
- •Технические характеристики агрегата для кислотной обработки скважин анц-32
- •Технические характеристики установки насосно-бустерной азотной унба-9/160
- •2.2.4. Оборудование для очистки призабойной зоны скважин
- •Раздел 3. Оборудование для подъема из скважин продукции пласта
- •3.1. Оборудование фонтанных скважин
- •3.1.1. Оборудование устья фонтанных скважин
- •Рекомендуемые материалы для изготовления арматуры при различных рабочих давлениях
- •3.1.2. Отечественное наземное оборудование устья фонтанирующих скважин
- •Технические характеристики арматуры
- •3.1.3. Фонтанное оборудование зарубежного производства
- •3.1.4. Основные типы и конструкции фонтанной арматуры
- •Нормы испытательных давлений
- •Технические характеристики фонтанной арматуры на 35 мПа
- •3.1.5. Типовые конструкции запорных устройств арматуры
- •3.1.6. Определение усилий, действующих на фланцевое соединение арматуры
- •3.1.7. Проверка прочности деталей фланцевого соединения
- •3.1.8. Комплекс скважинного оборудования для фонтанной эксплуатации скважин
- •Техническая характеристика типов комплексов подземного оборудования типа кпг и ко серийного производства для газовых скважин
- •Раздел 4. Эксплуатация скважин газлифтным способом
- •4.1. Принцип работы газлифтного подъемника
- •4.2. Принципиальные схемы непрерывного газлифта
- •4.3. Принципиальные схемы периодического газлифта
- •Установки периодического действия, работающие без подкачки в затрубное пространство скважины стороннего газа
- •Установки периодического действия, работающие с подкачкой стороннего газа в затрубное пространство скважины
- •Лифты замещения
- •4.4. Расчет установок непрерывного газлифта. Использование кривых динамического и статического градиентов давления для расчета расстановки клапанов
- •Расчет газлифтной установки
- •Диаметр труб 73 мм, дебит 1272 м3/сут, плотность нефти 850 кг/м3, относительная плотность газа 0,65 Определение диаметра газлифтного подъемника
- •Расчет глубины установки рабочего клапана
- •Расчет первого пускового клапана
- •Расчет второго пускового клапана
- •Расчет третьего пускового клапана
- •4.5. Расчет газлифтной установки, оборудованной клапанами, действующими от давления жидкости в лифте
- •4.6. Установки для газлифтного способа добычи нефти Газлифтная установка л
- •Газлифтная установка лн
- •Газлифтная установка с комплексом управления скважинными отсекателями
- •Технические характеристики су-350в1
- •Технические характеристики суэ-350в1
- •Газлифтная установка 1угг-168х2х125
- •Технические характеристики 1угг
- •Установки увл, 1увл и увлг для внутрискважинного газлифта
- •Краткие технические характеристики установок для внутрискважинного газлифта
- •Технические характеристики забойного устройства
- •Технические характеристики съемного дросселя установки увл
- •Технические характеристики забойного устройства установки 1увл
- •Технические характеристики съемного дросселя установки 1увл
- •Технические характеристики съемного дросселя установки увлг
- •Технические характеристики устройства
- •Технические характеристики разобщающего устройства
- •Газлифтная установка лп
- •Технические характеристики ср-2
- •Краткие технические характеристики установок лп
- •4.7. Скважинное оборудование для газлифтного способа добычи нефти. Газлифтные клапаны
- •Технические характеристики кулачкового фиксатора фк-38
