ТИ2.5-21 Технологическая инструкция Самотлорнефтегаз ОАО Отбраковка насосно-компрессорных труб на скважинах при проведении текущего и капиталь (7368743 v4)

УТВЕРЖДЕНА
Приказом АО «Самотлорнефтегаз»
от «27» июля 2018г. № 948
Введена в действие «27» июля 2018г.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ
АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ»
ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ
ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН
№ ТИ2.5-21
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
ВЕРСИЯ 2.00
(с изменениями, внесенными приказом АО «Самотлорнефтегаз» от 19.07.2019 №903)
(с изменениями, внесенными приказом АО «Самотлорнефтегаз» от 03.02.2020 №159)
(с изменениями, внесенными приказом АО «Самотлорнефтегаз» от 16.07.2020 № 889)
г. НИЖНЕВАРТОВСК
2018
СОДЕРЖАНИЕ
СОДЕРЖАНИЕ
ВВОДНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ...................................................................................................................................3
НАЗНАЧЕНИЕ .............................................................................................................................................................3
ОБЛАСТЬ ДЕЙСТВИЯ ...............................................................................................................................................3
ПЕРИОД ДЕЙСТВИЯ И ПОРЯДОК ВНЕСЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЙ ..............................................................................3
1. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ ........................................................................................................................4
2. ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ ................................................................................................................6
3. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.....................................................................................................................................8
4. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ ....................................................................................................................10
4.1. ПРОВЕДЕНИЕ ОПЕРАЦИЙ ПО ОТБРАКОВКЕ НКТ НА СКВАЖИНЕ ...............................................................10
4.2. ПРОВЕДЕНИЕ КОНТРОЛЯ И ИЗМЕРЕНИЙ .....................................................................................................13
4.3. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ КАЛИБРАМИ ....................................................................................20
5. ССЫЛКИ ..........................................................................................................................................................24
6. РЕГИСТРАЦИЯ ИЗМЕНЕНИЙ ЛОКАЛЬНОГО НОРМАТИВНОГО ДОКУМЕНТА ....................................25
ПРИЛОЖЕНИЯ ...................................................................................................................................................26
Права на настоящий ЛНД принадлежат АО «Самотлорнефтегаз». ЛНД не может быть полностью или частично воспроизведён,
тиражирован и распространён без разрешения АО «Самотлорнефтегаз».
© ® АО «Самотлорнефтегаз», 2018
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 2 ИЗ 36
ВВОДНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ
ВВОДНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ
НАЗНАЧЕНИЕ
Технологическая инструкция АО «Самотлорнефтегаз» «Отбраковка насосно-компрессорных
труб на скважинах при проведении текущего и капитального ремонта скважин» (далее –
Технологическая инструкция) устанавливает специфические требования по проведению
отбраковки насосно-компрессорных труб и элементов трубных колонн на скважинах при
проведении контрольно-сортировочных работ и определению пригодности насоснокомпрессорных труб, патрубков и переводников к дальнейшей эксплуатации. Технологическая
инструкция устанавливает оптимальные принципы взаимоотношений между АО
«Самотлорнефтегаз» и подрядными организациями в области взаимодействия в проведении
работ по отбраковке насосно-компрессорных труб и элементов трубных колонн на скважинах
при текущих и капитальных ремонтах скважин.
Настоящая Технологическая инструкция соответствует требованиям:


ГОСТ 633-80. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия;
ГОСТ 10654-81. Калибры для треугольной резьбы насосно-компрессорных труб и муфт
к ним. Типы. Основные размеры и допуски.
Технологическая инструкция призвана обеспечить установление единых критериев по
отбраковке насосно-компрессорных труб и элементов трубных колонн, а так же единых правил
организации работ по определению их пригодности к дальнейшей эксплуатации.
ОБЛАСТЬ ДЕЙСТВИЯ
Настоящая технологическая
АО «Самотлорнефтегаз»:
инструкция
обязательна
для
исполнения
работниками
 Управления добычи нефти и газа;
 Управления качества;
 Цехов по добыче нефти и газа;
 иных структурных подразделений,
задействованных в процессе контроля текущего, капитального ремонта и освоения скважин на
месторождениях общества.
Распорядительные, локальные нормативные документы и иные внутренние документы не
должны противоречить настоящей Технологической инструкции.
Структурные подразделения АО «Самотлорнефтегаз» при оформлении договоров с
подрядными организациями, задействованными в процессе производства работ ремонта
скважин, обязаны включать в условия договора пункт о неукоснительном выполнении
подрядной организацией настоящей Технологической инструкции.
ПЕРИОД ДЕЙСТВИЯ И ПОРЯДОК ВНЕСЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЙ
Настоящая Технологическая инструкция является локальным нормативным документом
постоянного действия.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 3 ИЗ 36
ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
1. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
ВЕРШИНА РЕЗЬБЫ – часть винтовой поверхности резьбы, соединяющая смежные боковые
стороны резьбы по верху.
– несовершенство, имеющее размер, достаточный для отбраковки изделия на
основании критериев, установленных нормативными документами.
ДЕФЕКТ
ДЛИНА РЕЗЬБЫ С ПОЛНЫМ ПРОФИЛЕМ
– длина участка резьбы, на котором витки имеют
полную (завершенную) форму.
– коническая резьба, предназначенная для соединения
нарезных труб и муфт к ним, исходный профиль которой представляет собой треугольник с
закругленными вершинами и впадинами.
ЗАКРУГЛЕННАЯ ТРЕУГОЛЬНАЯ РЕЗЬБА
комплекс работ, связанных с восстановлением
работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией
аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.
КАПИТАЛЬНЫЙ
РЕМОНТ
СКВАЖИН
–
– конец стороны впадины непрерывно исчезающей нитки резьбы,
наиболее удаленный от торца трубы.
КОНЕЦ СБЕГА РЕЗЬБЫ
– угол при вершине между образующими конуса в одной плоскости.
Конусность резьбы характеризуется изменением диаметра резьбы в осевом направлении и
определяется разностью диаметров (наружных, внутренних и средних) между двумя любыми
перпендикулярными к оси сечениями, деленной на расстояние между этими сечениями.
КОНУСНОСТЬ РЕЗЬБЫ
– свинчивание резьбового соединения с определенным
усилием и/или до определенного положения с помощью специального механизма или
гидравлического ключа.
МЕХАНИЧЕСКОЕ СВИНЧИВАНИЕ
–
условная толщина стенки, характеризующая устойчивость резьбовой части конца трубы к
разрушению, в условиях действия разнонаправленных напряжений.
МИНИМАЛЬНАЯ ТОЛЩИНА СТЕНКИ ТРУБЫ ПОД РЕЗЬБОЙ В ПЛОСКОСТИ ТОРЦА ТРУБЫ
НАСОСНО-КОМПРЕССОРНАЯ ТРУБА – труба, размещаемая в скважине и служащая для подъёма
продукции скважины или нагнетания рабочей среды.
– величина, характеризующая посадку одного изделия на другое, и припуск на
механическое довинчивание.
НАТЯГ
– расстояние от измерительной плоскости калибра до
плоскости изделия, выбранной за начало измерения натяга.
НАТЯГ ПРИ КОНТРОЛЕ КАЛИБРАМИ
НАТЯГ ПРИ СВИНЧИВАНИИ ТРУБ С МУФТАМИ – расстояние от торца муфты до плоскости конца
сбега резьбы на трубе.
– контрольно-сортировочные работы по определению пригодности НКТ к
дальнейшей эксплуатации - спускоподъемной операции.
ОТБРАКОВКА
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 4 ИЗ 36
ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
– физическое или юридическое лицо, которое
выполняет определенную работу по договору подряда, заключенному с АО
«Самотлорнефтегаз» в соответствии с Гражданским кодексом Российской Федерации.
ПОДРЯДНАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ (ПОДРЯДЧИК)
ПРОФИЛЬ РЕЗЬБЫ – профиль выступа и впадины резьбы в плоскости осевого сечения резьбы.
РЕЗЬБОВАЯ ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНАЯ ДЕТАЛЬ – элемент (колпак, кольцо, вставка, ниппель),
служащий для защиты резьбы и уплотнений при хранении, транспортировании и погрузочноразгрузочных работах.
– соединение двух изделий с помощью резьбы, в котором одно из
изделий имеет наружную резьбу, другое - внутреннюю.
РЕЗЬБОВОЕ СОЕДИНЕНИЕ
– участок в зоне перехода резьбы к гладкой части изделия, на котором резьба
имеет неполный профиль.
СБЕГ РЕЗЬБЫ
– свинчивание резьбового соединения
усилием одного человека без применения специального механизма или гидравлического
ключа.
СВИНЧИВАНИЕ ВРУЧНУЮ (РУЧНОЕ СВИНЧИВАНИЕ)
– комплекс работ, направленных на восстановление
работоспособности скважинного и устьевого оборудования, работ по изменению режима
эксплуатации скважины, а также по очистке подъемной колонны и забоя от парафиносмолистых отложений, солей и песчаных пробок бригадой текущего, капитального ремонта
скважин.
ТЕКУЩИЙ
РЕМОНТ
СКВАЖИН
– технический документ, который разрабатывается по решению
разработчика (изготовителя) или по требованию заказчика (потребителя) продукции и
содержит полный комплекс требований к продукции, её изготовлению, контролю и приемке.
ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
– расстояние по линии, параллельной оси резьбы между средними точками
ближайших одноименных боковых сторон профиля резьбы, лежащими в одной осевой
плоскости по одну сторону от оси резьбы.
ШАГ РЕЗЬБЫ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 5 ИЗ 36
ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
2. ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
АСПО – асфальтосмолопарафиновые отложения.
БРИГАДА ТКРС – бригада текущего и капитального ремонта скважин подрядной организации.
ВИК – визуально-инструментальный контроль.
ГТМ – геолого-техническое мероприятие воздействия на процесс разработки месторождения,
осуществляемое путем бурения или ремонта добывающих и нагнетательных скважин, и
связанное с изменением режима их работы.
– информационная система по
компрессорных труб и насосных штанг.
ИС
«Подвески
НКТ-3.0»
учету, движению насосно-
ИТР – инженерно-технический работник.
НКТ – насосно-компрессорная труба.
НКТзП – насосно-компрессорная труба с защитным внутренним покрытием.
ОБЩЕСТВО – АО «Самотлорнефтегаз».
ОК НКТ УК – отдел качества ремонта насосно-компрессорных труб Управления качества АО
«Самотлорнефтегаз».
ПП – подвесной патрубок без покрытия (черный).
– поддержание пластового давления, включающее технологические процессы
естественного или искусственного сохранения давления в продуктивных пластах нефтяных
залежей.
ППД
ППзП – подвесной патрубок с защитным внутренним покрытием.
СПО – спускоподъемные операции.
ТИП – трубно-инструментальная площадка.
ТКРС – текущий, капитальный ремонт скважин.
ТТН – товарно-транспортная накладная.
УК – Управление качества АО «Самотлорнефтегаз».
УСТиС – Управление скважинных технологий и супервайзинга АО «Самотлорнефтегаз».
УЭЦН – установка электроцентробежного насоса.
ЦДНГ – Цех по добычи нефти и газа АО «Самотлорнефтегаз».
ШСНУ – штанговая скважинная насосная установка, включающая глубинный насос, колонну
штанг, НКТ, работающая от наземного привода (станка-качалки).
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 6 ИЗ 36
ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
ШГН – штанговый глубинный насос объемного типа, приводимый в действие с помощью
колонны насосных штанг, передающих возвратно-поступательное движение от привода, и
предназначенный для откачки пластовой жидкости.
ШУ – шламоуловитель.
ЭТК – элементы трубных колонн, (патрубки, переводники).
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 7 ИЗ 36
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
3. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
3.1. При эксплуатации НКТ и ЭТК происходит износ труб и муфт по резьбе и телу, а при
наличии коррозионно-активных веществ в продукции скважины, они подвергаются
коррозионному износу. На стенках внутреннего канала труб откладываются АСПО и твердые
отложения.
Для определения пригодности подвески к дальнейшей СПО, представителем ЦДНГ и
представителем (мастером) бригады ТКРС, должна производится ревизия и отбраковка НКТ и
ЭТК. В процессе ревизии и отбраковки определяются НКТ, ЭТК годные к дальнейшей
эксплуатации и НКТ, ЭТК не пригодные к СПО, которые направляются на ТИП. Отбраковка
насосно-компрессорных труб, патрубков и переводников проводится в две стадии:
 Первая - визуальное выявление дефектов;
 Вторая - выявление дефектов методами инструментального контроля и измерениями (при
необходимости).
3.2. Отбракованные (не пригодные к СПО) НКТ и ЭТК в течение суток после окончания
ремонта скважины должны быть переданы на ТИП согласно Положения АО
«Самотлорнефтегаз» «Порядок эксплуатации, хранения и подачи заявок на завоз-вывоз
насосно-компрессорных труб» № П2.5-04. Перемещение НКТ с кустовой площадки на ТИП в
течение суток должно быть отражено в ИС «Подвески НКТ-3.0». Причина вывоза с куста в
ИС «Подвески НКТ-3.0» должна строго соответствовать акту ревизии НКТ!
Ответственность за качество внесения и достоверность информации в ИС «Подвески НКТ-3.0»
при вывозе НКТ с куста несет подрядная организация по ТКРС.
При этом представителем ЦДНГ, в процессе принятия работ проведенных на скважине,
обязательно должна быть проверена достоверность внесенных данных в ИС «Подвески НКТ3.0» подрядчиком по ТКРС, в том числе полнота внесения информации по наличию ЭТК в
подвеске. В случае выявления не корректного внесения информации подрядчиком по ТКРС в
ИС «Подвески НКТ-3.0» объемы выполненных работ представителем ЦДНГ не принимаются
до соответствующего исправления неверных данных. За внесение не корректной информации в
ИС «Подвески НКТ-3.0» подрядчику по ТКРС налагаются штрафные санкции согласно
условиям действующих договоров.
3.3. НКТ требующие дальнейшего комиссионного расследования увязываются отдельно от
остальных труб и отправляются на ТИП отдельной ТТН с обязательным указанием «на
комиссию» (на расследование).
3.4. Акт ревизии НКТ без покрытия заполняется согласно Приложению 2, Акт ревизии
НКТзП подвески с покрытием согласно Приложению 6 и в обязательном порядке передаётся на
ТИП в случае вывоза подвески или её части на хранение или в ремонт. Копия акта ревизии
передается в ЦДНГ. Акт ревизии ППзП заполняется согласно Приложению 3 и передается в
ЦДНГ.
3.5. В случае вывоза всей подвески НКТ на ТИП, с ней в обязательном порядке должна быть
передана мера НКТ и паспорт подвески НКТ.
3.6. В акте ревизии НКТ (Приложение 2) и акте ревизии НКТзП (Приложение 6) в
обязательном порядке должны быть заполнены все указанные пункты. Заполненные акты
ревизии НКТ и акты ревизии НКТзП должны содержать следующие корректные данные:
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 8 ИЗ 36
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
 причину вывоза НКТ с куста (причина вывоза должна соответствовать причинам из
справочника ИС «Подвески НКТ-3.0»);
 фактическое состояние НКТ;
 количественные данные по отбракованным НКТ в штуках;
 интервал спуска отбракованных НКТ от устья скважины в метрах;
 причину пригодности или не пригодности НКТ к СПО;
 количество НКТ в штуках вывозимых с куста на ТИП в случае необходимости
проведения дальнейшего комиссионного расследования.
