Расчет режима спуска обсадной колонны
Скорость и ускорение спуска обсадной колонны приходится ограничивать из-за опасности возникновения высокого гидродинамического давления, которое может быть причиной разрыва пород и поглощения промывочной жидкости, смятия обсадной колонны либо разрушения обратного клапана. Наиболее опасная ситуация возникает при спуске обсадной колонны с закрытым обратным клапаном, поскольку в этом случае вся жидкость, вытесняемая колонной, движется только по заколонному пространству. Почти такая же ситуация может возникнуть, если обратный клапан открыт, но диаметр проходного канала в нем мал.
Рассмотрим случай спуска колонны с закрытым нижним концом.
Когда колонна труб находится в скважине, к наружной поверхности ее прилипает некоторый слой жидкости. При перемещении колонны, например, вниз вместе с ней будет двигаться также прилипший слой, который в свою очередь будет увлекать с собой вниз другие смежные слои жидкости. Поэтому жидкость, вытесняемая колонной, движется вверх не по всему сечению заколонного пространства, а лишь по наружной части его. Среднюю эффективную скорость восходящего потока вытесняемой жидкости можно определить по формуле Буркхардта
lт — длина одной обсадной трубы.
Положив ап=0, можно определить предельно допустимое значение скорости течения в заколонном пространстве
ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ СПУСКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН В СКВАЖИНУ.
За несколько дней до спуска колонны на буровую завозят обсадные трубы, элементы технологической оснастки и необходимый дополнительный инструмент, тщательно проверенные и испытанные, а также специальную смазку для обеспечения герметичности резьбовых соединений при наиболее высоких температурах, возможных в данной скважине.
На буровой обсадные трубы вновь осматривают, проверяют овальность жесткими двойными шаблонами соответствующих диаметров; трубы поврежденные при транспортировке и повышенной овальности отбраковывают, а годные сортируют по группам прочности, толщинам стенок и видам резьбовых соединений и укладывают на стеллажи в порядке, противоположном очередности спуска их в скважину. При укладке каждую трубу нумеруют, измеряют ее длину; номер трубы, ее длину и нарастающую длину колонны записывают в специальный блокнот.
При подъеме бурильной колонны после проработки или калибровки измеряют ее длину и уточняют длину скважины; при этом надо учитывать, что действительная длина скважины больше суммарной измеренной длины поднятых из нее бурильных труб на величину удлинения колонны.
К спуску колонны приступают сразу же, как только закончен подъем бурильных труб после промывки скважины.
После спуска в колонну сбрасывают ПЛАСТМАССОВЫЙ шар и потоком промывочной жидкости проталкивают его через резиновую диафрагму до посадки в седло ограничителя. С этого момента устройство ЦКОД начинает работать как обратный клапан; при прямой циркуляции жидкость из колонны вытекает в скважину через окна в ограничителе, перекрытые резинотканевой мембраной. Обратному же току жидкости из скважины в колонну препятствует шар, который слегка приподнявшись упирается в резиновую диафрагму и наглухо закрывает проход в ней.
Клапан ЦКОД может выполнять также функцию посадочного седла для разделительной цементировочной пробки.
Перед навинчиванием тщательно очищают резьбу свободного от муфты конца обсадной трубы волосяной или капроновой щеткой и наносят на нее тонкий слой специальной смазки. Обсадную трубу навинчивают с помощью механизированных ключей или кругового замка Залкина, а затем докрепляют машинными ключами с контролем крутящего момента моментомером. Величина крутящего момента докрепления резьбового соединения регламентирована и зависит от диаметра резьбы.
Спущенная в скважину обсадная колонна должна быть хорошо отцентрирована относительно ствола. Для этого колонну оснащают пружинными или жесткими ЦЕНТРАТОРАМИ. Жесткость пружины центратора должна быть выбрана с таким расчетом, чтобы ось обсадной колонны под действием боковой составляющей веса ее практически не смещалась относительно оси скважины.
Для лучшего вытеснения промывочной жидкости тампонажным раствором из участков с увеличенным диаметром скважины на колонне близ границы их полезно размещать ТУРБУЛИЗАТОРЫ которые завихряют восходящий поток в кольцевом пространстве. На обсадной колонне турбулизатор фиксируют витым клином. Расстояние между смежными турбулизаторами не должно превышать 3 м. Места размещения турбулизаторов и центраторов на колонне уточняют по данным кавернометрии.
