Проведение спуско-подъемных операций с НКТ

2.4.1 Подготовленные комплекты из новых или бывших в эксплуатации труб доставляются на скважины трубовозами, причем резьба труб и муфт должна быть защищена от повреждений специальными металлическими кольцами и ниппелями.

2.4.2 Перед выполнением спуско-подъемных операций (СПО) на скважине необходимо провести следующие подготовительные работы:

- подготовить рабочее место (мостки, стеллажи, площадки), обеспечив при этом все условия для безопасного ведения работ;

- проверить соответствие инструментов и механизмов паспортным данным;

- обеспечить при монтаже подъемного оборудования (вышки, мачты) строгое центрирование талевой системы относительно устья скважины;

- подобрать и проверить работоспособность инструмента и комплекта механизмов малой механизации в зависимости от характера выполняемых работ и типоразмера труб;

- подготовить подъемные патрубки и переводники, применяемые при СПО, которые должны быть изготовлены в заводских условиях или в ЦКПРС и подвергнуты контролю на соответствие требованиям ГОСТ 633 или технических условий.

2.4.3 Доставленный комплект НКТ укладывается на стеллажи рядами, муфтами к устью скважины, по типоразмерам согласно конструкции лифтовой колонны (по заказ-заявке) сверху вниз, т.е верхние секции труб укладываются вниз, а нижние – наверх. Между рядами должно быть уложено не менее трех прокладок (доски, брусья).

2.4.4 Перед спуском труб, оборудованных специальными приспособлениями (пакером, пусковым клапаном и т.д.), эксплуатационную колонну необходимо прошаблонировать до забоя. Диаметр шаблона должен быть указан технологическими службами.

2.4.5 Подачу труб со стеллажей на мостки производить без ударов, не допускать раскачивания поднятой трубы и ее ударов о детали подъемного сооружения, станка-качалки и устья скважины. При укладке труб на мостки на ниппельный конец обязательно устанавливается защитное кольцо

2.4.7 Перед спуском в скважину длина каждой трубы должна быть измерена рулеткой и занесена в журнал учета. Длина трубы определяется расстоянием между свободным торцом муфты и концом сбега резьбы ниппеля. Суммарная длина труб должна соответствовать длине лифтовой колонны согласно плана работ или заказ-заявки.

2.4.8 Если в колонну включены какие-либо пакеры или ловильные приспособления, то мастер обязан сделать эскиз их установки с размерами.

2.4.9 Перед спуском НКТ в скважину внутренний диаметр и общая кривизна трубы проверяются при помощи цилиндрической оправки (шаблона) длиной 1250 мм и наружным диаметром, указанным в таблице 14.

2.4.10 Предохранительные ниппеля удаляются из муфты перед подъемом трубы с мостков, а предохранительные кольца ниппелей снимаются после подъема трубы над устьем скважины. Консервационную смазку необходимо удалить и на чистую резьбу нанести резьбоуплотнительную смазку.

2.4.11 Тип смазки выбирается в зависимости от условий эксплуатации и требований нормативной документации на трубы. Области применения известных резьбовых смазок указаны в таблице 20. Резьбоуплотнительная смазка наносится при помощи кисти, деревянного шпателя (лопатки) на поверхность резьб ниппельного конца и муфты.

2.4.12 Составы выбранных для применения смазок, согласно разработанной на них нормативной документации. Ориентировочный расход смазок приведен в таблице 21.

Рекомендуемые сочетания смазок и резьбовых соединений в зависимости от условий применения приведены в таблице 22.

Для труб, изготовленных по API 5CT применяются смазки в соответствии с требованиями API RP 5A3 [18].