3.7. При отказе подвески НКТ с наработкой менее 365 суток по решению технологической
службы ЦДНГ на ревизию и отбраковку вызывается представитель ОК НКТ УК. В случае
отбраковки подвески НКТ или ее части (с вывозом с куста) с наработкой менее 365 суток, а так
же в случае отказа НКТ в период гарантийных обязательств поставщика, при отсутствии на
комиссии представителя ОК НКТ УК, на ревизии присутствие ИТР ЦДНГ обязательно.
3.8. Ответственность за факт заполнения и сохранность комплекта документов несёт мастер
бригады ТКРС, а в его отсутствие бурильщик или старший оператор подрядной организации.
Ответственность за организацию проведения отбраковки (ревизионного осмотра) подвески
НКТ, вызов представителей поставщика НКТ в случае отказа трубы или выявления брака в
период гарантийных обязательств, в том числе за наличие документации на подвеску
(паспорта, сертификатов НКТ и ЭТК) несёт технологическая служба ЦДНГ.
Ответственность за качество проведения отбраковки и комиссионных расследований,
содержание Акта комиссионного или ревизионного осмотров НКТ, согласно п.п.4.1.1., 4.1.2.
настоящей Технологической инструкции несёт ЦДНГ.
Ответственность за качество выявления дефектов, оценку состояния муфт и резьбовых
соединений в процессе подготовки НКТ к спуску, 100% визуальный контроль тела и резьбы
НКТ при спуске в скважину несет соответствующая бригада ТКРС.
3.9. В случае частичной отбраковки подвески НКТ, допускается неполная замена колонны. В
паспорте на подвеску указывается количество отбракованных НКТ в штуках и метрах,
типоразмер,
причина
отбраковки,
указывается
количество
замененных
НКТ.
Доукомплектование подвески должно проводиться трубами той же марки и с тем же
количеством СПО, если в результате производственной необходимости производится
смешивание НКТ с разными сроками эксплуатации, то для подвески НКТ устанавливается срок
эксплуатации, соответствующий НКТ с минимальным остаточным сроком эксплуатации.
3.10. При отбраковке не пригодных к СПО НКТ на устье скважин, особенно по НКТ с
наработкой менее 365 сут. проведение ВИК на ТИП обязательно. Ответственность за качество
проведения ВИК на ТИП несет соответствующая подрядная организация проводившая данные
работы. В случае отказа подвески или отбраковки НКТ на которых проведен ВИК до спуска в
скважину, затраты связанные с ремонтом или простоем скважины, завозом-вывозом НКТ по
причине некачественного проведения ВИК возмещает соответствующая организация
ответственная за проведение ВИК на ТИП согласно условиям действующих договоров.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 9 ИЗ 36
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
4. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
4.1. ПРОВЕДЕНИЕ ОПЕРАЦИЙ ПО ОТБРАКОВКЕ НКТ НА СКВАЖИНЕ
4.1.1. В случае обнаружения дефектных НКТ, после подъёма подвески, мастер бригады ТКРС
вызывает представителя ЦДНГ для принятия решения о частичной или полной замене
подвески, с составлением соответствующих документов:
 Акта ревизии НКТ (Приложение 2);
 Акта ревизии ППзП (Приложение 3);
 Акта ревизии ЭТК (Приложение 4);
 Акта ревизии НКТзП (Приложение 6).
В случае отказов подвески НКТ или отклонений от требуемого качества в период гарантийных
обязательств поставщика (завода-изготовителя) этой трубы, патрубка или переводника,
технологические службы ЦДНГ вызывают представителя ОК НКТ УК для проведения
комиссионного расследования и выяснения причин отказа или преждевременной отбраковки
НКТ или ЭТК связанной с качеством ремонта или изготовления.
4.1.2. При отбраковке новых или ремонтных НКТ, не отработавших гарантийный срок
эксплуатации и являющимися вероятной причиной преждевременного отказа глубинного
насосного оборудования (негерметичность лифта НКТ, отслоение покрытия, дефект
изготовления или ремонта), вызов посредством телефонограммы представителя поставщика
(сервисной базы по ремонту НКТ) для проведения расследования обязателен. Представитель
поставщика НКТ вызывается технологической службой ЦДНГ. В данном случае производится
комиссионное расследование с составлением соответствующего Акта комиссионного
расследования Приложение 5 за подписью всех сторон.
4.1.3. Мастер бригады ТКРС обязан подготовить рабочее место, мостки, стеллажи, рабочую
площадку, обеспечив при этом условия для безопасного ведения работ по ревизии отбраковке
НКТ и ЭТК.
4.1.5 . В процессе подъема колонны НКТ, при отбраковке фондовых насосно-компрессорных
труб в объеме более чем 70 %, мастер бригады ТКРС обязан довести данную информацию до
технологической службы ЦДНГ. После получения информации, технологическая служба ЦДНГ
должна принять решение о замене всей подвески НКТ независимо от количества
спускоподъемных операций, наработки и комплекта подвески НКТ.
4.1.6. При каждом ремонте на скважине должен быть проведен контроль по наработке и СПО
подвески. Полная замена подвески НКТ, независимо от критериев для отбраковки,
предусмотрена Положением Компании «Порядок применения и эксплуатации насоснокомпрессорных труб» №П1-01.05 Р-0058 в следующих случаях:
а) при достижении 8 СПО для новых НКТ или 1095 суток эксплуатации;
б) при достижении 6 СПО для ремонтных НКТ или 730 суток эксплуатации;
в) при значительном несоответствии поднятой подвески НКТ данным указанным в
паспорте (более 5,5 метров);
г) при выводе скважины из бездействия, после подъема аварийных НКТ.
4.1.7. При каждой СПО подвески предусмотрена частичная замена шести регламентных НКТ
(черных без покрытия) на новые, работающих над ЭЦН, за исключением случаев, когда
наработка по этим НКТ менее 100 суток. Регламентные НКТ устанавливаются в зоне работы
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 10 ИЗ 36
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
обратного клапана, шламоуловителя, сливного клапана и отсчёт производится от ловильной
головки ЭЦН.
При установке шести регламентных НКТзП, замена по наработке первых шести труб над ЭЦН
не производится. В данном случае ревизия и отбраковка регламентных НКТзП производится по
фактическому состоянию в соответствии с требованиями настоящей Технологической
инструкции п.4.1.14 с учетом целостности покрытия и состоянием всей подвески.
4.1.8. НКТ отправляют со скважины на ТИП как не пригодные к СПО в случае если они:
 имеют недопустимые повреждения резьбовой части, тела трубы или муфты, которые
выявлены в результате проведения визуального или инструментального контроля на
скважине;
 имеют коррозию НКТ более 50% поверхности тела при глубине раковин, которые выводят
остаточную толщину стенки за допустимые пределы, указанные в таблице 1 и таблице 4
настоящей Технологической инструкции;
 имеют недопустимую кривизну – при длине «прямых» участков тела НКТ менее 4 метров;
 нуждаются в дополнительной очистке от отложений АСПО и солей. При наличии АСПО
внутри НКТ свыше 5 мм. При отложении солей внутри НКТ свыше 1 мм и не проходу
шаблона;
 имеют отклонения по натягу или по профилю резьбы от требований ГОСТ 633-80.
4.1.9. При каждом ремонте на скважине должен быть проведен контроль подвесного патрубка и
переводников. Максимальное количество СПО:
 для подвесных патрубков без покрытия - 1 СПО за исключением случаев, когда наработка
по нему менее 100 суток;
 для патрубков с защитным покрытием (ППзП), в соответствии с наработкой подвески
НКТ согласно п.4.1.6. настоящей Технологической инструкции;
 для переводников – 5 СПО;
 для переводников находящихся в сочленении с подвесным патрубком - 5 СПО;
 для технологических патрубков -5 СПО;
 для переводников (сливных клапанов) -5 СПО.