- •Технические характеристики клапанов гм-8 и гм-45р
- •Скважинные камеры
- •Технические характеристики камер кн-60д-350 и 1 кн-60д-350
- •4.8. Пакеры и якори
- •4.9. Циркуляционные и ингибиторные клапаны
- •Технические характеристики клапанов
- •Технические характеристики клапанов
- •Технические характеристики клапанов
- •Технические характеристики клапанов зкпо
- •Технические характеристики клапана кингс-25-50
- •Технические характеристики ингибиторных клапанов кинг
- •4.10. Клапаны-отсекатели и замки
- •Технические характеристики клапанов кау
- •Технические характеристики клапанов
- •Технические характеристики
- •Технические характеристики инструмента
- •Основные параметры посадочных ниппелей
- •Основные параметры замков
- •4.11. Разъединитель колонны рк
- •4.12. Телескопические соединения
- •Технические характеристики телескопических соединений
- •Технические характеристики соединений
- •4.13. Приемный клапан и глухая пробка
- •Технические характеристики приемных клапанов
- •Технические характеристики
- •4.14. Устьевое оборудование газлифтных скважин
- •4.15. Техника и технология канатных работ в газлифтной скважине
- •Инструмент для канатных работ
- •Основные параметры грузовых штанг
- •Технические характеристики шарнирных соединений
- •Технические характеристики
- •Технические характеристики
- •Технические характеристики отклонителей рычажных
- •Технические характеристики отклонителей консольных
- •Технические характеристики спускного инструмента
- •Технические характеристики
- •Технические характеристики подъемных инструментов
- •Технические характеристики ипз
- •Технические характеристики толкателей
- •Технические характеристики пка
- •Технические характеристики сх
- •Оборудование устья для проведения канатных работ
- •Технические характеристики оуг-80х350
- •Технические характеристики ин-1
- •Лебедка с гидравлическим приводом
- •Технические характеристики установки лсг1к-131
- •Прочностные характеристики проволоки
- •4.16. Компрессоры для газлифтной добычи нефти
- •Газомоторные компрессоры
- •Основные характеристики силовых двигателей
- •Основные характеристики газомотокомпрессоров
- •Конструкция газомотокомпрессора
- •Система пуска
- •Центробежные компрессоры для добычи нефти газлифтным способом
- •Технические характеристики компрессора
- •Основные модификации компрессоров
- •Основные технические характеристики компрессора 43цко-160/15
- •Объемные доли (%) нефтяного газа
- •Технические характеристики компрессоров
- •Раздел 5. Бесштанговые насосные установки
- •5.1. Классификация бесштанговых насосов
- •5.2. Установки погружных центробежных насосов с электроприводом Принципиальные особенности установок
- •Описание и параметры установок
- •5.2.1. Погружные центробежные насосы
- •Осевые опоры и радиальные подшипники вала насоса
- •Технические характеристики насосов
- •Параметры насосов тала эцна, эцнак ту 3631-025-21945400-97
- •Параметры насосов типа эцнм 5-20 ту 3665-001-00217780-97
- •Технические характеристики насосов типа 1bнhп 5-25
- •Погружные центробежные насосы зарубежных фирм
- •Параметры насосов фирмы reda
- •Параметры насосов фирмы Centrilift
- •Параметры насосов фирмы еsр
- •Параметры погружных центробежных насосов для добычи нефти фирмы odi
- •Параметры насосов типа а и е фирмы Temtex
- •5.2.2. Газосепараторы центробежных насосов для добычи нефти
