• Текст документа
  • Статус
Оглавление
Поиск в тексте
Действующий


ГОСТ 34380-2017 (ISO 10405:2000)

Группа В62

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

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


     

МКС 75.180.10

ОКПД2 24.20.12.110

24.20.32.000

Дата введения 2018-11-01

Предисловие

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0-2015 "Межгосударственная система стандартизации. Основные положения" и ГОСТ 1.2-2015 "Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены"
        

Сведения о стандарте
     

1 ПОДГОТОВЛЕН Подкомитетом ПК 7 "Нарезные трубы" Технического комитета по стандартизации ТК 357 "Стальные и чугунные трубы и баллоны" и Открытым акционерным обществом "Российский научно-исследовательский институт трубной промышленности" (ОАО "РосНИТИ") на основе собственного перевода на русский язык англоязычной версии стандарта, указанного в пункте 5
     

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 357 "Стальные и чугунные трубы и баллоны"
     

3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол N 104-П от 12 декабря 2017 г.)
     

За принятие проголосовали:
     

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97

Код страны
по МК (ИСО 3166) 004-97

Сокращенное наименование национального органа по стандартизации

Армения

AM

Минэкономики Республики Армения

Беларусь

BY

Госстандарт Республики Беларусь

Казахстан

KZ

Госстандарт Республики Казахстан

Киргизия

KG

Кыргызстандарт

Россия

RU

Росстандарт

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 1 марта 2018 г. N 112-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 34380-2017 (ISO 10405:2000) введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 ноября 2018 г.
     

5 Настоящий стандарт является модифицированным по отношению к международному стандарту ISO 10405:2000* "Нефтяная и газовая промышленность. Эксплуатация и обслуживание обсадных и насосно-компрессорных труб" ("Petroleum and natural gas industries - Care and use of casing and tubing", MOD) путем:
________________

* Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым здесь и далее по тексту, можно получить, перейдя по ссылке на сайт http://shop.cntd.ru. - Примечание изготовителя базы данных.
     
          

- изменения отдельных слов (фраз, значений показателей, ссылок), выделенных в тексте настоящего стандарта курсивом*;
________________

* В оригинале обозначения и номера стандартов и нормативных документов в разделах "Предисловие", "Введение", приложениях ДА, ДБ, ДВ и по тексту документа отмеченные знаком "**", приводятся обычным шрифтом, остальные по тексту документа выделены курсивом. - Примечание изготовителя базы данных


     
     

- внесения дополнительных структурных элементов (приложений, пунктов, подпунктов, абзацев, таблиц и рисунков), выделенных 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 структуры. Сравнение структуры настоящего стандарта со структурой указанного международного стандарта приведено в дополнительном приложении ДГ;
     

- замены части ссылочных международных стандартов межгосударственными стандартами, выделенными в тексте настоящего стандарта курсивом, содержащими аналогичные требования. Сведения о соответствии ссылочных межгосударственных стандартов международным стандартам, использованным в качестве ссылочных в примененном международном стандарте, приведены в дополнительном приложении ДВ.
     

Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования международного стандарта в связи с особенностями построения межгосударственной системы стандартизации
     

6 Настоящий стандарт подготовлен на основе применения ГОСТ Р 56175-2014 (ИСО 10405:2000)*
_____________

* Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 1 марта 2018 г. N 112-ст ГОСТ Р 56175-2014 (ИСО 10405:2000) отменен с 1 ноября 2018 г.
     
     

7 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
     
     

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске информационного указателя "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)
     
     

Введение

Настоящий стандарт модифицирован по отношению к международному стандарту ISO 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 нефтяной и газовой промышленности.
     

Настоящий стандарт разработан в целях перехода к международной 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 31446, по спуску и подъему колонн, анализу причин неисправностей и повреждений, контролю и классификации труб бывших в эксплуатации, 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 резьбовой уплотнительной смазки для труб различных диаметров;
     

- дополнены правила очистки резьбы от смазки;
     

- уточнены рекомендации по свинчиванию резьбовых соединений SC, LC, BC, NU, EU и дополнены рекомендации по свинчиванию резьбовых соединений ОТТМ, ТТГ, НКТН, НКТВ и НКМ;
     

- исключены все данные, относящиеся к резьбовым соединениям Экстрим-лайн и Интеграл-джойнт, не применяемым в нефтяной и газовой промышленности;
     

- дополнены правила перевозки труб авиатранспортом;
     

- исключены рекомендации по операциям присоединения технологической оснастки к обсадным трубам в промысловых условиях способом сварки, проведение которых регламентируется соответствующими сводами правил;
     

- перенесены в приложение А структурно неоформленные в международном стандарте таблицы с расчетными моментами свинчивания обсадных труб и насосно-компрессорных труб (таблицы 1 и 3), классификацией бывших в эксплуатации труб (таблица 4) и цветовой идентификацией поврежденных или несоответствующих труб и муфт (таблица 5);
     

- дополнено приложение А расчетными моментами свинчивания для обсадных труб с резьбовыми соединениями SC и LC для группы прочности Q135 и наружных диаметров 146,05 и 324,85 мм, насосно-компрессорных труб - для резьбовых соединений НКТН и НКТВ группы прочности К72;
     

- исключены из приложения А американские единицы измерений, а также соотношения между единицами СИ и единицами американской системы;
     

- дополнено приложение ДА с рекомендациями по проверке соответствия заказчиком резьбовых соединений закупленных обсадных и насосно-компрессорных труб;
     

- дополнено приложение ДБ, содержащее сведения о соответствии резьбовых соединений, упомянутых в настоящем стандарте, и применяемых ранее резьбовых соединений;
     

- сведения о соответствии ссылочных межгосударственных стандартов международным стандартам, использованным в качестве ссылочных в примененном международном стандарте, приведены в приложении ДВ;
     

- сопоставление структуры настоящего стандарта со структурой международного стандарта приведено в приложении ДГ.
     

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 34057 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. В настоящем стандарте приведены рекомендации по нанесению резьбовой уплотнительной смазки, моменты свинчивания труб размеров, групп прочности и типов резьбовых соединений по ГОСТ 31446, а также рекомендации по транспортированию, погрузочно-разгрузочным операциям, хранению и проверке соответствия у заказчика.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные 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 31446-2016* (ISO 11960:2014)** Трубы стальные обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Общие технические условия
________________
     * Вероятно, ошибка оригинала. Следует читать: ГОСТ 31446-2017. - Примечание изготовителя базы данных.
     
          

ГОСТ 33758-2016 Трубы обсадные и насосно-компрессорные и муфты к ним. Основные параметры и контроль резьбовых соединений. Общие технические требования
     

ГОСТ 34057-2017 Соединения резьбовые обсадных, насосно-компрессорных труб, труб для трубопроводов и резьбовые калибры для них. Общие технические требования
     

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом, следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.
     
     

3 Термины и сокращения

3.1 В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 23258, ГОСТ 31446, ГОСТ 33758, ГОСТ 34057.