При быстром спуске обсадной колонны возникает значительное гидродинамическое давление на стенки скважины, что может явиться причиной поглощения промывочной жидкости, разрушения обратного клапана или смятия колонны. Поэтому скорость спуска колонны ограничивают.
Пока башмак колонны находится выше слабого пласта, Ргидр на глубине нижнего конца ее во избежание возникновения поглощения должно быть меньше наименьшего из двух значений:
Технология спуска обсадных колонн
Крепление некоторого интервала ствола скважины обсадной колонной с последующим ее цементированием весьма важный и ответственный этап в строительстве скважины. От качества этих работ в значительной степени зависит успешное выполнение последующих работ в скважине, ее надежность и долговечность.
Спуску колонны предшествуют подготовительные мероприятия, направленные на то, чтобы этот процесс проходил без вынужденных остановок и колонна, лишенная дефектов не подвергалась непредвиденным перегрузкам.
Комплекс подготовительных работ включает: расчет обсадных колонн на прочность, составление плана крепления; проведение геофизических исследований для выявления зон сужений и уширений, пространственных перегибов ствола; подготовку обсадных труб, бурового оборудования и ствола скважины.
Данные геофизических исследований с учетом технического состояния ствола скважины позволяют установить объем и технологию подготовительных работ, комбинацию типов и размеров технологиче
ской оснастки обсадных колонн, рассчитать количество тампонажных материалов, выбрать тип буферной жидкости.
В подготовку обсадных труб входит проверка качества их изготовления и обеспечение сохранности при транспортировании к месту проведения работ, а также при их перемещении на буровой.
При хорошей организации контроля обсадные трубы неоднократно подвергаются проверке и проходят следующие виды контрольных испытаний и обследований:
— гидравлические испытания обсадных труб на трубно- инструментальной базе бурового предприятия, в отдельных случаях испытания труб можно проводить непосредственно на буровой;
визуальное обследование доставленных на буровую труб, промер длины каждой трубы;
— шаблонирование, проверку состояния резьбы трубы над устьем скважины во время спуска обсадной колонны.
Трубы испытывают опрессовкой внутренним давлением. Его величина рассчитывается по следующей формуле:
 |
При D 219 мм имеем [σ] = 0,6«гт.
навинчивают специальные предохранительные колпаки для их защиты in повреждения при транспортировке на буровую.
Подготавливают рабочее место у устья скважины: убирают инструмент, который не понадобится при спуске колонны, и очищают пол буровой, вровень со столом ротора устанавливают временный деревянный настил. Обращают внимание на усиление освещенности рабочих мест, навешивают дополнительные светильники.
В подготовительный период на буровую доставляют достаточное количество (с резервом) дополнительного инструмента, который понадобится при спуске обсадной колонны. Обсадные трубы подвозят специальными транспортными средствами и размещают на стеллажи по секциям в порядке их спуска. На каждый комплект предусматривается резерв в количестве 5 % от длины труб.
Чтобы избежать осложнений при спуске обсадной колонны, предусматривается комплекс работ по подготовке ствола скважины. Виды и объем работ зависят от состояния ствола скважины, сложности геологического разреза и протяженности открытой части ствола. О состоянии ствола судят по наблюдениям при спуске и подъеме бурильной колонны (посадки, прихваты, затяжки и т.д.), по прохождению геофизических зондов, по данным кавернометрии и инклинометрии.
Заранее выделяют интервалы, где отмечены затруднения при спуске бурильного инструмента, зоны сужения ствола, образования уступов, участки резкого перегиба оси скважины и т.д. В этих интервалах в подготовительный период проводят выборочную проработку ствола. В скважину спускают новое долото (с центральной промывкой) в сочетании с жесткой компоновкой и, удерживая инструмент на весу, прорабатывают выделенные интервалы с промывкой при скорости подачи 40 м/ч. Вращение инструмента на одном месте не допуска
При проработке скважины забойными двигателями необходимо периодически вращать бурильную колонну ротором во избежание ее прихвата. В процессе проработки контролируется качество бурового раствора, которое должно быть таким же, как и при бурении.
Для калибровки могут быть рекомендованы следующие компоновки нижней части бурильной колонны в порядке повышения жесткости:
а) долото, УБТ длиной 20 м, шарошечный или лопастной расширитель, УБТ длиной 10 м, УБТ и бурильные трубы;
б) долото, УБТ длиной 10 м, шарошечный или лопастной, расширитель, аналогичный расширитель, УБТ и бурильные трубы;
в) долото, шарошечный или лопастной расширитель, УБТ данной 10 м аналогичный расширитель, УБТ и бурильные трубы;
г) долото, два расширителя, УБТ длиной 10 м, расширитель, УБТ и бурильные трубы;
д) долото, три расширителя, УБТ длиной 10 м, расширитель, УБТ и бурильные трубы.