4.1.10. Критерии отбраковки НКТ по п.п. 4.1.6, 4.1.7, 4.1.8, 4.1.9 настоящей Технологической
инструкции в плане наработки, количества СПО, величиной АСПО и твердых отложений,
могут быть изменены особым указанием по АО «Самотлорнефтегаз» утверждённым
заместителем генерального директора по производству - главным инженером АО
«Самотлорнефтегаз». При этом сроки до полной замены колонны НКТ и количество СПО
подвески, отличающиеся от указанных в настоящей Технологической инструкции, должны
быть согласованы профильным департаментом ПАО «НК» Роснефть» и утверждены приказом
по Обществу.
4.1.11. При подъеме НКТ из скважины, бригады ТКРС и освоения должны устанавливать
защитные колпачки на ниппельную часть, чтобы не происходило повреждение резьбы, при
прохождении НКТ по приемному желобу.
Все НКТ, выходящие с ТИП, должны быть оборудованы защитными колпачками. Все НКТ,
завозимые на ТИП, также должны быть в полном объёме оборудованы колпачками бригадами
ТКРС. Ответственные лица не должны принимать подвески без укомплектования их
защитными колпачками!
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 11 ИЗ 36
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
4.1.12. Если в процессе ремонта скважины выявляются несоответствия данных, указанных в
паспорте на подвеску, и фактически поднятых, то подрядчик обязан зафиксировать данный
факт в акте ревизии поднятых НКТ (Приложение к Положению Компании «Порядок
применения и эксплуатации насосно-компрессорных труб» №П1-01.05 Р-0058) совместно с
представителем ЦДНГ, представителем УСТиС и представителем подрядной организации
проводившей предыдущий окончательный спуск подвески в этой скважине. Акт ревизии
поднятых НКТ в течение суток передается на ТИП для дальнейшего расследования.
4.1.13. Ревизия и отбраковка ППзП производится так же как ревизия всей подвески НКТ по
фактическому состоянию патрубка, целостности покрытия и резьбовых частей.
Инструментальный контроль резьбы ППзП производиться при каждом СПО в объеме 100%.
При отсутствии браковочных признаков, патрубок с покрытием замене не подлежит, срок
эксплуатации по количеству СПО определяется состоянием патрубка в соответствии с п.4.1.6.
настоящей Технологической инструкции. Срок эксплуатации патрубка в зависимости от типа
применяемого покрытия определяется в соответствии с технической документацией
производителя.
При смене подвески НКТзП не связанной с наработкой и предельному количеству СПО,
подвесной патрубок с покрытием не имеющий браковочных признаков передается совместно с
актом ревизии (Приложение 3) в ЦДНГ.
При отбраковке подвесных патрубков с покрытием в составе подвески НКТзП, на смену
должен быть установлен патрубок с аналогичным покрытием применимым в подвеске.
Запрещается использование подвесных патрубков без покрытия (черных) в составе
подвески НКТзП! ППзП в составе подвески с покрытием должен быть равнопрочным с
защитой торцевых частей, фаски и первых ниток резьбы.
4.1.14. Отбраковка подвески НКТзП, включая регламентные НКТзП в составе подвески черных
НКТ без покрытия, по наработке не производится! Срок эффективной эксплуатации в
зависимости от типа применяемого покрытия определяется в соответствии с технической
документацией производителя.
При наличии браковочных признаков на НКТзП, проводится ревизия по форме акта
(Приложения 6), после чего направляется на ТИП с целью дальнейшего проведения ВИК в
условиях трубно-инструментальных площадок.
При наличии вздутия, отслоения и других дефектов покрытия на НКТзП, в период гарантийных
обязательств поставщика, с целью расследования причин возникновения дефектов,
комиссионно должен производиться ВИК на ТИП в присутствии представителя производителя.
4.1.15. Особой ревизии и отбраковке на регламентных НКТзП, подлежат трубы, работающие в
зоне работы шламоуловителя (ШУ), обратного клапана и ловильной головки ЭЦН.
Ревизия НКТ в зоне ШУ:
 тщательному осмотру на наличие повреждений подлежит внутреннее покрытие трубы на
расстоянии от торца ниппеля равной длине шламоуловителя. При целостности
внутреннего покрытия и отсутствии браковочных признаков, НКТзП из под ШУ
рекомендуется переустановить на другое место из числа регламентных труб. В случае
разрушения проточной части шламовой трубы в результате эрозии и значительной (более
365 сут.) эксплуатации, а так же невозможности визуальной оценки состояния покрытия в
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 12 ИЗ 36
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
зоне выходных отверстий шламоуловителя, НКТзП из под ШУ подлежит отбраковке не
зависимо от состояния и наработки. Для предотвращения промыва стенки труб от
направленного потока скважинной среды, выходящей из отверстий шламовой трубы, ШУ
установленные в подвеске должны быть усовершенствованной конструкции с
увеличенной проточной частью.
Ревизия НКТ в зоне обратного клапана и ловильной головки ЭЦН:
 тщательному осмотру подвергаются ниппельные части соединений с внутренней стороны
на предмет целостности покрытия, наличия дефектов в виде сколов покрытия фасок и
торцов трубы. При наличии защитных втулок в этих соединениях их необходимо извлечь
и провести ревизию состояния покрытия под ними. Извлеченные защитные втулки
передаются вместе с оборудованием УЭЦН на сервисную базу для дальнейшей
дефектации (с целью определения технического состояния для повторного
использования).
4.1.16. При смене всей подвески НКТ без покрытия, в составе которой имеются регламентные
НКТзП, последние (регламентные) должны быть вывезены отдельным пакетом с отдельной
ТТН для проведения ВИК на ТИП.
При отбраковке НКТзП из под ШУ данная труба должна быть направлена раздельно от
вывозимых НКТ с отдельно оформленной ТТН, в которой указывается повреждение покрытия
от ШУ. Данная труба подлежит отправке в ремонт без проведения ВИК на ТИП.
4.1.17. При ревизии и отбраковке подвески НКТ с установленными стримерами необходимо
тщательно проверять их целостность и наличие в муфтах. В данном случае стримерами должны
быть укомплектованы 100% муфт НКТ в подвеске. При повторных СПО расположение НКТ в
подвеске с установленными стримерами должно быть в том же порядке, как и при предыдущей
СПО. Отбракованные стримеры при СПО меняются новыми стримерами из комплекта
предоставленного ЦДНГ.
Если происходит отбраковка и смена НКТ, соответственно стримеры с них должны быть
извлечены и собраны в отдельную чистую тару снабженную крышкой (мешок) с целью их
очистки, определения целостности и ревизии на пригодность к дальнейшей эксплуатации.
Пригодные к повторной эксплуатации очищенные стримеры перед установкой в муфту должны
быть раздвинуты в исходное положение согласно технической документации производителя.
За комплектацию подвески НКТ стримерами несет ответственность технологическая служба
ЦДНГ. За качество установки и монтажа стримеров при СПО соответствующая бригада ТКРС.
4.2.