- •Существующие конструкции и принцип действия газосепараторов и диспергаторов
- •Условия эксплуатации
- •Газосепараторы фирмы Centrilift
- •Газосепараторы и диспергаторы, выпускаемые фирмой reda
- •Газосепараторы китайского производства
- •Газосепараторы для эцн
- •5.2.3. Погружные электродвигатели и их гидрозащита
- •Размеры труб для корпусов эцн и пэд
- •Секционные двигатели
- •Параметры погружных электродвигателей
- •Двигатели фирмы reda
- •Электродвигатели серии 375, 50 Гц, односекционные, диаметр — 95,3 мм
- •Электродвигатели серии 456, диаметр 115,8 мм
- •Модульные протекторы серии 387/456. Минимальный размер обсадной трубы 5.5" (139,7 мм), наружный диаметр 98,3 мм
- •Технические характеристики уплотнений
- •Двигатели фирмы Centrilift
- •Электродвигатели модели dme серии 375
- •Наружный диаметр 3,75 дюйма (95,3 мм)
- •Наружный диаметр 3,75 дюйма (95,3 мм)
- •Наружный диаметр 3,75 дюйма (95,3 мм)
- •Электродвигатели fme серии 450 односекционные
- •Наружный диаметр 4,50 дюйма (114,3 мм)
- •Наружный диаметр 4,50 дюйма (114,3 мм)
- •Секция гидрозащиты серии 400
- •Наружный диаметр 4,00 дюйма (101,6 мм)
- •Секция гидрозащиты серии 400
- •Наружный диаметр 4,00 дюйма (101,6 мм)
- •Электродвигатели фирмы Temtex
- •Двигатели фирмы Temtex
- •5.2.4. Система токоподвода установоък эцн
- •5.2.4.1. Устройства управления и защиты
- •Комплектное устройство шгс5805-49азу1 (ту уз.10-00216852-00-95)
- •Технические характеристики шгс 5810
- •Комплектные трансформаторные подстанции серии ктппн (ту 16-530.292-83)
- •Комплектные устройства фирм сша Комплектные устройства фирмы reda
- •Технические характеристики комплектных устройств фирмы reda
- •Комплектные устройства фирмы Centrilift
- •Техничеcкие характеристик и комплектных устройств фирмы Centrilift
- •Комплектные устройства фирмы esp
- •Технические характеристики комплектных устройств esp
- •5.2.4.2. Оборудование регулировки частоты вращения погружных двигателей
- •Оборудование регулировки частоты вращения фирмы reda
- •Массогабаритная характеристика vsd
- •Технические характеристика speedstar
- •Оборудование для регулировки частоты вращения валов эцн фирмы Centrilift
- •Оборудование регулировки частоты вращения фирмы esp
- •Регуляторы скорости фирмы esp
- •5.2.4.3. Оборудование диагностики уэцн
- •Система термоманометрическая скад-2
- •Габаритные размеры и масса составных частей ист-1
- •Оборудование для диагностики состояния уэцн зарубежных фирм
- •Применимость комплекса пздт в составе уэцн фирмы rеda
- •Характеристики моделей скважинных датчиков фирмы reda
- •Скважинные приборы замера давления и температуры фирмы Centrilift
- •Технические характеристики пздт фирмы Centrilift
- •Скважинная система мониторинга фирмы phoenix petroleum services Ltd (Шотландия)
- •Технические данные системы трай-сенсор
- •5.2.4.4. Трансформаторы для уэцн
- •Устройство трансформатора
- •Трансформаторы фирмы reda
- •Трансформаторы фирмы Centrilift
- •Массогабаритные характеристики трансформаторов фирмы Centrilift
- •Технические характеристики трансформаторов фирмы Centrilift для комплектации устройств регулирования скорости вращения двигателей
- •5.2.4.5. Кабельные линии установок эцн
- •Российские кабельные линии
- •Кабели марок кпбк, кпбп и кпобп
- •Кабели марок кппбк и кппбп
- •Кабели марок кпобпт, кпбпт и кппбпт