3.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения:
     
     BC - тип упорного соединения обсадных труб с трапецеидальной резьбой;
     
     EU - тип соединения насосно-компрессорных труб с высаженными наружу концами с закругленной треугольной резьбой;
     
     LC - тип соединения обсадных труб с удлиненной закругленной треугольной резьбой;
     
     NU - тип соединения насосно-компрессорных труб с треугольной резьбой;
     
     SC - тип соединения обсадных труб с короткой закругленной треугольной резьбой;
     
     НКТН - тип соединения насосно-компрессорных труб с закругленной треугольной резьбой;
     
     НКТВ - тип соединения насосно-компрессорных труб с высаженными наружу концами с закругленной треугольной резьбой;
     
     НКМ - тип соединения насосно-компрессорных труб с трапецеидальной резьбой и узлом уплотнения металл - металл;
     
     ОТТМ - тип соединения обсадных труб с трапецеидальной резьбой;
     
     ОТТГ - тип соединения обсадных труб с трапецеидальной резьбой и узлом уплотнения металл - металл.

4 Порядок спуска и подъема обсадной колонны

4.1 Документирование процесса подготовки и спуска колонны

4.1.1 Для спуска колонны должны быть разработаны инструкции, регламентирующие растяжение колонны и порядок спуска колонны до забоя.

Цель таких инструкций - не допустить критических напряжений или чрезмерных и небезопасных растягивающих напряжений в любой момент срока службы скважины. Для обеспечения надлежащего уровня растяжения колонны и правильной процедуры спуска необходимо учесть все факторы, такие как температура и давление в скважине, температура бурового раствора и изменение температуры при эксплуатации. Должен быть учтен исходный запас прочности колонны на растяжение, влияющий на порядок спуска колонны до забоя.
     
     4.1.2 Все работы по креплению скважины 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 обсадных труб перед спуском

_________________

* В оригинале наименование пункта 4.2 выделено курсивом. - Примечание изготовителя базы данных.
     
     

4.2.1 Контроль обсадных труб
     
     Перед началом работ необходимо провести визуальный контроль поверхности каждой трубы и муфты. Трубы не должны иметь дефектов, которые по ГОСТ 31446 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 31446, 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 31446, 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 сборке в колонну
     
     При подготовке труб к сборке 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 затруднений 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 34057 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.
     
     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 31446. 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.

4.3 Подъем обсадных труб на буровую установку

При повторной установке резьбовых предохранителей необходимо убедиться, что они предназначены для труб и муфт данного размера и типа резьбового соединения.
     
     

     4.3 Подъем обсадных труб на буровую установку


     Подъем труб на буровую установку следует проводить по отдельности, при необходимости используя устройство для подачи труб. Необходимо соблюдать осторожность, не допуская изгиба труб и ударов муфт или резьбовых предохранителей с любой частью буровой вышки или другим оборудованием. На воротах буровой вышки следует иметь удерживающий канат.
     

Подъем труб на буровую установку должен проводиться только с установленными резьбовыми предохранителями или защитными колпаками!

4.4 Нанесение резьбовой уплотнительной смазки


     4.4.1 Резьбовые предохранители или защитные колпаки с трубы и муфту следует снимать только непосредственно перед посадкой трубы в муфты и нанесением резьбовой уплотнительной смазки.
     
     4.4.2 После снятия резьбовых предохранителей или защитных колпаков необходимо проверить отсутствие механических повреждений на резьбовом соединении на свободном конце трубы.
     
     4.4.3 Смазку следует равномерно нанести на всю поверхность резьбы ниппельного конца трубы и муфты предыдущей трубы, включая резьбу с неполным профилем, упорные и уплотнительные поверхности соединения.
     
     4.4.4 Смазку следует наносить на тщательно высушенную поверхность резьбового соединения кистью, щеткой или другими приспособлениями, на конец муфты рекомендуется наносить смазку приспособлением с рельефным профилем.
     

Запрещается использовать для нанесения смазки металлические щетки!


     4.4.5 Рекомендуется применение резьбовых уплотнительных смазок, соответствующих требованиям [1].
     
     4.4.6 Минимальное количество смазки, необходимое для свинчивания одного резьбового соединения, рекомендуется рассчитывать по следующей формуле
     

ГОСТ 34380-2017 (ISO 10405:2000) Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию, (1)


где ГОСТ 34380-2017 (ISO 10405:2000) Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию - минимальная масса смазки, г, на одно резьбовое соединение, округленная до целого значения;
     
     ГОСТ 34380-2017 (ISO 10405:2000) Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию - плотность смазки, г/смГОСТ 34380-2017 (ISO 10405:2000) Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию;
     
     ГОСТ 34380-2017 (ISO 10405:2000) Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию - наружный диаметр труб, мм.
     
     Необходимое количество смазки должно распределяться между муфтой и концом трубы следующим образом: 2/3 количества смазки - на конец муфты, 1/3 - на конец трубы.
     
     4.4.7 При использовании смазки следует выполнять следующие рекомендации:
     
     - использовать резьбовую уплотнительную смазку только из тары изготовителя, на которой указаны название смазки, номер партии, дата изготовления и срок годности смазки;
     
     - для сборки одной колонны использовать смазку одного наименования;
     
     - тщательно перемешивать смазку перед использованием;
     
     - при низкой минусовой температуре подогреть смазку перед нанесением;
     
     - не допускать загрязнения смазки и приспособления для ее нанесения посторонними веществами;
     
     - хранить смазку в тщательно закрытой и перевернутой таре;
     
     - хранить смазку при температуре, указанной изготовителем смазки;
     
     - при хранении тары с неиспользованной полностью смазкой необходимо указать на ней дату первичного использования.
     

Запрещается использовать смазку с истекшим сроком годности, из тары, не имеющей идентификационных признаков, перекладывать смазку в другие емкости или разбавлять смазку!

4.5 Посадка обсадной трубы в муфту

4.5.1 Перемещение первой трубы колонны к забою скважины должно выполняться крайне осторожно.
     

Категорически запрещается быстрый спуск и посадка труб на забой!

4.5.2 Перед спуском колонны необходимо обеспечить центрирование талевой системы относительно устья скважины. Перед посадкой трубы в муфту должна быть проверена соосность соединяемых труб во избежание их перекоса при свинчивании.
     
     4.5.3 При посадке трубы в муфту необходимо опускать ее плавно, не допуская ударов торца трубы о торец муфты, соскальзывания конца трубы в муфту и повреждений резьбы. При этом рекомендуется применять специальную посадочную направляющую или направляющую воронку. Если после посадки наблюдается перекос трубы, необходимо поднять ее, осмотреть на предмет отсутствия повреждений и принять решение о возможности ее дальнейшего использования.
     
     4.5.4 При свинчивании труб с переводниками и соединительными деталями необходимо убедиться, что свинчиваемые резьбовые концы изделий имеют одинаковый размер и тип резьбового соединения.
     
     Примечание - При посадке трубы в муфту, спуско-подъемных операциях и свинчивании-развинчивании возможно образование задиров на резьбе труб и муфт из склонных к задирам материалов (мартенситных хромистых сталей L80 тип 9Cr и L80 тип 13Cr, двухфазных нержавеющих сталей и сплавов на основе никеля). Стойкость резьбы к задирам в основном зависит от двух факторов - подготовки и обработки поверхности резьбы при изготовлении и осторожности при проведении спуско-подъемных операций.