ПРОВЕДЕНИЕ КОНТРОЛЯ И ИЗМЕРЕНИЙ
4.2.1. Визуальное выявление дефектов НКТ производится на:
 наличие плен, раковин, закатов, расслоений, трещин, глубоких вмятин на теле трубы и
муфты, если они выводят толщину стенки за пределы допустимых отклонений;
 наличие следов от сухарей (плашек) от зажимных элементов ключей, потертости от
насосных штанг и коррозионного износа
на теле трубы и муфты, глубиной,
превышающей 12,5% от толщины стенки трубы и муфты, указанных в таблице 1
настоящей Технологической инструкции. Особое внимание, по данному виду дефекта,
следует уделять в случае его выхода на торцевые части муфт, так как этот дефект,
являющийся концентратором напряжений, может привести к трещине (раскрытию муфты
) при силовом свинчивании и эксплуатации НКТ. Глубина залегания выявленных
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 13 ИЗ 36
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
дефектов должна проверяться штангенциркулем c глубиномером в одном - трех местах;
 наличие коррозионного износа НКТ. Классификация видов коррозионного износа
представлена в Приложении 1 «Классификация коррозии насосно-компрессорных труб».
При явном определении вида коррозионного износа его следует указывать в примечании
акта ревизии НКТ (Приложение 2). Величина коррозионного износа измеряется
штангенциркулем (глубиномером) на внешних участках НКТ и на торце ниппеля в случае
общей внутренней коррозии, которая присутствует по всей длине трубы. В остальных
случаях величина коррозионного износа контролируется визуально и измерения
универсальными средствами в настоящих условиях не производятся. При одностороннем
доступе к стенке трубы, для определения остаточной ее толщины, рекомендуется
использовать портативные ультразвуковые контактные толщиномеры. Выполнение
данного вида измерений производится согласно руководству по эксплуатации на
используемый прибор.
 наличие видимых задиров, надрезов, коррозионных язв, сколов, механических
повреждений и других дефектов, нарушающих непрерывность витков резьбы ниппеля и
муфты;
 наличие общей изогнутости трубы и явно выраженных изогнутостей концевых участков;
 наличие недоворота муфты (в нерабочем соединении) на величину большую, чем указано
в п.4.2.5 настоящей Технологической инструкции;
 наличие механического износа на НКТ при эксплуатации скважин способом ШСНУ.
Таблица 1
Глубина дефектов от зажимных устройств, потертости от штанг, коррозионного износа, мм.
УСЛОВНЫЙ
ДИАМЕТР ТРУБЫ
48
60
73
89
102
114
ТОЛЩИНА СТЕНКИ
ПО ТЕЛУ ТРУБЫ, НЕ
БОЛЕЕ
НА НАРУЖНОЙ ПОВЕРХНОСТИ
МУФТЫ, НЕ БОЛЕЕ
4,0
5,0
5,5
7,0
6,5
6,5
7,0
0,5
0,6
0,7
0,9
0,8
0,8
0,9
0,4
0,7
0,9
1,1
1,1
1,0
4.2.2. В случае визуального обнаружения дефектов, указанных в п.п. 4.2.1. настоящей
Технологической инструкции, производится инструментальный контроль выявленных
отклонений.
4.2.3. Измерительный инструмент, калибры для контроля резьбы должны быть аттестованы
(поверены), иметь сертификат (паспорт)
и соответствующие сведения о допуске в
эксплуатацию. Штангенциркули, специальные шаблоны так же должны быть поверены. Все
средства измерения должны проходить периодическую поверку.
Не поверенный в установленные сроки инструмент к эксплуатации не допускается.
4.2.4. Осмотр резьбы труб и муфт производится визуально. При обнаружении дефектов
производится инструментальный контроль выявленных отклонений. Номинальные размеры
резьбового соединения указаны в таблице 2. настоящей Технологической инструкции. Резьба
труб и муфт должна быть свободна от:
 видимых задиров,
 надрезов,
 коррозионных язв,
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 14 ИЗ 36
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
 сколов,
 механических повреждений и других дефектов, нарушающих непрерывность витков в
пределах минимальной длины резьбы.
На ниппельной части с полными вершинами относительно торца трубы Lр. На муфте в
пределах длины от торца муфты до плоскости, расположенной на расстоянии Lн, см. рис.1.
4.2.5. Контроль натяга при свинчивании труб с муфтами в нерабочем соединении производится
визуально. Конец сбега резьбы ниппеля должен совпадать с торцом муфты плюс минус один
шаг. Не допускается более одной свободных, не вошедших в муфту витков резьбы ниппеля.
МУФТА
НИППЕЛЬ
Рис.1 Визуальный контроль резьбы труб (ниппелей) и муфт
Dm-наружный диаметр трубы; L-общая длина резьбы до конца сбега; Lр-длина резьбы с полным
профилем (без учета фаски); Lс-участок резьбы с неполным профилем (со срезанными вершинами);
Lсб-участок сбега резьбы с неполным профилем; Dв- внутренний диаметр резьбы в плоскости торца
трубы (диаметр основания фаски);
Таблица 2
Размеры резьбовых частей НКТ, мм.
ТИПОРАЗМЕР
НКТ
L
Lр
48
60
73
89
102
114
35
42
53
60
62
65
22,3
29,3
40,3
47,3
49,3
52,3
НИППЕЛЬ
Lс
Lсб,
4,7
8 max
2,7
10 max
Dв
Dм
44,04
55,67
67,68
83,12
94,90
107,41
55,9
73
88,9
108
120,6
132,1
МУФТА
Lм
Lн
96
110
132
146
150
156
35
42
53
60
62
65
4.2.6. Особенностью конструкции соединений НКТ с закругленной резьбой треугольного
профиля является то, что посадка резьбы осуществляется по боковым сторонам профиля, а
надлежащая герметичность соединения создается уплотнением в зазорах резьбовой смазки при
механическом свинчивании. В связи с этим с особой тщательностью следует уделять внимание
параметрам профиля резьбы на участках Lр и Lн на соответствие профиля резьбы ГОСТ 633-80
по отклонению шага резьбы (потянутости резьбы). Параметр профиля резьбы контролируется
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 15 ИЗ 36
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
при помощи профильного шаблона, рис.2, РТ 1:16-2,540, для резьбы от НКТ48 до НКТ89
включительно и РТ 1:16-3,175, для резьбы НКТ102, НКТ114.
Рис.2 Профильный шаблон типа РТ 1:16.
4.2.7.
В случае обнаружения дефектов по пунктам
4.2.4, 4.2.5, 4.2.6 настоящей
Технологической инструкции, НКТ отбраковываются по дефекту резьбы и инструментальному
контролю параметров резьбы калибрами (резьбовыми и гладкими) не подвергаются.
4.2.8. Внутренний диаметр и общая изогнутость трубы должны проверяться по всей длине НКТ
цилиндрической оправкой длиной 1250 мм и наружным диаметром, указанным в таблице 3
настоящей Технологической инструкции. Контроль внутреннего диаметра и общей изогнутости
труб осуществляется с целью определения пригодности труб к спуску в нее инструмента и
оборудования. Контроль шаблоном производится в случае выявления изогнутости, местных
вмятин и других дефектов, уменьшающих размер проходного отверстия трубы. В случае
отложений АСПО и солей шаблонирование не производится, в данном случае НКТ
отбраковывается по величине этих отложений.
Таблица 3
Наружный диаметр оправки в зависимости от размера НКТ,
изготовленных по ГОСТ 633-80, ГОСТ 31446-2017, мм.
УСЛОВНЫЙ ДИАМЕТР ТРУБЫ
48
60
73
89
102
114
ТОЛЩИНА
СТЕНКИ
НАРУЖНЫЙ ДИАМЕТР ОПРАВКИ (ПРЕД. ОТКЛ. +0,25)
4,0
5,0
5,5
7,0
6,5
6,5
7,0
37,9
47,9
59,6
56,6
72,7
85,5
97,1
4.2.9. НКТ имеющие отложения АСПО и солеотложения в допустимых пределах проверяются
на изогнутость концевых участков трубы, которая определяется исходя из величины стрелы
прогиба, и вычисляется как частное от деления стрелы прогиба в миллиметрах на расстояние от
места измерения до ближайшего конца трубы в метрах. Измеряется изогнутость
прикладыванием металлической линейки длиной не менее 1м к поверхности трубы, при этом
отклонение не должно превышать 1,0 мм на 1 м длины.