Выбор компоновок по жесткости и чередование их при калибровке ствола зависит от конфигурации ствола скважины, величины кольцевого зазора между ее стенкой и намечаемой к спуску обсадной колонны, а также жесткости последней.
При калибровке неосложненного ствола, стенки которого сложены прочными породами, можно ограничиться одним спуском жесткой бурильной компоновки, приближенной к жесткости обсадной колонны.
Скорость спуска жестких бурильных компоновок должна быть такой, какая будет при спуске обсадной колонны, т. е. не более 1 м/с, во избежание заклинивания или возникновения гидроразрыва пород поглощении.
Через спущенный инструмент скважину тщательно промывают до полного выравнивания свойств промывочной жидкости. Общая продолжительность непрерывной промывки не менее двух циклов. В кон
по промывки в закачиваемую промывочную жидкость добавляют нефть, графит и другие аналогичные добавки для облегчения спуска обсадной колонны.
Подъем бурильной колонны должен сопровождаться непрерывным заполнением скважины качественным буровым раствором, параметры которого полностью должны отвечать свойствам раствора перед подъемом труб.
При извлечении из скважины длину инструмента измеряют и по его суммарной длине контролируют протяженность ствола скважины.
Завершив подготовительные работы, приступают к спуску обсадной колонны в скважину.
Последовательность спуска секций в скважину и использование вспомогательных элементов (центраторы, скребки, турбулизаторы и др.) определяются конструкцией обсадной колонны, предусмотренной в индивидуальном плане работ по ее подготовке, спуску и цементированию, который разрабатывается технологическим или производственно- технологическим отделом УБР. Во время спуска осуществляют строгий контроль за соблюдением порядка комплектования колонны в соответствии с планом по группам прочности толщине стенок труб.
При спуске колонн для улучшения герметизации резьбовых соединений в обязательном порядке применяются смазки, содержащие графитовый порошок, чешуйчатую медь, а также свинцовый порошок и цинковую пыль. Графит и медь предохраняют от задиров, а свинец и цинк дают смазке уплотняющую способность (см. табл. 10.4).
Сначала в скважину спускают низ обсадной колонны, включающий башмак, заливочный патрубок, обратный клапан и упорное кольцо. Все элементы низа колонны рекомендуется свинчивать с использованием твердеющей смазки на основе эпоксидных смол. Использование обратного клапана обязательно, если в скважине имелись газопроявления. Надежность работы клапана на пропуск жидкости проверяют на поверхности посредством пробной циркуляции с помощью цементировочного агрегата, который подключают к компоновке. Затем в порядке очередности спуска к устью скважины подают обсадные трубы и перед наращиванием их шаблонируют. Со стороны муфты в трубу вводят жесткий цилиндрический шаблон.
Нормальный диаметр обсадной трубы, мм 114-219 245-340 407-508
Длина шаблона, мм. 150 300 300
Разница между внутренним номинальным
диаметром трубы и наружным диаметром шаб- 3 4 5
При подъёме трубы шаблон должен свободно пройти через нее и выпасть. Если шаблон задерживается, то трубу отбраковывают. Над
устьем скважины с нижнего конца приподнятой трубы свинчивают предохранительное кольцо, промывают и смазывают резьбу.
У кондуктора и промежуточных колонн резьбовые соединения нижних труб обычно проваривают прерывистым сварным швом для предупреждения их отвинчивания при последующих работах в скважине.
Во время спуска обсадной колонны ведут документальный учет каждой наращиваемой трубы: указывают номер трубы, группу прочности стали, толщину стенки, длину трубы, отмечают суммарную длину колонны и общую ее массу. На заметку берут все особые условия и осложнения, возникающие при спуске, записывают сведения об отбраковке отдельных труб и их замене.
Если колонна оснащена обратным клапаном, после спуска 10-20 труб доливают промывочную жидкость внутрь колонны, чтобы не допустить смятия труб избыточным наружным давлением.
По мере необходимости проводят промежуточные промывки с помощью цементировочного агрегата или бурового насоса. Во время промывки необходимо непрерывно расхаживать колонну.