- •Кабели марок кпбт, кпбпт, кэпбт и кэпбпт
- •Удлинитель с муфтой
- •Кабели-удлинители марок кпбпт, кпобпт, кппбпт, кпбп, кэпбпт и кппбп
- •Сростка кабелей
- •Размеры сросток кабельных линий
- •Контрольные испытания кабельных линий
- •Упаковка
- •Барабаны для намотки кабеля
- •Кабельные линии фирмы reda
- •Кабели фирмы reda
- •Размеры жил кабелей фирмы reda
- •Основной кабель Кабели Redalene
- •Кабели Redahot
- •Кабели Redablack
- •Кабели Redalead
- •Удлинитель с муфтой Кабели-удлинители Motorlead
- •Муфта кабельного ввода
- •Сростка кабелей
- •Контрольные испытания кабельных линий
- •Упаковка
- •Основные параметры барабанов для намотки кабельных линий фирмы reda
- •Кабели фирмы Centrilift
- •Кабели Centrilift cpn
- •Кабели Centrilift ctn
- •Кабель Centrilift стт
- •Кабели Centrilift cee
- •Кабель Centrilift cel
- •Кабель-удлинитель Centrilift kt3
- •Кабель-удлинитель Centrilift kht
- •Кабели фирмы Phillips Cables (Канада)
- •Кабель Deviline
- •Кабель Deviline 400
- •Кабель Devilead
- •Кабели предприятия zts
- •Максимальные токовые нагрузки для кабелей zts
- •Кабели Шеньянского и Тяньзинского кабельных заводов (кнр)
- •Кабельная продукция фирмы Kerite (Шотландия)
- •Выбор конструкций кабелей для кабельных линий уэцн
- •Рекомендации по выбору конструкций кабелей для уэцн
- •Расчет падения напряжения в кабельной линии
- •5.2.5. Технологическое и вспомогательное оборудование для эксплуатации кабельных линий
- •5.2.5.1. Приспособления для крепления и защиты кабеля
- •Пояса для крепления кабеля российского производства
- •Нагрузки, воспринимаемые протекторами Lasalle
- •5.2.5.2. Приборы и устройства контроля состояния изоляции кабельных линий и кабелей установок уэцн Устройство нки-1
- •Технические характеристики устройства нки-1
- •Технические характеристики устройства омпик-1
- •5.2.5.3. Оборудование устья скважины для эксплуатации уэцн
- •Технические характеристики ауэ и оуэн
- •Технические характеристики афкэ и афк1э
- •5.2.5.4. Узлы вывода кабеля через устьевую арматуру скважины
- •Геометрические характеристики оборудования устья для уэцн
- •5.2.5.5. Пункты подключения кабельных линий
- •Габаритные размеры клеммных кабельных коробов фирмы Centrilift
- •5.2.5.6. Приспособления для подвески и направления кабеля при спуско-подъемных операциях
- •Характеристики устройств для спуска кабельной линии
- •5.2.5.7. Установки для намотки и размотки кабелей (кабельных линий)
- •Технические характеристики установки унркт-2м
- •Технические характеристики установки для намотки кабеля
- •Технические характеристики самоходной моталки
- •Установки для намотки и размотки кабелей ведущих фирм мира
- •Основные технические характеристики агрегатов-кабеленаматывателей фирмы Lasalle
- •5.2.5.8. Оборудование для монтажа и заправки маслом узлов уэцн на устье скважин
- •5.3. Основные направления усовершенствования установок погружных центробежных насосов
- •Основные технические данные и характеристики параметрических двигателей рппэд -я
- •Основные характеристики некоторых представителей параметрических двигателей прэд
- •Технические характеристики «цунар-100»
- •5.4. Конструктивные особенности деталей установок центробежных насосов и материалы для их изготовления
- •Химический состав и механические свойства материалов рабочих органов насосов типа эцн
- •Требования к корпусам насосов
- •Технические требования к валам насосов