Таблица 20 – Области применения резьбовых смазок

Смазка	Область применения
Р-2 ТУ 38-101332-76	Для резьбовых соединений НКТ в скважинах нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с температурами от минус 30 ^0С до +50^0С
Р-402 ТУ 301-04-020-92	Для резьбовых соединений НКТ в скважинах нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с температурами от минус 50^0С до 200^0С
ПСМ «ВНИИТнефть» ТУ 0254-142-0147016-01	Для резьбовых соединений НКТ в скважинах нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с температурами до 200^0С, в т.ч использование в коррозионно-агрессивных средах с содержанием H2S и СО2до 6% каждого

Окончание таблицы 17

Смазка	Область применения
РУС РУС-1 ТУ0254-005-54044229-02	Для резьбовых соединений при давлениях жидкости – до 73,6 МПа и газа – до 68,7 МПа. Температурный диапазон от минус 50^0С до + 200^0С. Смазка может использоваться в коррозионно-агрессивных средах с содержанием Н2S и СО2 до 6% каждого.
РУС «Снежная королева» ТУ 0254-006-54044229-02	Для резьбовых соединений при давлении жидкости до 73,6 МПа, газа – до 68,7 МПа. Температурный диапазон от минус 60^0С до + 240^0С. Смазка может использоваться при парциальном давлении H2S 25% и СО2 15%
РУСМА ТУ 0254-001- 46977243-2002	Для резьбовых соединений при давлении жидкости и газа до 70 МПа и температурах от минус 50^0С до +200^0С. Смазка соответствует требованиям американского руководства API RP 5A3
РУСМА-1 ТУ 0254-001-46977243-2002	Для резьбовых соединений труб, изготовленных по API 5CT

Таблица 21– Ориентировочный расход смазок в зависимости от размера НКТ, г

Условный диаметр труб, мм
Расход смазки на соединение

Таблица 22- Рекомендуемые сочетания типов резьбовых соединений и герметизирующих средств для колонн НКТ в скважинах, не содержащих сероводород

Интенсивность искривления, град/10 м	Избыточное внутреннее давление, МПа	Рекомендуемое сочетание резьбовых соединений и герметизирующих средств
Жидкая среда
от 1,5 до 2,5	до 18,0	треугольная (Р-2, Р-402)
от 18,0 до 25,0	треугольная с тефлоновым кольцом (Р-2, Р-402)
от 2,5 до 5,0	до 18,0	треугольная с тефлоновым кольцом (Р-2, Р-402)
свыше 18,0	НКМ (Р-2, Р-402, ПСМ «ВНИИТнефть», РУС, РУС-1, РУСМА, РУС «СК»)
свыше 5,0	свыше 25,0	НКМ (Р-2, Р-402, ПСМ «ВНИИТнефть», РУС, РУС-1, РУСМА, РУС «СК»)
Газовая среда
до 5,0 и свыше	до 25,0 и свыше	НКМ (Р-2, Р-402, ПСМ «ВНИИТнефть», РУС, РУС-1, РУСМА, РУС «СК», РУСМА-1)

2.4.13 Подготовленную и поднятую очередную трубу над устьем скважины необходимо направлять в муфту спущенной трубы вертикально, посадку производить плавно, без ударов, чтобы не повредить резьбу. После центровки начинать медленное свинчивание вручную. Свинчивание производить без перекосов, убедившись, что резьбы ниппеля и муфты вошли в зацепление.

Для предотвращения заедания при свинчивании следует свинчивать соединение со скоростью не более 25 об/мин. Соединения должны затягиваться примерно на два оборота после свинчивания вручную, при этом необходимо не допустить деформации резьбы.

Долговечность соединений НКТ при повторяющихся циклах СПО обратно пропорциональна прикладываемому крутящему моменту, поэтому в скважинах, где герметичность соединения не вызывает сомнения, следует использовать минимальные величины крутящих моментов при свинчивании.

2.4.14 При сильном ветре, вызывающим раскачивание талевой системы, а вместе с ней и поднятой над устьем скважины трубы, необходимо использовать центрирующие приспособления, а при их отсутствии свинчивание производить вручную или прекратить работу.

2.4.15 При проведении СПО должны быть использованы не повреждающие НКТ клиновые захваты («клинья»), которые должны быть проверены до начала работы.

2.4.16 Свинчивание рекомендуется производить с приложением крутящих моментов, значения которых приведены в Приложениях В, Г, Д, Е, Ж. Момент свинчивания НКТ уточняется непосредственным производителем работ при свинчивании первых 10 труб и в дальнейшем применяется как оптимальный [20].

Дата добавления: 2015-06-27