4.6 Свинчивание обсадных труб и спуск колонны

___________________

* В оригинале слова "и спуск колонны" в наименовании п.4.6 выделены курсивом. - Примечание изготовителя базы данных.
     
     

4.6.1 Применение элеваторов обычного типа


     При применении для спуска и подъема труб элеватора обычного типа несущая поверхность элеватора должна быть тщательно проверена на неравномерный износ, который может привести к установке трубы с перекосом и опасности вырывания трубы из муфты, а также к неравномерному распределению нагрузки по опорной поверхности муфты. Элеваторы должны быть снабжены стропами равной длины.

4.6.2 Применение элеваторов клинового типа


     Для тяжелых обсадных колонн рекомендуется применение элеваторов клинового типа (спайдер-элеваторов). Клиновой захват и клинья элеватора должны быть чистыми, без видимых механических повреждений и деформации кромок, соответствовать наружному диаметру спускаемой в скважину трубы и равномерно охватывать трубу в месте захвата. Для тяжелых обсадных колонн рекомендуется использовать удлиненные плашки.

4.6.3 Требования к работе элеватора


     Необходимо следить за тем, чтобы захват и клинья элеватора опускались одновременно. Их неравномерное опускание может привести к образованию на трубах вмятин или сильных надрезов. Должна быть проверена исправность защелки элеватора.

4.6.4 Подбор трубного ключа
     
     Свинчивание труб следует выполнять специально подобранным трубным ключом, обеспечивающим необходимый момент свинчивания резьбового соединения.


     Трубный ключ должен быть выбран по размеру труб так, чтобы создавать усилие, равное 1,5% прочности резьбового соединения, рассчитанной по [2], или на 50% превышать момент свинчивания, указанный в таблице А.1 (приложение А).

Плашки ключа необходимо подбирать в соответствии с наружным диаметром труб. Плашки не должны сминать трубы, но должны плотно прилегать к ним во избежание нанесения глубоких рисок на поверхность труб. Не рекомендуется применение цепных ключей.


     Примечание - Следы от клиньев и плашек трубных ключей оказывают отрицательное воздействие на трубы. Необходимо принять все возможные меры для сведения таких повреждений к минимуму.
     
     
     Необходимо проверить износ поверхностей оси шарнира и самого шарнира трубного ключа. При необходимости следует подправить крепление удерживающего каната к стойке так, чтобы обеспечить горизонтальность трубного ключа и не допустить неравномерного распределения нагрузки по поверхностям зажима трубы.

Средства измерений, применяемые при регистрации момента свинчивания, должны быть поверены в установленном порядке.
     
     Примечание - Рекомендации по свинчиванию обсадных труб, приведенные в 4.6.5-4.6.9, распространяются на применение трубных ключей с силовым приводом.


     
     4.6.5 Правила проведения свинчивания

После посадки трубы в муфту следует свинчивание на первые 2-3 оборота выполнять вручную или с помощью ключа с ремнем и убедиться, что зацепление резьбы происходит правильно, без свинчивания резьбы с перекосом.
     
     На первых стадиях свинчивания труб необходимо следить за любыми нарушениями в процессе свинчивания или отклонениями от заданной скорости свинчивания, так как они могут указывать на свинчивание с перекосом, загрязнение или повреждение резьбы или на другие нарушения.
     
     При выполнении дальнейшего свинчивания соединения скорость свинчивания должна быть не более 15 мин
ГОСТ 34380-2017 (ISO 10405:2000) Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию для предотвращения образования задиров. При возрастании крутящего момента скорость свинчивания должна быть снижена до скорости не более 5 минГОСТ 34380-2017 (ISO 10405:2000) Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию, при этом происходит докрепление соединения для достижения необходимого положения муфты на трубе.
     

Докрепление резьбового соединения вращением ротора не допускается!


     При выполнении дальнейшего свинчивания соединения труб из мартенситных хромистых сталей L80 тип 9Cr и L80 тип 13Cr, двухфазных нержавеющих сталей и сплавов на основе никеля его следует проводить до предела ручного свинчивания, а затем со скоростью свинчивания не более 5 минГОСТ 34380-2017 (ISO 10405:2000) Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию для предотвращения образования задиров.
     
     Для правильного свинчивания должно быть определено оптимальное значение момента свинчивания для труб всех размеров и типов резьбовых соединений.
     
     Значение момента свинчивания зависит от ряда факторов:
     
     - геометрических параметров резьбы;
     
     - материала покрытия поверхности резьбы;
     
     - типа резьбовой уплотнительной смазки;
     
     - группы прочности и размера труб;
     
     - уплотнительных колец в муфте;
     
     - условий окружающей среды и т.д.

     
     4.6.6 Свинчивание обсадных труб с резьбовыми соединениями SC и LC
     
     Свинчивание рекомендуется проводить в следующем порядке:
     
     1) Для каждой секции колонны выполнить свинчивание не менее 10 резьбовых соединений (идущих первыми последовательно по плану работ) с целью определения оптимального момента свинчивания. Полученное значение может отличаться от расчетного значения, указанного в
таблице А.1 (приложение А).
     
     Расчетные значения момента свинчивания, указанные в
таблице А.1 (приложение А)., применимы для соединений труб с муфтами, имеющими цинковое или фосфатное покрытие резьбы.
     
     2) Проводить свинчивание труб с определением момента свинчивания до совпадения торца муфты с концом сбега резьбы или до основания треугольного клейма (равностороннего треугольника со стороной 9,5 мм), если на трубы нанесено треугольное клеймо.
     
     3) Свинчивание считается правильным, если после свинчивания:
     
     - торец муфты совпадает с концом сбега резьбы при допускаемом отклонении плюс-минус два витка резьбы (два шага резьбы) - для труб без треугольного клейма;
     
     - торец муфты находится между вершиной и основанием треугольного клейма при допускаемом отклонении минус один виток резьбы (шаг резьбы) от основания треугольного клейма - для труб с треугольным клеймом.
     
     4) Среднеарифметическое значение момента свинчивания после свинчивания не менее 10 резьбовых соединений является оптимальным для данных условий свинчивания.
     
     5) При свинчивании остальных труб минимальный момент свинчивания должен быть не менее 75% оптимального значения, а максимальный момент свинчивания - не более 125% оптимального значения.
     
     6) Если после свинчивания конец сбега резьбы трубы перекрывается торцом муфты на два витка резьбы или находится у вершины треугольного клейма и при этом момент свинчивания составляет менее 75% определенного оптимального значения, то свинчивание данного соединения должно быть отложено до принятия решения о дальнейшем его использовании.
     
     7) Если по достижении рекомендуемого момента свинчивания торец муфты не доходит до сбега резьбы трубы на несколько витков или не доходит до основания треугольного клейма, то следует приложить дополнительный момент, но не превышающий 125% от определенного оптимального значения. Если после приложения дополнительного момента торец муфты не доходит до сбега резьбы трубы более чем на три витка резьбы или не доходит до основания треугольного клейма, то свинчивание данного соединения должно быть отложено до принятия решения о дальнейшем его использовании.