- •Величины зазоров между обоймой направляющего аппарата и расточкой корпуса
- •Материалы основных деталей газосепараторов типа мнг и мнгк по ту 26-06-1416-84
- •Материалы основных деталей газосепараторов тапа мн-гсл по ту 313-019-92
- •Варианты конструктивного исполнения насосов 2 лэцн5
- •5.5. Подбор оборудования и выбор узлов установки эцн по условиям добычи нефти из скважины
- •5.5.1. Основные положения методики подбора уэцн к нефтяной скважине
- •5.5.2. Алгоритм «ручного» подбора уэцн к скважине
- •Проверка параметров кабеля и нкт
- •Проверка диаметрального габарита погружного оборудования
- •Проверка параметров трансформатора и станции управления
- •5.5.3. Алгоритм «машинного» подбора уэцн к скважине
- •5.5.4. Сравнение экономических показателей вариантов установки эцн
- •5.6. Примеры прочностного расчета основных узлов и деталей уэцн
- •Установившиеся и динамические моменты у вала насосов
- •5.7. Охрана труда при эксплуатации установок скважинных центробежных насосов
- •5.8. Установки электроприводных винтовых насосов для добычи нефти
- •5.8.1. Принцип действия винтовых насосов
- •5.8.2. Рабочие органы и конструкции винтовых насосов
- •Основные физико-механические показатели эластомера
- •5.8.3. Влияние зазора и натяга в рабочих органах винтового насоса на его характеристики
- •Риг. 5.178. Схема действия сил в насосе
- •5.8.4. Рабочие характеристики винтовых насосов
- •Технические характеристики установок
- •Технические характеристики насосов
- •5.8.5. Погружные электродвигатели для винтовых насосов
- •5.8.6. Установки погружных винтовых насосов зарубежного производства
- •5.9. Установки электроприводных диафрагменных насосов для добычи нефти
- •Число составных частей при варианте поставки
- •Основные показатели уэдн 5
- •Раздел 1. Оборудование, применяемое при различных эксплуатационных работах
- •Раздел 2. Оборудование для освоения скважины и очистки призабойной зоны пласта
- •Раздел 3. Оборудование для подъема из скважин продукции пласта
- •Раздел 4. Эксплуатация скважин газлифтным способом
- •Раздел 5. Бесштанговые насосные установки
Бурильные трубыc высаженными внутрь концами и муфты к ним
Условный диаметр трубы, мм |
Средний диаметр резьбы в основной плоскости, мм |
Наружный диаметр торца, мм |
Толщина стенки в гладкой части / в высаженной части, мм |
Длина высадки общая, мм |
Длина резьбы, мм |
Муфта |
||
общая |
до основной плоскости |
Диаметр, мм |
Длина, мм |
|||||
60 |
58,439 |
57,731 |
7/10 9/15 |
130 |
54 |
39,065 |
80 |
140 |
73 |
71,139 |
69,619 |
7/9,5 9/15 11/18 |
140 |
67 |
52,065 |
95 |
166 |
89 |
87,014 |
85,494 |
7/10 9/15,5 11/17,5 |
140 |
67 |
52,065 |
108 |
166 |
102 |
99,714 |
97,631 |
7/9,5 8/11,5 9/13,5 10/15,5 |
170 |
76 |
61,065 |
127 |
184 |
114 |
112,414 |
109,706 |
7/11,5 8/13,5 9/15,5 10/17,5 11/18,5 |
185 |
86 |
71,065 |
140 |
204 |
127 |
125,114 |
122,406 |
7/11,5 8/13,5 9/15,5 10/17,5 |
185 |
86 |
71,065 |
152 |
204 |
140 |
139,414 |
136,331 |
8/13 9/15 10/17 11/20 |
185 |
92 |
77,065 |
171 |
215 |
168 |
166,389 |
162,900 |
9/20 10/22 |
185 |
98,5 |
83,565 |
197 |
229 |
Рис. 1.2.1. Бурильные трубы с высаженными
внутрь концами и муфты к ним
Таблица 1.2.4
Бурильные трубыc высаженными наружу концами и муфты к ним
Условный диаметр трубы, мм |
Средний диаметр резьбы в основной плоскости, мм |
Наружный диаметр торца, мм |