4.2.10. Проверка толщины стенки под резьбой t производится во впадине первой нитки,
расположенной со стороны торца трубы, рис.3. В связи с тем, что для этого требуется
специальные средства измерений, замер производится по первому полному витку резьбы S, с
пересчётом высоты профиля и угла конусности резьбы. Положение первого полного витка
определяется витком резьбы, ближайшим к фаске на ниппельной части трубы имеющим
полностью сформированные вершину и впадины канавок по обе стороны витка. Толщина
стенки под резьбой t в плоскости торца труб с треугольной резьбой определяется по формуле
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 16 ИЗ 36
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
примечания таблицы 10 ГОСТ 633-80. Для эксплуатируемых труб, с учётом допустимой
толщины стенки и положению первого витка, контролируемый размер S, рассчитанный по
вышеуказанным стандартам, должен быть не менее значений указанных в таблице 4 настоящей
Технологической инструкции.
Рис.3 Контроль минимальной толщины стенки под резьбой в плоскости торца трубы
4.2.11. Основными критериями для отбраковки НКТ по резьбовым частям являются:
 коррозионное разрушение, сколы, отсутствие внутренней и наружной фасок по
окружности на торцах трубы;
 наличие на резьбе подрезов, заусенцев, рванин и других дефектов, нарушающих ее
непрерывность и прочность, а также герметичность соединения на участке Lн и Lр,
(рис.1).
 толщина стенки S в плоскости торца по первому полному витку, для труб с треугольной
резьбой, менее значений указанных в таблице 4 настоящей Технологической инструкции.
4.2.12. Величина отложений АСПО и солей замеряется на торце ниппеля НКТ при помощи
штангенциркуля, рис.4. Толщина отложений в миллиметрах вычисляется по формуле:
Sот = (Dвн - Dот)/2
где: Sот -толщина отложений; Dвн -внутреннй диаметр трубы; Dот –диаметр отложений.
Критерии для отбраковки по величине отложений АСПО и солей Sот указаны в п.4.1.8.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 17 ИЗ 36
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
Рис.4 Контроль величины отложений АСПО и солей
4.2.13. Величина остаточной толщины стенки НКТ выходящая на торец ниппеля от
механического износа насосными штангами, а так же остаточная толщина стенки от
одностороннего промыва, в случае когда противоположная сторона от износа внутри труб не
имеет дефектов, замеряется на торце ниппеля по внутреннему размеру Dи, рис.5. В данном
случае следует определить суммарную остаточную величину стенки трубы Sи вычисляемой по
формуле: Sи= Dт- Dи.
где: Dт - фактический наружный диаметр трубы, см. рис.1; Dи – размер замеренный по
внутреннему диаметру трубы от места износа до противоположной стенки на торце ниппеля;
Рис.5 Контроль остаточной толщины стенки от потёртостей насосных штанг или
одностороннего промыва
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 18 ИЗ 36
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
Таблица 4
Остаточная минимальная толщина стенки труб, мм.
УСЛОВНЫЙ ДИАМЕТР
ТРУБЫ
ТОЛЩИНА СТЕНКИ
ТРУБ. МИНИМАЛЬНО
ДОПУСТИМАЯ
ТОЛЩИНА СТЕНКИ ТРУБ ЗАМЕРЕННАЯ ПО
ПЕРВОМУ ПОЛНОМУ ВИТКУ.
МИНИМАЛЬНО ДОПУСТИМАЯ, S
ВЕЛИЧИНА
СУММАРНОГО
ОДНОСТОРОННЕГО
ИЗНОСА, Sи
48
3,2
1,2
7,2
60
3,8
1,8
8,8
73
4,2
1,9
9,7
89
5,0
2,4
11,5
102
5,0
1,9
11,5
114
5,4
2,1
12,4
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 19 ИЗ 36
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
Например: Замеренный, с учётом допускаемых отклонений, фактический наружный диаметр
для НКТ73 Dт =72,5мм. Замеренный диаметр Dи=63,5мм. Определяем по формуле Sи=72,563,5=9мм. Полученное значение меньше указанного в таблице 4, следовательно, толщина
стенки в месте дефекта меньше минимально допустимой и НКТ отбраковывается по этому
критерию.
4.2.14. В остальных случаях коррозионного износа или потёртостей от штанг, когда
наблюдаются дефекты в различных местах по внутренней окружности трубы и имеется только
односторонний доступ, остаточную толщину стенки в месте дефекта следует замерять
ультразвуковыми
контактными
толщиномерами
или
аналогичными
приборами
неразрушающего контроля. Замеренные величины толщин стенок должны быть не менее
значений указанных в таблице 4.
4.3. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ КАЛИБРАМИ
4.3.1. Порядок проведения контроля калибрами делится на два этапа:
 1 этап - проверка натяга, конусности и овальности резьба НКТ гладким калибром-кольцом
и калибром-пробкой. Объем проведения 100%.
 2 этап - контроль резьбы резьбовыми калибрами. Производится на резьбовых частях в
случаях их отклонений по первому этапу или выборочно в объеме 10% от количества НКТ
в подвеске. В случае обнаружения отклонений по натягу резьбы в выборочном объеме,
количество проверяемых труб составляет 100%.
4.3.2. Перед контролем натяга, конусности и овальности гладкими калибрами, проверяемые
резьбы должны быть тщательно очищены от загрязнений. Наличие на поверхности резьбы
загрязнений, твердых примесей, парафина, песка и т.п. не допускается.
4.3.3. Для определения натяга, конусности и овальности резьбы ниппеля используется гладкий
калибр-кольцо, а для резьбы муфты – гладкий калибр-пробка по ГОСТ 10654-81, рис.6.
Рис.6 Контроль резьбы НКТ гладкими калибрами
4.3.4. Натяг по гладкому калибру-кольцу относительно торца трубы должен быть равен нулю,
плюс минус шаг резьбы. Натяг по гладкому калибру-пробке относительно торца муфты должен
быть равен нулю, плюс минус шаг резьбы. Шаг резьбы Р для НКТ48 до НКТ89 включительно
принимается равным 2,5мм, для НКТ102, НКТ114 равным 3,2мм.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 20 ИЗ 36
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
4.3.5. Гладкие калибры должны плотно прилегать к поверхностям резьбы. В случае неплотного
прилегания (качания калибра) возникает зазор. Величина зазора зависит от отклонения
конусности и длины контакта резьбы с поверхностью калибра. Расположение зазора определяет
знак отклонения конусности плюс/минус. При плюсовых отклонениях конусности зазоры
имеют место со стороны торца трубы и торца муфты. Минусовые отклонения конусности
характеризует зазоры со стороны сбега резьбы трубы и с середины муфты. Замер зазора
минусового отклонения муфты в условиях кустовой площадки не производится и в случае
качания гладкого калибра-пробки по минусовому зазору НКТ отбраковывается.
4.3.6. Зазоры измеряются плоским щупом, шириной не более 7мм. При ширине щупа более 7мм
должен быть произведен перерасчет его толщины с учетом ширины используемого щупа.
4.3.7. Для измерения зазора необходимо прижать калибр к одной стороне её на плоскости
качания и подобрав размер щупа так, чтобы он «закусывал» на участке первой-второй нитки со
стороны зазора, вставить в зазор щуп соответствующей толщины.
4.3.8. Предельное отклонение от конусности резьбы ниппеля должно быть не более:
 0,11мм со стороны торца ниппеля -минусовое отклонение конусности;
 0,18мм со стороны сбега резьбы -плюсовое отклонение конусности.
4.3.9. Предельное отклонение конусности резьбы муфты должно быть не более:
 0,11мм -плюсовое отклонение конусности.