В нашей стране разработан метод секционного спуска обсадных колонн. Длину секций определяют с учетом грузоподъемности буровой установки, состояния скважины и прочности труб. Для спуска обсадных колонн секциями применяют специальные разъединители и стыковочные узлы, обеспечивающие соединение секций в скважине. Все секции, кроме верхней, спускают на колонне бурильных труб, которую после закачки цементного раствора отсоединяют и извлекают на поверхность. Спуск обсадных колонн секциями позволяет значительно снизить нагрузки, возникающие в буровом оборудовании при этих работах, и повысить надежность цементирования. Недостаток этого метода состоит в том, что создается некоторая опасность нарушения герметичности колонны на стыках секций и повышается суммарная продолжительность работ по креплению скважины.
Перед спуском секции обсадной колонны или хвостовика отобранные бурильные трубы дополнительно рассчитывают на прочность с учетом веса обсадных труб, затем опрессовывают, шаблонируют, проверяют дефектоскопом, нумеруют и измеряют их длину. Во время спуска запрещается вращать бурильную колонну.
Секцию допускают на ведущей трубе с промывкой. Длину бурильной колонны подбирают с таким расчетом, чтобы при установке башмака колонны на заданной глубине ведущая труба заходила в скважину не более чем на 3 м. После спуска секции или хвостовика сразу начинают цементирование.
С каким крутящим моментом клапан ввинчивается в обсадную колонну
ГОСТ Р 56175-2014
(ИСО 10405:2000)
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ТРУБЫ ОБСАДНЫЕ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ДЛЯ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию
Casing and tubing for petroleum and natural gas industries. Recommendations for use and care
Дата введения 2015-01-01
1 ПОДГОТОВЛЕН подкомитетом ПК 7 «Трубы нарезные нефтяного сортамента» Технического комитета по стандартизации ТК 357 «Стальные и чугунные трубы и баллоны»
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 357 «Стальные и чугунные трубы и баллоны»
— изменения отдельных фраз (слов, значений показателей), выделенных в тексте настоящего стандарта курсивом*;
— дополнения структурными элементами (пунктами, подпунктами, абзацами, таблицами и рисунками), выделенными в тексте настоящего стандарта вертикальной линией, расположенной на полях этого текста;
— изменения содержания отдельных структурных элементов (удаления предложений, абзацев), выделенных в тексте настоящего стандарта курсивом и вертикальной линией, расположенной на полях этого текста;
— изменения его структуры для приведения в соответствие с правилами, установленными в ГОСТ Р 1.5 (подразделы 4.2 и 4.3). Сравнение структуры настоящего стандарта со структурой указанного международного стандарта приведено в дополнительном приложении ДА. Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного международного стандарта для приведения в соответствие с ГОСТ Р 1.5 (пункт 3.5)
ВНЕСЕНО Изменение N 1, утвержденное и введенное в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 23.05.2017 N 414-ст c 01.09.2017
Изменение N 1 внесено изготовителем базы данных по тексту ИУС N 9, 2017 год
Введение
Настоящий стандарт модифицирован по отношению к международному стандарту ИСО 10405:2000 «Нефтяная и газовая промышленность. Эксплуатация и обслуживание обсадных и насосно-компрессорных труб» 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.
Настоящий стандарт разработан в целях перехода российской промышленности к мировой практике эксплуатации и обслуживания обсадных и насосно-компрессорных труб, к повышению уровня взаимодействия изготовителей и потребителей труб, уровня проведения процессов эксплуатации и обслуживания, надежности и долговечности обсадных и насосно-компрессорных колонн в целом.
В настоящем стандарте содержатся рекомендации по подготовке к свинчиванию обсадных и насосно-компрессорных труб, изготовляемых по ГОСТ Р 53366, по спуску и подъему колонн, приварке приспособлений, анализу причин неисправностей и повреждений, контролю и классификации труб, бывших в употреблении, рекомендации по транспортированию, погрузочно-разгрузочным операциям и хранению, а также расчетные значения моментов свинчивания для труб различных размеров, групп прочности и резьбовых соединений.
Модификация настоящего стандарта по отношению к международному стандарту заключается в следующем:
— исключены силиконовые смазки;
— дополнена формула для расчета с рекомендуемым расходом смазки для труб различных диаметров;
— дополнены правила очистки резьбы от смазки;
— уточнены рекомендации по свинчиванию резьбовых соединений SC, LC, ВС, NU, EU и дополнены рекомендации по свинчиванию резьбовых соединений ОТТМ, ОТТГ, НКТН, НКТВ и НКМ;
— дополнены правила перевозки труб авиатранспортом;
— дополнено приложение В, содержащее сведения о соответствии резьбовых соединений, упомянутых в настоящем стандарте, и резьбовых соединений, применяемых ранее в национальной промышленности;
— исключены все данные, относящиеся к резьбовым соединениям Экстрим-лайн и Интеграл-джойнт, не применяемым в национальной промышленности;
— исключены значения показателей, выраженные в американской системе единиц, а также исходное содержание приложения А с соотношениями между единицами СИ и единицами американской системы.