     При применении для свинчивания SC и LC трубных ключей без указателя момента свинчивания сначала выполняют свинчивание вручную (цепным ключом или ключом с ремнем) до предела ручного свинчивания, после чего проводят механическое свинчивание на следующее число оборотов:
     
     - не менее трех оборотов - для труб наружным диаметром от 114,30 до 177,80 мм включительно;
     
     - не менее трех с половиной оборотов - для труб наружным диаметром 193,68 мм и более;
     
     - не менее четырех оборотов - для труб наружным диаметром 244,48 и 273,05 мм группы прочности Р110 и наружным диаметром 508,00 мм групп прочности J55 и К55.

     
     4.6.7 Свинчивание обсадных труб с резьбовым соединением ВС
     
     Свинчивание рекомендуется проводить в следующем порядке:
     
     1) Для каждой партии труб выполнить свинчивание не менее 10 резьбовых соединений (идущих последовательно по плану работ) с целью определения оптимального момента свинчивания. Полученное значение момента свинчивания применимо для данных условий свинчивания (применяемой резьбовой уплотнительной смазки, температуры окружающей среды, группы прочности и размера труб и т.д.).
     
     2) Проводить свинчивание труб до совпадения торца муфты с основанием треугольного клейма с определением момента свинчивания.
     
     3) Свинчивание считается правильным, если после свинчивания торец муфты находится между вершиной и основанием треугольного клейма с допускаемым отклонением минус один виток резьбы (шаг резьбы) от основания треугольного клейма.
     
     4) Среднеарифметическое значение момента свинчивания после свинчивания не менее 10 резьбовых соединений является оптимальным для данных условий свинчивания.
     
     5) При свинчивании остальных труб минимальный момент свинчивания, при котором торец муфты совпадает с вершиной треугольного клейма на трубе, должен быть не менее 75% определенного оптимального значения, а максимальный момент свинчивания, при котором торец муфты совпадает с основанием треугольного клейма, - не более 125% определенного оптимального значения. В противном случае свинчивание данного резьбового соединения должно быть отложено до принятия решения о дальнейшем его использовании.

4.6.8 Свинчивание обсадных труб с резьбовым соединением ОТТГ
     
     Свинчивание рекомендуется проводить в следующем порядке:
     
     1) Определить расстояние от торца муфты до упорного уступа муфты не менее чем на 10 трубах, идущих последовательно по плану работ, и отметить риской измеренные значения на поверхности ниппельного конца каждой последующей трубы.
     
     2) Провести свинчивание этих труб, определяя значение момента свинчивания, при совпадении отметки на ниппельном конце с торцом соответствующей муфты. Определенное среднеарифметическое значение момента свинчивания после свинчивания этих труб является оптимальным для данных условий свинчивания (применяемой резьбовой уплотнительной смазки, температуры окружающей среды, группы прочности и размера труб и т.д.).
     
     3) При свинчивании остальных труб минимальный момент свинчивания должен быть не менее 75% определенного оптимального значения, а максимальный момент свинчивания - не более 125% определенного оптимального значения. В противном случае свинчивание данного резьбового соединения должно быть отложено до принятия решения о дальнейшем его использовании.
     
     4.6.9 Свинчивание обсадных труб с резьбовым соединением ОТТМ
     
     Свинчивание рекомендуется проводить в следующем порядке:
     
     1) Для каждой партии труб выполнить свинчивание не менее 10 резьбовых соединений (идущих последовательно по плану работ) с целью определения оптимального момента свинчивания. Полученное значение момента свинчивания применимо для данных условий свинчивания (применяемой резьбовой уплотнительной смазки, температуры окружающей среды, группы прочности и размера труб и т.д.).
     
     2) Проводить свинчивание труб до совпадения торца муфты со сбегом резьбы трубы с определением момента свинчивания.
     
     3) Свинчивание считается правильным, если после свинчивания торец муфты совпадает с концом сбега резьбы или не доходит до него не более чем на 5 мм.
     
     4) Определенное среднеарифметическое значение момента свинчивания после свинчивания этих труб является оптимальным для данных условий свинчивания.

5) При свинчивании остальных труб минимальный момент свинчивания, при котором торец муфты совпадает с концом сбега резьбы на трубе, должен быть не менее 75% определенного оптимального значения, максимальный момент свинчивания, при котором торец муфты может не доходить до конца сбега резьбы на трубе не более чем на 5 мм, - не более 125% от определенного оптимального значения. В противном случае свинчивание данного резьбового соединения должно быть отложено до принятия решения о дальнейшем его использовании.
     
     4.6.10 Отложенные резьбовые соединения


     Резьбовые соединения, свинчивание которых отложено для принятия решения о возможности дальнейшего использования, должны быть развинчены для определения причин неправильного свинчивания. Проверке должна быть подвергнута резьба трубы и резьба свинчиваемой с ней муфты. Развинченные резьбовые соединения не допускается свинчивать повторно без дополнительного контроля или ремонта, даже если они имеют незначительные видимые повреждения.

Если причиной неправильного свинчивания не являются повреждения или недопустимые отклонения геометрических параметров резьбы, то для обеспечения правильного свинчивания необходимо скорректировать момент свинчивания.
     
     4.6.11 Биение верхнего конца трубы


     Если при свинчивании отмечается биение верхнего конца трубы, указывающее на возможное смещение оси резьбы муфты относительно оси трубы, следует снизить скорость вращения для предотвращения образования заедания резьбы. Если биение продолжается и при уменьшенной скорости свинчивания, то труба должна быть отложена для принятия решения о возможности ее дальнейшего использования.

4.6.12 Докрепление муфты, установленной изготовителем


     При свинчивании соединения может произойти докрепление муфты, установленной изготовителем. Это не означает, что такая муфта слабо затянута, но указывает на то, что к ниппельному концу трубы приложен момент свинчивания, превышающий момент, с которым муфта была навинчена изготовителем.

4.6.13 Общие требования к спуску колонны

Спуск колонны следует проводить аккуратно, а при посадке на клинья соблюдать меры предосторожности для предотвращения ударного воздействия. Недопустимо, чтобы башмак колонны опирался на забой или подвергался какому-либо сжимающему воздействию, поскольку это может привести к изгибу, особенно в той части, где возможно кавернообразование по стволу скважины.
     
     

4.7 Защита обсадных труб протекторами

На бурильные трубы, находящиеся внутри обсадной колонны, могут быть надеты соответствующие протекторы.
     
     

4.8 Подъем колонны из скважины

4.8.1 Для развинчивания труб при подъеме колонны трубный ключ следует размещать близко к муфте, но не вплотную, так как необходимо исключить даже небольшое сдавливающее воздействие плашек трубного ключа на поверхность трубы, в частности в случае плотного резьбового соединения и/или тонкостенных труб. Расположение трубного ключа от муфты на расстоянии 1/3 или 1/4 наружного диаметра трубы предотвращает, как правило, излишнее трение в резьбовом соединении. В случае необходимости допускается легкое обстукивание средней части муфты по окружности плоским бойком молотка.
     