4.3.10. Допустимая овальность резьбы муфт должна быть не более 0,13 мм.
4.3.11. В случае плотной посадки калибра-кольца на наружный диаметр резьбы ниппельного
конца трубы, или калибра-пробки во внутренний диаметр муфтовой части резьбы, при которых
допускаемые отклонения по натягу в допуске, необходимо перейти к измерению натягов
резьбовыми калибрами.
4.3.12. Перед контролем поверхность проверяемой резьбы должна быть тщательно очищена.
Допускается удаление загрязнений,
использованной резьбоуплотнительной смазки с
поверхности резьбы химическим способом (нефрас, бензин «галоша») с применением
неметаллических щеток и ветоши. Для удаления смазки не допускается использовать дизельное
топливо, керосин, соленую воду, барит и металлические щетки!
Также, не допускается использовать для удаления смазки моющие средства, оставляющие
пленку на поверхности соединения и приводящие к ухудшению нанесения смазки и ее адгезии
к металлу.
4.3.13. Виды резьбовых калибров и их взаимосвязь. Для закругленной треугольной резьбы
профиля гладких НКТ предусмотрены следующие виды резьбовых калибров:
 Контрольный калибр-пробка;
 Контрольный калибр-кольцо;
 Рабочий калибр-пробка;
 Рабочий калибр-кольцо.
Комплект контрольных резьбовых калибров состоит из контрольного калибра-пробки и
сопряженного с ним контрольного калибра-кольца. Натяг в этой паре калибров подлежит
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 21 ИЗ 36
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
аттестации. Контрольные калибры служат только для поверки (аттестации) рабочих калибров.
4.3.14. Для контроля натяга резьбы НКТ используются только рабочие калибры. Состояние
рабочих калибров должно обеспечивать гарантию, что резьбы, проконтролированные ими,
соответствуют требованиям ГОСТ 633-80.
4.3.15. Интервал между поверками рабочих калибров зависит от частоты их использования и по
критерию частоты использования должен быть составлен график аттестации калибров.
4.3.16. Резьбы калибров должны быть тщательно очищены и смазаны легким минеральным
маслом.
4.3.17.Температура калибров должна быть выровнена с температурой тела НКТ.
4.3.18. При окончательной затяжке калибры должны свинчиваться плавно одним человеком с
медленным равномерным надавливанием и без резких толчков.
4.3.19. Категорически запрещается использовать молоток и другие металлические
предметы для постукивания по телу калибров при свинчивании! Допускаются легкие
удары резиновым или деревянным молотком в процессе свинчивания и только тогда, когда
калибры плотно соединены по резьбе!
4.3.20. Натяг резьбы труб должен проверяться резьбовым калибром-кольцом. Натяг резьбы
муфт к трубам должен проверяться резьбовым калибром-пробкой по ГОСТ 10654-81 рис.7.
Рис.7 Контроль резьбы НКТ резьбовыми калибрами
4.3.21. Натяг резьбы ниппеля трубы, Аm, по резьбовому калибру-кольцу и натяг резьбы муфты,
А, по резьбовому калибру-пробке должен быть равен значениям, указанным в таблице 5
настоящей Технологической инструкции. Отклонение по натягам резьбы ниппеля и муфты
плюс-минус 1 шаг.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 22 ИЗ 36
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
Таблица 5
Значение натяга по резьбовым калибрам, мм.
ТИПОРАЗМЕР НКТ
48
60
73
89
102
114
НАТЯГ РЕЗЬБЫ НИППЕЛЯ, Аm
НАТЯГ РЕЗЬБЫ МУФТЫ, А
2,5±2,5
(От 0 до 5)
5±2,5
(От 2,5 до 7,5)
3,2±3,2
(От 0 до 6,4)
6,5±3,2
(От 3,3 до 9,7)
4.3.22. В случае если натяг по гладкому калибру в минусовом допуске, то по резьбовому
калибру натяг должен быть так же в минусовом допуске. Если натяг по гладкому калибру в
плюсовом допуске, то по резьбовому калибру натяг должен быть так же в плюсовом допуске.
Если натяги в разных положениях, плюсовом и минусовом, от номинального допуска, то
разница между отклонениями гладких и резьбовых калибров должна быть не более 1мм.
Например:
 Отклонение натяга от номинального по гладкому калибру-кольцу равно -0,5мм
(«провален»), а по резьбовому +0,5мм («полный»). Разница в отклонениях между
калибрами в данном случае равна 1мм и резьба не имеет отклонений.
 Отклонение натяга от номинального по гладкому калибру-пробке +0,5мм («полный»), а
по резьбовому -1,5мм («провален»). Разница в отклонениях между калибрами в данном
случае равна 2мм и резьба отбраковывается по отклонению профиля.
 Отклонение натяга от номинального по гладкому калибру-пробке -2,5мм («провален»), а
по резьбовому 0мм («номинал»). Разница в отклонениях между калибрами в данном
случае равна 2,5мм и резьба отбраковывается по отклонению профиля.
Примечание: Отклонение профиля в данном случае подразумевает притупление вершинок
гребня резьбы или коррозионный износ вершинок резьбы, заострение профиля и прочие
пластические деформации с отклонением профиля от требований ГОСТ633-80.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 23 ИЗ 36
ССЫЛКИ
5. ССЫЛКИ
1. ГОСТ 633-80 Технические условия. «Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним».
2. ГОСТ 31446-2017 Трубы стальные обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и
газовой промышленности. Общие технические условия.
3. ГОСТ 10654-81 «Калибры для треугольной резьбы насосно-компрессорных труб и муфт к
ним» Типы, основные размеры и допуски.
4. Положение Компании «Порядок применения и эксплуатации насосно-компрессорных
труб» №П1-01.05 Р-0058 версия 1.00, утверждено и введено в действие Приказ ОАО "НК
"Роснефть" от 09.04.2010 №153, принято к исполнению Приказ ОАО "Самотлорнефтегаз"
от 21.05.2013 №465.
5. Положение АО «Самотлорнефтегаз» «Порядок эксплуатации, хранения и подачи заявок
на завоз-вывоз трубно-штанговой продукции» №П2.5-04 версия 3.00, утверждено и
введено в действие АО "Самотлорнефтегаз" с 01.10.2019 приказом от 27.09.2019 №1256.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 24 ИЗ 36
РЕГИСТРАЦИЯ ИЗМЕНЕНИЙ ЛОКАЛЬНОГО НОРМАТИВНОГО ДОКУМЕНТА
6. РЕГИСТРАЦИЯ
ИЗМЕНЕНИЙ
НОРМАТИВНОГО ДОКУМЕНТА
ЛОКАЛЬНОГО
Таблица 6
Перечень изменений Технологической инструкции
ВЕРСИЯ
ВИД И НАИМЕНОВАНИЕ
ДОКУМЕНТА
НОМЕР
ДОКУМЕНТА
ДАТА
УТВЕРЖДЕНИ
Я
ДАТА
ВВЕДЕНИЯ В
ДЕЙСТВИЕ
РЕКВИЗИТЫ РД
1
2
3
4
5
6
1.00
Инструкция ОАО
«Самотлорнефтегаз»
«По критериям
отбраковки НКТ на
скважинах при
проведении ТКРС»
Ин2.5-21
09.07.2013
09.07.2013
Приказ АО
«Самотлорнефтегаз»
от 09.07.2013 №633
ТИ2.5-21
21.09.2015
21.09.2015
Приказ АО
«Самотлорнефтегаз»
от 21.09.2015 №974
1.00
Технологическая
инструкция
АО
«Самотлорнефтегаз»
«Отбраковка
насоснокомпрессорных труб
на скважинах при
проведении
текущего
и
капитального
ремонта скважин»
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 25 ИЗ 36
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЯ
Таблица 6
Перечень Приложений к Технологической инструкции
НОМЕР
ПРИЛОЖЕНИЯ
1
1
НАИМЕНОВАНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИМЕЧАНИЕ
2
4
Классификация коррозии насоснокомпрессорных труб
Включено в настоящий файл
Включено в настоящий файл
2
Форма акта ревизии НКТ (акта
предварительной отбраковки при ТКРС)
3
Форма акта ревизии подвесного патрубка с
защитным покрытием (ППзП)
4
Форма акта ревизии подвесного патрубка
без покрытия (ПП), переводника (ЭТК)
5
Форма акта комиссионного расследования
6
Форма акта ревизии НКТзП (акта
предварительной отбраковки при ТКРС)
Продублировано отдельным файлом в
СЭД Directum для использования в
рабочем процессе
Включено в настоящий файл.