Толщина стенки в гладкой части / в высаженной части, мм |
Длина высадки общая, мм |
Длина резьбы, мм |
Муфта |
||
общая |
до основной плоскости |
Диаметр, мм |
Длина, мм |
|||||
60 |
65,576 |
64,868 |
7/10,5 9/12,5 |
130 |
54 |
39,065 |
86 |
140 |
73 |
79,877 |
78,357 |
7/11,5 9/13,5 11/15,5 |
140 |
67 |
52,065 |
105 |
165 |
89 |
95,244 |
93,724 |
7/11 9/13 11/15 |
140 |
67 |
52,065 |
118 |
165 |
102 |
112,414 |
109,706 |
8/14 9/15 10/16,5 |
170 |
76 |
61,065 |
140 |
204 |
114 |
125,114 |
122,406 |
8 /14,5 9 /14,5 10 /16,5 11 /17,5 |
185 |
86 |
71,065 |
152 |
204 |
140 |
152,114 |
149,031 |
8/21,5 9 / 22,5 11/23,5 |
185 |
92 |
77,065 |
185 |
215 |
Рис. 1.2.2. Бурильные трубы с высаженными наружу концами и муфты к ним
Примеры условных обозначений бурильных труб и муфт к ним:
а) труба диаметром 140 мм с высаженными внутрь концами с толщиной стенки 9 мм, из стали группы прочности Д — Труба 140 X 9 Д ГОСТ 631;
б) та же труба, но повышенной точности изготовления — Труба П 140 X 9 Д ГОСТ 631;
в) труба с высаженными наружу концами из стали группы прочности Е, обычной точности изготовления — Труба Н 140 X 9 Е ГОСТ 631;
г) муфта к той же трубе — Муфта Н 140 X 9 Е ГОСТ 631.
Для труб и муфт с левой резьбой в условном обозначении после слов «труба» или «муфта» ставится буква Л. Трубы бурильные поставляются следующих длин:
а) при условном диаметре от 60 до 102 мм — 6,8 и 11,5 м;
б) при условном диаметре от 114 до 168 мм — 11,5 м. В партии допускается до 25% труб длиной 8 м и до 15% — длиной 6 м. Длина трубы определяется расстоянием между ее торцами, а при навинченной муфте — расстоянием от свободного торца муфты до последней риски резьбы противоположного конца трубы.
Допускается применение бурильных труб длиной 11,5 м, сваренных встык по месту высадки (из двух труб) по специальным техническим условиям.
Допускаются следующие отклонения по размерам и массе труб и муфт:
а) по наружному диаметру трубы:
при обычной точности изготовления ± 1%;
при повышенной точности изготовления ± 0,75%.
За высаженной наружу частью трубы на длине не более 100 мм допускается увеличение наружного диаметра трубы до 1 мм.
б) по наружному диаметру муфты ± 1%.
в) по толщине стенки:
для труб обычной точности изготовления + 12,5%;
для труб повышенной точности + 10%.
Плюсовые отклонения по толщине стенки ограничиваются массой труб.
г) по диаметру цилиндрической расточки муфты ± 1 мм.
д) по наименьшему внутреннему диаметру высаженной части труб с внутренней высадкой ± 1,5 мм.
У труб с высаженными наружу концами соответствие внутреннего диаметра трубы номинальному проверяют на длине 400 мм от обоих концов трубы жестким двойным шаблоном длиной 150 мм. Диаметры шаблонов должны быть меньше номинального внутреннего диаметра трубы на 3 мм, для труб с условным диаметром 140 мм допускается уменьшение диаметра шаблона до 5 мм.
е) по длине труб: для труб длиной 6 м — отклонение + 0,6 м, длиной 8м — отклонение + 0,6 м, длиной 11 м — отклонение + 0,9 м.
В партии труб допускается до 10% труб каждой длины с отклонением — 0,3 м.
ж) по длине муфты ± 3 мм.
з) по массе для отдельной трубы:
обычной точности изготовления + 9%;
повышенной точности изготовления + 6,5%.
Трубы могут иметь овальность и разностенность, однако размеры их должны находиться в пределах допускаемых отклонений по наружному диаметру и толщине стенки.