4.8.2 В случае прихвата труб необходимо использовать индикатор веса. При этом необходимо учитывать натяжение колонны и не принимать его за освобождение от прихвата. Если нагрузка снижается до веса колонны, то можно считать, что произошло освобождение от прихвата.
     
     4.8.3 При развинчивании соединения скорость не должна быть более 10 минГОСТ 34380-2017 (ISO 10405:2000) Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию.
     

Раскрепление резьбового соединения вращением ротора не допускается!


     4.8.4 После окончания развинчивания следует плавно выводить трубу из муфты. Не допускается извлекать трубу из муфты рывком.

4.8.5 При подъеме колонны из-за повреждения труб необходимо для предотвращения аналогичных случаев определить причину повреждения.


     4.8.6 При размещении поднятых труб на буровой они должны быть уложены или вертикально установлены на прочной деревянной площадке.
     
  
  4.8.7 Все резьбовые соединения поднятой колонны должны быть развинчены, очищены от смазки в соответствии с 4.2.2 [перечисления c) и d)] и осмотрены. Трубы, имеющие повреждения, следует замаркировать и отложить для последующего ремонта и контроля.
     
     На концы труб, не имеющие повреждений, должны быть установлены чистые резьбовые предохранители.

4.8.8 Перед повторным спуском резьбовые соединения труб должны быть подготовлены в соответствии с 4.4.
     
     4.8.9 Перед укладкой труб на хранение на очищенные резьбовые соединения должна быть нанесена консервационная смазка, предохраняющая их от коррозии, и установлены резьбовые предохранители.

4.9 Причины неисправностей при сборке и эксплуатации обсадных труб

В настоящем подразделе приведены наиболее часто встречающиеся причины неисправностей при сборке и эксплуатации труб:
     

1) несоответствие выбранных труб условиям эксплуатации;
     

2) несоответствие труб, муфт и/или резьбовых соединений установленным требованиям;
     

3) несоблюдение правил при погрузочно-разгрузочных операциях, транспортировании и хранении;
     

4) несоблюдение установленных требований к спуску и подъему колонны, в том числе повреждения при посадке трубы в муфту, свинчивание с перекосом, несоосность оси трубы и оси скважины;
     

5) повреждение резьбового соединения;
     

6) отсутствие предварительного ручного свинчивания;
     

7) бурение внутри обсадной колонны без протекторов;
     

8) отсутствие предварительного подбора момента свинчивания и приложение чрезмерного момента свинчивания;
     

9) чрезмерное натяжение колонны при освобождении от прихватов;
     

10) развинчивание колонны с высокой скоростью;
     

11) износ внутренней поверхности колонны, особенно в искривленных участках ствола скважины;
     

12) применение несоответствующего оборудования, клиновых захватов, плашек и трубных ключей;
     

13) изгиб труб в размытой незацементированной части ствола;
     

14) чрезмерное обстукивание резьбовых соединений при развинчивании колонны;
     

15) негерметичность резьбовых соединений, которая может быть вызвана следующими причинами:
     

a) неправильным выбором резьбовой уплотнительной смазки, не соответствующей условиям эксплуатации, неправильным нанесением смазки, применением некачественной или разбавленной смазки;
     

b) неправильным свинчиванием резьбовых соединений;
     

c) свинчиванием загрязненных резьбовых соединений;
     

d) заеданием резьбы при свинчивании, в том числе вследствие загрязнения, неправильной посадки, повреждения, отсутствие предварительного ручного свинчивания, приложения чрезмерного момента свинчивания;
     

e) несоответствием резьбовых соединений установленным требованиям;
     

f) чрезмерным натяжением колонны при подъеме;
     

g) падением колонны;
     

h) неоднократными операциями свинчивания и развинчивания;
     

i) изгибом колонны;
     

j) вмятинами на муфтах, вызванными чрезмерным обстукиванием при развинчивании;
     

k) овальностью или отклонением формы профиля труб и муфт, в том числе при работе трубным ключом с приложением чрезмерных усилий, приводящих к деформации, особенно при развинчивании;
     

I) нарушением порядка спуска труб по группе прочности и толщине стенки, создающим напряжения в резьбовых соединениях, превышающих предел текучести металла;
     

16) коррозионное повреждение труб.

5 Порядок спуска и подъема насосно-компрессорной колонны

5.1 Документирование процесса подготовки и спуска колонны


     5.1.1 Для спуска колонны должны быть разработаны инструкции, регламентирующие растяжение колонны и порядок спуска колонны.
     
     Цель таких инструкций - не допустить критических напряжений или чрезмерных и небезопасных растягивающих напряжений в любой момент срока службы колонны. Для обеспечения надлежащего уровня растяжения колонны и правильной процедуры спуска необходимо учесть все факторы, такие как температура и давление в скважине, температура бурового раствора и изменение температуры при эксплуатации. Должен быть учтен исходный запас прочности колонны на растяжение, влияющий на порядок спуска колонны.
     
     5.1.2 Все работы по сборке колонны следует проводить по утвержденному плану работ, составленному в соответствии с инструкциями и требованиями 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.

5.2 Контроль и подготовка насосно-компрессорных труб перед спуском

5.2.1 Контроль насосно-компрессорных труб
     
     Перед подъемом труб на буровую установку необходимо провести визуальный контроль каждой трубы и муфты.
     
     Трубы не должны иметь дефектов, которые по
ГОСТ 31446 относятся к недопустимым дефектам, и должны соответствовать требованиям, установленным в настоящем стандарте.
     
     Для применения труб в скважинах со специальными условиями эксплуатации указанные в настоящем стандарте методы контроля могут не обеспечить выявление дефектов в степени, достаточной для применения в таких условиях. В таких случаях рекомендуется использовать другие методы неразрушающего контроля, позволяющие подтвердить необходимое качество труб и их пригодность для спуска
в скважину. Рекомендуется выполнить оценку методов неразрушающего контроля, предусмотренных ГОСТ 31446, 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.
     
     ВНИМАНИЕ! Необходимо иметь в виду, что из-за больших допускаемых отклонений наружного диаметра на участке, находящемся непосредственно за высадкой насосно-компрессорной трубы, могут возникнуть затруднения при установке на трубу герметизирующей подвески охватывающего типа, если труба изготовлена с верхним предельным отклонением наружного диаметра. По этой причине рекомендуется тщательно выбирать резьбовое соединение насосно-компрессорных труб, устанавливаемых вверху колонны.
     

5.2.2 Подготовка труб к сборке в колонну
     
     При подготовке труб к сборке в колонну рекомендуется выполнить следующие основные действия:
     
     a) скомплектовать трубы по группам прочности, размерам и типам соединений и уложить трубы на стеллажи с учетом очередности их спуска по плану работ.
     
     Если какая-либо труба не поддается идентификации, то она должна быть отложена до выяснения ее 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 затруднений 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, пароочистителя или растворителя, не содержащего хлор.
     
     При минусовой температуре допускается удаление смазки с помощью растворителя, не содержащего хлор, с последующей продувкой резьбового соединения сжатым воздухом.

     

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.
     
     При обнаружении повреждений резьбы, которые по
ГОСТ 34057 и ГОСТ 33758 относятся к недопустимым и которые нельзя исправить, трубы к спуску не допускаются;
     
     e) измерить длину каждой трубы.
     