Рекомендации стандарта могут быть применены для эксплуатации и обслуживания обсадных и насосно-компрессорных труб, в том числе с другими резьбовыми соединениями, подобными резьбовым соединениям по ГОСТ Р 51906 и ГОСТ 33758, изготавливаемых по техническим условиям и стандартам организаций.
1 Область применения
Настоящий стандарт содержит рекомендации по обслуживанию и эксплуатации обсадных и насосно-компрессорных труб, в том числе по порядку спуска и подъема, посадке труб в муфты и свинчиванию в промысловых условиях. Приводит рекомендуемые расход смазки, моменты свинчивания труб размеров, групп прочности и типов резьбовых соединений по ГОСТ Р 53366, а также рекомендации по транспортированию, погрузочно-разгрузочным операциям, хранению, инспекции.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 10692-2015 Трубы стальные, чугунные и соединительные детали к ним. Приемка, маркировка, упаковка, транспортирование и хранение
ГОСТ 23258-78 Смазки пластичные. Наименование и обозначение
ГОСТ 24297-2013 Верификация закупленной продукции. Организация проведения и методы контроля
ГОСТ 33758-2016 Трубы обсадные и насосно-компрессорные и муфты к ним. Основные параметры и контроль резьбовых соединений. Общие технические требования
ГОСТ Р 51365-2009 (ИСО 10423:2003) Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования
ГОСТ Р 51906-2015 Соединения резьбовые обсадных, насосно-компрессорных труб, труб для трубопроводов и резьбовые калибры для них. Общие технические требования
ГОСТ Р 53366-2009 (ИСО 11960:2004) Трубы стальные, применяемые в качестве обсадных и насосно-компрессорных труб для скважин в нефтяной и газовой промышленности. Общие технические условия
ГОСТ Р 53521-2009 Переработка природного газа. Термины и определения
ГОСТ Р 53678-2009 (ИСО 15156-2:2003) Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при добыче нефти и газа. Часть 2. Углеродистые и низколегированные стали, стойкие к растрескиванию и применение чугунов
ГОСТ Р 54918-2012 (ISO/TR 10400:2007) Трубы обсадные, насосно-компрессорные, бурильные и трубы для трубопроводов нефтяной и газовой промышленности. Формулы и расчет свойств
ГОСТ Р ИСО 13678-2015 Трубы обсадные, насосно-компрессорные, трубопроводные и элементы бурильных колонн для нефтяной и газовой промышленности. Оценка и испытание резьбовых смазок
3 Термины и сокращения
3.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения:
4 Порядок спуска и подъема обсадных труб
4.1 Документирование процесса подготовки и спуска колонны*
4.1.1 Для спуска колонны обсадных труб должны быть разработаны инструкции, регламентирующие растяжение колонны и порядок спуска колонны до забоя.
4.1.2 Все работы по креплению скважины обсадной колонной должны проводиться по утвержденному плану работ, составленному в соответствии с инструкциями и требованиям регламентирующих документов.
План должен включать указания по порядку сборки в колонну труб различных групп прочности, размеров и типов резьбовых соединений. Спуск труб необходимо проводить в строгом соответствии с установленным порядком.
4.2 Контроль и подготовка труб*
4.2.1 Осмотр труб и муфт
Перед началом работ необходимо провести осмотр каждой трубы и муфты. Обсадные трубы не должны иметь дефектов, которые по ГОСТ Р 53366 относятся к недопустимым дефектам, и должны соответствовать требованиям, установленным в настоящем стандарте.
Для применения труб в скважинах со специальными условиями эксплуатации, методы контроля дефектов, указанные в ГОСТ Р 53366, могут не обеспечить выявление дефектов в той степени, которая была бы достаточной для применения труб в таких условиях. В таких случаях рекомендуется использовать другие методы неразрушающего контроля, которые позволяют подтвердить необходимое качество труб и их пригодность для спуска в скважину.