Кривизна труб на концевых участках, равных одной трети длины трубы, не должна превышать 1,3 мм на 1 м. Общая кривизна всей трубы, т.е. стрела прогиба, замеренная на середине трубы, должна быть не больше 1/2000 длины трубы. Кривизна на концевых участках трубы исчисляется как частное от деления стрелы прогиба (в мм) на расстояние от места измерения до ближайшего конца трубы (в м). При измерении кривизны труб с высаженными наружу концами длина высаженной части в расчет не принимается.
На наружной и внутренней поверхностях труб и муфт не должно быть плен, раковин, закатов, расслоений, трещин и песочин. Допускаются вырубка и зачистка этих дефектов только вдоль оси трубы при условии, что их глубина не превышает допускаемых отклонений по толщине стенки. Заварка, зачеканка или заделка дефектных мест не допускаются. Поверхность высаженной части трубы и место перехода ее к телу трубы не должны иметь резких уступов.
На внутренней поверхности высаженных наружу концов допускаются отдельные пологие незаполнения металлом:
а) для труб условным диаметром 60...102 мм — до трех незаполнений глубиной до 2 мм, протяженностью до 25 мм по окружности и шириной до 15 мм;
б) для труб условным диаметром 114...140 мм — до трех незаполнений глубиной до 3 мм, протяженностью до 50 мм по окружности и шириной до 20 мм.
Трубы длиной 8 и 11,5 м поставляются без муфт, а длиной 6 м — в комплекте с навинченными вручную муфтами. По требованию потребителя муфты должны быть закреплены на муфтонаверточном станке; допускается также поставка муфт без труб.
Резьба муфт должна быть оцинкована или фосфатирована. При свинчивании труб с муфтами их резьбы должны быть покрыты смазкой, обеспечивающей герметичность соединения и предохраняющей резьбу от задиров и коррозии.
Химический состав сталей, из которых изготовляют бурильные трубы, в ГОСТ 631 не предусмотрен; указывается предельно допустимое содержание вредных примесей — серы и фосфора (не более 0,045% каждого).
Для изготовления труб кроме углеродистых сталей используют легированные: 38ХНМ, 36Г2С, 35ХГ2СВ, 35ХГ2СМ и др.
Трубы группы прочности «К» и выше изготовляются из легированных сталей с последующей термообработкой (нормализация, нормализация с отпуском) или из углеродистых сталей с последующей закалкой и отпуском.
Муфты для труб условным диаметром 114 мм и менее поставляют из стали следующей группы прочности с более высокими механическими свойствами. Допускается поставка этих труб и муфт из стали одной группы прочности. Трубы диаметром более 114 мм и муфты к ним должны поставляться одной группы прочности.
Для улучшения механических свойств, уменьшения внутренних напряжений трубы и муфты термически обрабатывают.
Проверке механических свойств металла должны быть подвергнуты образцы, вырезанные из высаженной части трубы и из муфтовой заготовки. Образцы вырезают вдоль любого конца трубы и муфтовой заготовки методом, не вызывающим изменения структуры и механических свойств металла. Испытание на растяжение по ГОСТ 10006 проводят, как правило, на коротких продольных образцах; испытание на ударную вязкость выполняют по ГОСТ 9454.
Кроме проверки механических свойств, для выявления внутренних напряжений и пластических свойств трубы подвергают испытанию на сплющивание. Испытание проводят по ГОСТ 8695 на кольцевых образцах шириной 60 мм, отрезаемых от обоих концов гладкой части термически обработанной трубы.
Для соединения труб в колонну используется коническая трубная резьба, выполненная в соответствии с ГОСТ 631. Геометрические характеристики резьбы представлены на рис. 1.2.3 и в табл. 1.2.5 [5].
Рис. 1.2.3. Профиль резьбы бурильных труб
Таблица 1.2.5