     Измерения следует проводить от свободного торца муфты до того участка ниппельного конца трубы, который соответствует номинальному положению торца муфты при механическом свинчивании (приблизительно у конца сбега резьбы на трубе или у основания треугольного клейма).
     
     Общая сумма измеренных длин отдельных труб представляет собой длину ненагруженной собственным весом колонны.
     
     Для измерения 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 трубы. 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 31446. 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, то труба должна быть отложена до принятия решения о возможности ее дальнейшего использования, и заменена другой трубой с проведением перенумерации труб;

     
     g) установить резьбовые предохранители.
     
     Чтобы не повредить резьбу труб и муфт при перекатывании их по стеллажу или подъеме на буровую, на нее 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 установке резьбовых предохранителей необходимо убедиться, что они предназначены для труб и муфт данного размера и типа резьбового соединения.

5.3 Подъем насосно-компрессорных труб на буровую установку


     Подъем труб на буровую установку следует проводить по отдельности, при необходимости используя устройство для подачи труб. При подъеме труб на буровую установку необходимо соблюдать осторожность, не допуская изгиба труб и ударов муфт и резьбовых предохранителей с конструкциями буровой вышки или другим оборудованием. На воротах буровой вышки следует иметь удерживающий канат.
     

Подъем труб на буровую установку должен проводиться только с установленными резьбовыми предохранителями или защитными колпаками!

5.4 Нанесение резьбовой уплотнительной смазки


     5.4.1 Резьбовые предохранители или защитные колпаки с трубы и муфты следует снимать только непосредственно перед посадкой трубы в муфты и нанесением резьбовой уплотнительной смазки.

5.4.2 Перед нанесением смазки необходимо проверить отсутствие механических повреждений на резьбовом соединении на свободном конце трубы.
     
     5.4.3 Смазку следует равномерно нанести на всю поверхность резьбы ниппельного конца трубы и муфты предыдущей трубы, включая резьбу с неполным профилем, упорные и уплотнительные поверхности соединения.
     
     Смазку следует наносить на тщательно высушенную поверхность резьбового соединения кистью, щеткой или другими приспособлениями, на конец муфты рекомендуется наносить смазку приспособлением с рельефным профилем.
     

Запрещается использовать для нанесения смазки металлические щетки!


     Рекомендуется применение резьбовых уплотнительных смазок, соответствующих требованиям [1].
     
     Минимальное количество смазки, необходимое для свинчивания одного резьбового соединения, рекомендуется рассчитывать по следующей формуле
     

ГОСТ 34380-2017 (ISO 10405:2000) Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию, (2)


где ГОСТ 34380-2017 (ISO 10405:2000) Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию - минимальная масса смазки, г, на одно резьбовое соединение, округленная до целого значения;
     
     ГОСТ 34380-2017 (ISO 10405:2000) Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию - плотность смазки, г/смГОСТ 34380-2017 (ISO 10405:2000) Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию;
     
     ГОСТ 34380-2017 (ISO 10405:2000) Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию - наружный диаметр труб, мм.
     
     Необходимое количество смазки должно распределяться между муфтой и концом трубы следующим образом: 2/3 количества смазки - на конец муфты, 1/3 - на конец трубы.
     
     При использовании смазки следует выполнять следующие рекомендации:
     
     - использовать резьбовую уплотнительную смазку только из тары изготовителя, на которой указаны название смазки, номер партии, дата изготовления и срок годности смазки;
     
     - для сборки одной колонны использовать смазку одного наименования;
     
     - тщательно перемешивать смазку перед использованием;
     
     - при низкой минусовой температуре подогреть смазку перед нанесением;
     
     - не допускать загрязнения смазки и приспособления для ее нанесения посторонними веществами;
     
     - хранить смазку в тщательно закрытой и перевернутой таре;
     
     - хранить смазку при температуре, указанной изготовителем смазки;
     
     - при хранении тары с неиспользованной полностью смазкой указать на ней дату первичного использования.
     

Запрещается использовать смазку с истекшим сроком годности, из тары, не имеющей идентификационных признаков, перекладывать смазку в другие емкости или разбавлять смазку!

5.5 Посадка насосно-компрессорной трубы в муфту

5.5.1 Перемещение первой трубы колонны к забою скважины должно выполняться крайне осторожно.
     

Категорически запрещается быстрый спуск и посадка труб на забой!
     

5.5.2 Перед спуском колонны необходимо обеспечить центрирование талевой системы относительно устья скважины. Перед посадкой трубы в муфту должна быть проверена соосность соединяемых труб во избежание их перекоса при свинчивании.
     
     5.5.3 При посадке трубы в муфту необходимо опускать ее плавно, не допуская ударов торца трубы о торец муфты, соскальзывания конца трубы в муфту и повреждений резьбы. При этом рекомендуется применять специальную посадочную направляющую или направляющую воронку. Если после посадки наблюдается перекос трубы, необходимо поднять ее, осмотреть на предмет отсутствия повреждений и принять решение о возможности ее дальнейшего использования.
     
     Необходимо соблюдать осторожность, особенно при спуске свечей из двух или трех труб, не допуская прогиба и, как следствие этого, отклонения от соосности, когда труба большим весом опирается на резьбу муфты. Для ограничения прогиба труб на буровой могут быть установлены промежуточные опоры.
     
     Примечание - При посадке трубы в муфту, спуско-подъемных операциях и свинчивании-развинчивании возможно образование задиров на резьбе труб и муфт из склонных к задирам материалов (мартенситных хромистых сталей L80 тип 9Cr и L80 тип 13Cr, двухфазных нержавеющих сталей и сплавов на основе никеля). Стойкость резьбы к задирам в основном зависит от двух факторов - подготовки и обработки поверхности резьбы при изготовлении и осторожности при проведении спуско-подъемных операций.

     
     
     5.5.4 При свинчивании труб с переводниками и соединительными деталями необходимо убедиться, что свинчиваемые резьбовые концы изделий имеют одинаковый размер и тип резьбового соединения.
     

5.6 Свинчивание насосно-компрессорных труб и спуск колонны

5.6.1 Применение элеваторов обычного типа


     При применении для спуска и подъема труб элеватора обычного типа несущая поверхность элеватора должна быть тщательно проверена на неравномерный износ, который может привести к установке трубы с перекосом и опасности вырывания трубы из муфты, а также на равномерное распределение нагрузки по опорной поверхности муфты. Элеваторы должны быть снабжены штропами равной длины.

5.6.2 Применение элеваторов клинового типа


     При спуске труб со специальными муфтами с уменьшенным наружным диаметром и особенно с муфтами со специальной фаской рекомендуется использовать элеваторы клинового типа (спайдер-элеваторы).

Клиновой захват и клинья элеватора должны быть чистыми, без видимых механических повреждений и деформации кромок, соответствовать наружному диаметру спускаемой в скважину трубы и равномерно охватывать трубу в месте захвата.


     Необходимо следить за тем, чтобы захват и клинья элеватора опускались одновременно. Их неравномерное опускание может привести к образованию на трубах вмятин или сильных надрезов. Должна быть проверена исправность защелки элеватора.
     