Продублировано отдельным файлом в
СЭД Directum для использования в
рабочем процессе
Включено в настоящий файл.
Продублировано отдельным файлом в
СЭД Directum для использования в
рабочем процессе
Включено в настоящий файл.
Продублировано отдельным файлом в
СЭД Directum для использования в
рабочем процессе
Включено в настоящий файл.
Продублировано отдельным файлом в
СЭД Directum для использования в
рабочем процессе
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 26 ИЗ 36
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ 1. КЛАССИФИКАЦИЯ КОРРОЗИИ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ
ТРУБ
КОРРОЗИЯ – разрушение твердых тел, вызванное химическими и электрохимическими
процессами, развивающимися на поверхности тела при его взаимодействии с внешней средой.
КОРРОЗИЯ МЕТАЛЛА – физико-химическое взаимодействие металла со средой, ведущее к
разрушению металла. В результате коррозии металлы переходят в устойчивые соединения –
оксиды или соли, в виде которых они находятся в природе.
Наиболее характерными коррозионными разрушениями поверхности труб являются
питтинговая коррозия, коррозионное растрескивание под напряжением, сульфидное
растрескивание под напряжением, износ элементов с внутренней резьбой. Возможны другие
виды локального коррозионного разрушения – эрозионный износ, коррозия в виде отдельных
язв (каверн). Глубина питтингов и язв (каверн) может быть измерена с помощью подходящего
измерительного инструмента (глубиномера или профилометра). Коррозионное разрушение
обычно происходит при воздействии пластовой воды на поверхность металла и может быть
усугублено абразивным воздействием насосного оборудования, газлифтом или высокими
скоростями извлекаемой жидкости. На развитие процессов коррозии также оказывает влияние
различие в микроструктуре металла, в состоянии поверхности, морфологии и адгезии
образовавшихся осадков (продукты коррозии могут как плотно прилегать к поверхности
металла, так и отслаиваться от нее в результате чего образуются гальванические пары).
Известна также биметаллическая коррозия, возникающая в результате соединения
разнородных металлов.
Классификация коррозионных процессов по виду (геометрическому характеру)
коррозионных разрушений:
Локальная (местная), рис.1, охватывает отдельные участки, глубина проникновения – до 45мм/год. Подразделяется на: пятнами; язвенная или питтинговая; точечная; мейза-коррозия;
межкристаллитная; ножевая.
a.
b.
c.
Рис. 1 (а, b, c) Локальная (местная) коррозия
Общая коррозия, рис.2 – процесс, протекающий на всей или на какой-либо части поверхности
металла скоростью 0,1-0,5 мм/год. Результатом общей (равномерная, неравномерная) коррозии
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 27 ИЗ 36
ПРИЛОЖЕНИЯ
является сплошное разрушение поверхности металла или какой-либо части его поверхности,
при этом глубина проникновения коррозии на одних участках может быть несколько больше,
чем на других.
a.
c.
b.
1. Рис. 2 (а, b, c) Общая коррозия
Коррозия пятнами, рис.3, характеризуется - образованием на поверхности металла
повреждений в виде отдельных пятен, площадь которых значительно превышает глубину
проникновения коррозии. Глубина повреждений обычно составляет 0,5-1,0 мм, поэтому
данный вид коррозии, хотя и относится к локальным, является менее опасным, чем другие ее
виды.
a.
b.
c.
Рис. 3 (а, b, c) Коррозия пятнами
Питтинговая (язвенная) коррозия, рис.4, - характеризуется образованием язв (каверн),
которые определяются как полости в металле, начиная с поверхности. В ряде случаев ее
протекание приводит к полному разрушению стенок корпуса и образованию в нем сквозных
повреждений. Скорость язвенной коррозии можно определить по глубине образовавшихся
повреждений, которые замеряются инструментально (глубиномер, штангенциркуль).
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 28 ИЗ 36
ПРИЛОЖЕНИЯ
a.
b.
c.
Рис. 4 (а, b, c) Питтинговая (язвенная) коррозия
Коррозия в виде плато, рис.5, характеризуется образованием на поверхности металла
плоского углубления (плато) различной формы (круглое, овальное, рельефное) с характерными
небольшими, но многочисленными язвенными повреждениями, расположенными на границе
плато с неповрежденным металлом. Скорость данного вида коррозии может достигать 1-3
мм/год. Возможной причиной образования таких специфических повреждений может быть
действие переменного тока при его утечках из кабельной линии.
a.
b.
c.
Рис. 5 (а, b, c) Коррозия в виде плато
Контактная коррозия, рис.6, - процесс, протекающий между двумя разнородными по
электрохимическим характеристикам металлах, например, между броней кабеля и телом НКТ.
Результатом процесса могут быть локальные коррозионные повреждения, как тела НКТ в виде
язв, расположенных цепочкой или язв, слитых воедино, так и брони кабеля. В качестве
материала для изготовления брони кабеля используют оцинкованную или нержавеющую стали.
В условиях скважины на характер контактной коррозии могут влиять утечки переменного тока
из кабельной линии, однако данный процесс еще недостаточно исследован.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 29 ИЗ 36
ПРИЛОЖЕНИЯ
a.
b.
c.
Рис. 6 (а, b, c) Контактная коррозия
Основные факторы, оказывающие влияние на коррозию:
 условия эксплуатации (температура, давление, обводненность, соотношение
транспортируемых фаз, смачиваемость);
 состав транспортируемой среды; фракционный состав углеводородной фазы;
 гидродинамика потока (скорость потока, режим потока у стенки трубы, положение по
периметру);
 парциальное давление Н2S, CO2;
 химический состав и микроструктура стали;
 ингибиторы;
 наличие в средах кислорода.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 30 ИЗ 36
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ 2. ФОРМА АКТА РЕВИЗИИ НКТ (АКТА ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ
ОТБРАКОВКИ ПРИ ТКРС)
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 31 ИЗ 36
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ 3. ФОРМА АКТА РЕВИЗИИ ПОДВЕСНОГО ПАТРУБКА С
ЗАЩИТНЫМ ПОКРЫТИЕМ (ППЗП)
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 32 ИЗ 36
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ 4. ФОРМА АКТА РЕВИЗИИ ПОДВЕСНОГО ПАТРУБКА БЕЗ
ПОКРЫТИЯ (ПП), ПЕРЕВОДНИКА (ЭТК)
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 33 ИЗ 36
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ 5. ФОРМА АКТА КОМИССИОННОГО РАССЛЕДОВАНИЯ
Форма ЛНД №ТИ2.5-21
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 34 ИЗ 36
ПРИЛОЖЕНИЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 35 ИЗ 36
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ 6. ФОРМА АКТА РЕВИЗИИ НКТзП (с покрытием)
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ» «ОТБРАКОВКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА СКВАЖИНАХ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН»
№ ТИ2.5-21 ВЕРСИЯ 2.00
№ П1-01.05 ТИ-1266 ЮЛ-413
СТРАНИЦА 36 ИЗ 36