Следует выполнить оценку методов неразрушающего контроля, предусмотренных в ГОСТ Р 53366, для определения возможности применения этих методов для выявления дефектов и разделения сигналов от недопустимых дефектов от источников ложных сигналов, которые могут возникнуть при применении этих методов.
4.2.2 Подготовка обсадных труб к свинчиванию в колонну
При подготовке обсадных труб для свинчивания в колонну рекомендуется выполнить следующие основные действия:
a) скомплектовать трубы по видам, группам прочности, размерам и типам соединений и уложить их на стеллажи с учетом очередности спуска труб по плану работ.
Если какая-либо труба не поддается идентификации, то она должна быть отложена до выяснения ее вида, группы прочности, размера и типа резьбового соединения;
b) снять резьбовые предохранители с концов труб и муфт.
Резьбовые предохранители следует снимать специальным ключом усилием одного человека. В случае затруднения при снятии резьбового предохранителя допускаются легкие удары деревянным предметом по торцу предохранителя для устранения возможного перекоса;
c) очистить резьбовые соединения труб и муфт от смазки.
Очистку от смазки следует проводить ветошью при помощи горячей мыльной воды, подаваемой под напором, или пароочистителя. Допускается удалять смазку с помощью растворителя, не содержащего хлор.
Для удаления смазки не допускается использовать дизельное топливо, керосин, соленую воду, барит и металлические щетки!
Также не следует использовать для удаления смазки моющие средства, оставляющие пленку на поверхности соединения и приводящие к ухудшению последующего нанесения уплотнительной смазки и ее адгезии к металлу.
После удаления смазки резьбовые соединения следует тщательно протереть сухой и чистой ветошью или просушить продувкой сжатым воздухом;
d) осмотреть резьбовые соединения труб и муфт.
Резьбовые соединения могут получить повреждения в результате соударения труб между собой или каких-либо других ударных воздействий, появления ржавчины, коррозии или других химических повреждений под воздействием окружающей среды или агрессивных компонентов смазки, а также при снятии резьбовых предохранителей.
Трубы с повреждениями резьбы, которые по ГОСТ Р 51906 и ГОСТ 33758 относятся к недопустимым и которые нельзя исправить, к спуску не допускаются;
e) измерить длину каждой трубы.
Измерения следует проводить от свободного торца муфты до участка ниппельного конца трубы, соответствующего номинальному положению торца муфты при механическом свинчивании (приблизительно до конца сбега резьбы на трубе или до основания треугольного клейма).
Сумма измеренных длин отдельных труб представляет собой длину ненагруженной собственным весом колонны обсадных труб.
Для измерения длины труб следует использовать стальную измерительную ленту, с ценой деления не более 1,0 мм;
f) провести шаблонирование каждой трубы.
Шаблонирование должно быть проведено стальным шаблоном (оправкой) по всей длине труб. Для шаблонирования труб из хромистых и коррозионно-стойких сталей следует использовать полимерные или алюминиевые оправки. Размеры рабочей части оправки должны соответствовать размерам, указанным в ГОСТ Р 53366. Через каждые 50 труб рекомендуется проверять диаметр рабочей части оправки в трех плоскостях по длине оправки. Не допускается использовать оправки при уменьшении диаметра рабочей части оправки более чем на 0,5 мм в какой-либо из трех плоскостей.
Положение трубы при шаблонировании должно исключать ее провисание. Используемые для шаблонирования веревки или стержни должны быть чистыми. При минусовой температуре воздуха трубы непосредственно перед шаблонированием следует прогреть паром.
Оправка должна свободно проходить через всю трубу. Если оправка не проходит через трубу, эта труба должна быть отложена для принятия решения о возможности ее дальнейшего использования и заменена другой трубой с проведением перенумерации труб.
Допускается проводить шаблонирование в процессе подъема труб на буровую;
g) установить резьбовые предохранители.
Чтобы не повредить резьбовые соединения труб и муфт при перекатывании их по стеллажу или подъеме на буровую, на них следует установить чистые резьбовые предохранители или специальные защитные колпаки.
Допускается неоднократное использование снятых резьбовых предохранителей при условии, что после каждого использования они должны быть тщательно очищены от ранее нанесенной смазки и внимательно осмотрены для выявления повреждений. Очистку от смазки следует проводить в соответствии с требованиями по очистке резьбовых соединений труб и муфт [перечисление с)]. Не допускается повторное использование резьбовых предохранителей со значительными повреждениями резьбы и формы.
При повторной установке резьбовых предохранителей необходимо убедиться, что они предназначены для труб и муфт данного размера и типа резьбового соединения.