     Примечание - Следы от клиньев и плашек трубных ключей оказывают отрицательное воздействие на трубы. Необходимо принять все возможные меры для сведения таких повреждений к минимуму.
     

5.6.3 Подбор трубного ключа
     
     Свинчивание труб в колонну следует выполнять специально подобранным трубным ключом, обеспечивающим необходимый момент свинчивания резьбового соединения.


     Трубный ключ должен быть выбран по размеру труб так, чтобы создавать усилие, равное 1,5% прочности резьбового соединения, рассчитанной по [2], или на 50% превышать момент свинчивания, указанный в таблице А.2 (приложение А).
     
     Плашки ключа необходимо подбирать в соответствии с наружным диаметром труб. Плашки не должны сминать трубы, но должны плотно прилегать к ним, во избежание нанесения глубоких рисок на поверхность труб. Не рекомендуется применение цепных ключей.

Необходимо проверить износ поверхностей оси шарнира и самого шарнира трубного ключа. При необходимости следует подправить крепление удерживающего каната к стойке так, чтобы обеспечить горизонтальность трубного ключа и не допустить неравномерного распределения нагрузки по поверхностям зажима трубы.
     
     Средства измерений, применяемые при регистрации момента свинчивания, должны быть поверены в установленном порядке.
     
     5.6.4 Правила выполнения свинчивания
     
     После посадки трубы в муфту предыдущей трубы следует свинчивание на первые 2-3 оборота выполнять вручную или с помощью ключа с ремнем и убедиться, что зацепление резьбы происходит правильно, без свинчивания резьбы с перекосом.
     
     На первых стадиях свинчивания труб необходимо следить за любыми нарушениями в процессе свинчивания или отклонениями от заданной скорости свинчивания, так как они могут указывать на свинчивание с перекосом, загрязнение или повреждение резьбы или на другие нарушения.
     
     При выполнении дальнейшего свинчивания соединения скорость свинчивания должна быть не более 15 мин
ГОСТ 34380-2017 (ISO 10405:2000) Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию для предотвращения образования задиров. При возрастании момента скорость свинчивания должна быть снижена до скорости не более 5 минГОСТ 34380-2017 (ISO 10405:2000) Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию, при этом происходит докрепление соединения для достижения необходимого положения муфты на трубе.
     

Докрепление резьбового соединения вращением ротора не допускается!


     Для правильного свинчивания должно быть определено оптимальное значение момента свинчивания для труб всех размеров и типов резьбовых соединений. Невыполнение предварительного подбора оптимального крутящего момента приводит к повреждению резьбы при свинчивании и значительному снижению количества свинчиваний резьбовых соединений.
     
     Значение момента свинчивания зависит от ряда факторов:
     
     - геометрических параметров резьбы;
     
     - материала покрытия поверхности резьбы;
     
     - типа резьбовой уплотнительной смазки;
     
     - группы прочности и размера труб;
     
     - уплотнительных колец в муфте;
     
     - условий окружающей среды и т.д.


     Срок службы труб, неоднократно свинчиваемых в полевых условиях, обратно пропорционален моменту, прилагаемому для свинчивания. Для продления срока службы резьбового соединения свинчивание следует проводить с оптимальным моментом свинчивания, для скважин, герметичность которых не имеет большого значения, - с минимальным моментом свинчивания.
     
     Геометрические параметры резьбовых соединений труб могут изменяться после каждого свинчивания и незначительно отличаться от установленных требований. Поэтому при неоднократном свинчивании резьбовое соединение с каждым разом свинчивается все дальше, что приводит к достижению натяга резьбы соединения.
     
     Примечание - Рекомендации по свинчиванию насосно-компрессорных труб, приведенные в 5.6.6-5.6.7, распространяются на применение трубных ключей с силовым приводом.

     

5.6.5 Свинчивание насосно-компрессорных труб с резьбовыми соединениями NU, EU, НКТН, НКТВ
     
     Свинчивание рекомендуется проводить в следующем порядке:
     
     1) Для каждой секции колонны выполнить свинчивание не менее 10 резьбовых соединений (идущих первыми последовательно по плану работ) с целью определения оптимального момента свинчивания. Полученное значение может отличаться от расчетного значения, указанного в
таблице А.2 (приложение А).
     
     Расчетные значения момента свинчивания, указанные в
таблице А.2 (приложение А), применяются для соединений труб с муфтами, имеющими цинковое или фосфатное покрытие резьбы.
     
     2) Для определения оптимального момента свинчивания сначала проводят свинчивание соединения вручную до предела ручного свинчивания или трубным ключом с моментом от 70 до 100 Нм. После такого свинчивания от торца муфты до конца сбега резьбы ниппельного конца трубы должно остаться не более четырех витков резьбы.
     
     После этого проводят механическое свинчивание соединения еще на два оборота с регистрацией момента свинчивания, не допуская при этом повреждения резьбы.
     
     Оптимальный момент свинчивания труб соответствует достижению натяга в резьбовом соединении, установленному в нормативной документации на резьбовое соединение: 5,0 мм - для резьбы с шагом 2,540 мм и 6,4 мм - для резьбы с шагом 3,175 мм. Критерием установления оптимального момента свинчивания является длина механического свинчивания от положения ручного свинчивания (предела ручного свинчивания), оптимальная величина которой составляет два оборота (5,0 мм - для резьбы с шагом 2,540 мм и 6,4 мм - для резьбы с шагом 3,175 мм).
     
     3) Среднеарифметическое значение момента свинчивания является оптимальным для данных условий свинчивания.
     
     4) При свинчивании остальных труб минимальный момент свинчивания должен быть не менее 75% определенного оптимального значения, а максимальный момент свинчивания - не более 125% определенного оптимального значения. В противном случае свинчивание данного резьбового соединения должно быть отложено до принятия решения о дальнейшем его использовании.

     
     5.6.6 Свинчивание насосно-компрессорных труб с резьбовым соединением НКМ
     
     Свинчивание рекомендуется проводить в следующем порядке:
     
     1) Определить расстояние от торца муфты до упорного уступа муфты не менее чем на 10 трубах, идущих последовательно по плану работ, и отметить риской измеренные значения на поверхности ниппельного конца каждой последующей трубы.
     
     2) Провести свинчивание этих труб, определяя значение момента свинчивания, при совпадении отметки на ниппельном конце с торцом соответствующей муфты. Определенное среднеарифметическое значение момента свинчивания для этих труб является оптимальным для данных условий свинчивания (применяемой резьбовой уплотнительной смазки, температуры окружающей среды, группы прочности и размера труб и т.д.).
     
     3) При свинчивании остальных труб минимальный момент свинчивания должен быть не менее 75% оптимального значения, а максимальный момент свинчивания - не более 125% оптимального значения. В противном случае свинчивание данного резьбового соединения должно быть отложено до принятия решения о дальнейшем его использовании.
     
     5.6.7 Отложенные резьбовые соединения

Соединения, при свинчивании которых положение торца муфты не соответствует требованиям или свинчивание которых отложено до принятия решения, должны быть развинчены для определения причин неправильного свинчивания. Проверке должна быть подвергнута и резьба трубы и свинчиваемой с ней муфты. Развинченные резьбовые соединения не допускается свинчивать повторно без дополнительного контроля или ремонта, даже если они имеют незначительные видимые повреждения.
     

Если причиной неправильного свинчивания не являются повреждения или недопустимые отклонения геометрических параметров резьбы, то для обеспечения правильного свинчивания необходимо скорректировать момент свинчивания. Причиной неправильного свинчивания также может являться неправильный подбор резьбовой уплотнительной смазки для конкретных условий эксплуатации.
     

5.6.8 Биение верхнего конца трубы
     

Если при свинчивании отмечается биение верхнего конца трубы, указывающее на возможное смещение оси резьбы муфты относительно оси трубы, следует снизить скорость вращения для предотвращения образования заедания резьбы. Если биение продолжается и при уменьшенной скорости свинчивания, то труба должна быть отложена для принятия решения о возможности ее дальнейшего использования.


     5.6.9 Докрепление муфты, установленной изготовителем
     

При свинчивании соединения может произойти докрепление муфты, установленной изготовителем. Это не означает, что такая муфта слабо затянута, но указывает на то, что к ниппельному концу трубы приложен момент свинчивания, превышающий момент, с которым муфта была навинчена изготовителем.

5.6.10 Общие требования к спуску колонны

Спуск колонны труб следует проводить аккуратно, а при посадке на клинья соблюдать меры предосторожности для предотвращения ударного воздействия. Недопустимо, чтобы башмак колонны опирался на забой или подвергался иному сжимающему воздействию, поскольку это может привести к изгибу особенно той части, где возможно кавернообразование по стволу скважины.
     
     

5.7 Подъем колонны из скважины

5.7.1 При подъеме колонны следует определить имеющиеся повреждения и степень износа труб. Рекомендуется провести дефектоскопию, позволяющую быстро выявить трубы, подлежащие замене.

5.7.2 Для развинчивания труб при подъеме колонны трубный ключ следует размещать близко к муфте, но не вплотную, так как необходимо исключить даже небольшое сдавливающее действие плашек трубного ключа на поверхность трубы. Расположение трубного ключа от муфты на расстоянии 1/3 или 1/4 наружного диаметра трубы предотвращает, как правило, излишнее трение в резьбовом соединении. В случае необходимости допускается легкое обстукивание средней части муфты по окружности плоским бойком молотка.
     

5.7.3 В случае прихвата труб необходимо использовать индикатор веса. При этом необходимо учитывать натяжение колонны труб и не принимать его за освобождение от прихвата. Если нагрузка снижается до веса колонны, то можно считать, что произошло освобождение от прихвата.
     

5.7.4 При развинчивании соединения скорость не должна быть более 10 минГОСТ 34380-2017 (ISO 10405:2000) Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию.

Раскрепление резьбового соединения вращением ротора не допускается!

5.7.5 После окончания развинчивания следует плавно вывести трубу из муфты. Не допускается извлекать трубу из муфты рывком.
     

5.7.6 При размещении поднятых труб на буровой они должны быть уложены или вертикально установлены на прочной деревянной площадке.

При вертикальном размещении поднятые трубы должны быть поставлены на буровой так, чтобы предотвратить их изгиб. Трубы с наружным диаметром 60,32 мм и более предпочтительно устанавливают на подсвечник свечой из двух труб. Свечи труб наружным диаметром 48,26 мм и менее и свечи длиной более 18,3 м должны иметь промежуточную опору.
     

Трубы, установленные на подсвечник, должны быть закреплены.
     

5.7.7 Все резьбовые соединения труб поднятой колонны должны быть развинчены, очищены от смазки в соответствии с 5.2.2 [перечисления с) и d)] и осмотрены. Трубы, имеющие повреждения, следует замаркировать и отложить для последующего ремонта и контроля.
     

На концы труб, не имеющие повреждений, должны быть установлены чистые резьбовые предохранители. Свободный конец трубы следует установить на скользящую прокладку (тележку, лоток и др.).
     

5.7.8 При подъеме колонны из-за повреждения труб необходимо для предотвращения аналогичных случаев определить причину повреждения.
     
     5.7.9 Перед повторным спуском резьбовые соединения труб должны быть подготовлены в соответствии с 5.4.

5.7.10 При повторном спуске трубы с наибольшим износом следует устанавливать в нижнюю часть колонны с целью равномерного распределения износа соединений и труб.
     

5.7.11 Перед укладкой труб на хранение на очищенные резьбовые соединения для предохранения их от коррозии должна быть нанесена консервационная смазка и установлены резьбовые предохранители.

5.8 Причины неисправностей при сборке и эксплуатации насосно-компрессорных труб

В настоящем подразделе приведены наиболее часто встречающиеся причины неисправностей при сборке и эксплуатации труб:
     

1) несоответствие выбранных труб условиям эксплуатации;
     

2) несоответствие труб, муфт и/или резьбовых соединений установленным требованиям;
     

3) несоблюдение правил при погрузочно-разгрузочных операциях, транспортировании и хранении;
     

4) повреждение резьбового соединения;
     

5) отсутствие предварительного подбора момента свинчивания и приложение чрезмерного момента свинчивания;
     

6) чрезмерное обстукивание резьбовых соединений при развинчивании колонны;
     

7) применение несоответствующего оборудования, клиновых захватов, плашек и трубных ключей;
     

8) несоблюдение установленных требований к спуску и подъему колонны, в том числе повреждения при посадке трубы в муфту, свинчивание с перекосом, несоосность оси трубы и оси скважины, отсутствие предварительного ручного свинчивания;
     

9) износ муфт или истирание внутренней поверхности труб штангами;
     

10) повреждения насосной штанги;
     

11) усталостное разрушение металла;
     

12) чрезмерное натяжение колонны при ее освобождении от прихватов;
     

13) развинчивание колонны с высокой скоростью;
     

14) негерметичность соединений, которая может быть вызвана следующими факторами:
     

a) неправильным выбором резьбовой уплотнительной смазки, не соответствующей условиям эксплуатации, неправильным нанесением смазки, применением некачественной или разбавленной смазки;
     

b) свинчиванием загрязненных резьбовых соединений;
     

c) неправильным свинчиванием резьбового соединения;
     

d) заеданием резьбы при свинчивании, в том числе вследствие загрязнения, неправильной посадки, повреждения, отсутствия предварительного ручного свинчивания или приложения чрезмерного момента свинчивания;
     

e) несоответствием резьбовых соединений установленным требованиям;
     

f) вмятинами на муфтах, вызванными чрезмерным обстукиванием при развинчивании;
     

g) чрезмерным натяжением колонны при подъеме;
     

h) многократным спуском и подъемом колонны;
     
     i) овальностью или отклонением формы профиля труб и муфт, в том числе при работе трубным ключом с приложением чрезмерных усилий, приводящих к деформации, особенно при развинчивании;
     
     j) нарушением порядка спуска труб по группе прочности и толщине стенки, создающим напряжения в резьбовых соединениях, превышающих предел текучести металла;

15) коррозионное повреждение труб.
     
     

6 Транспортирование, погрузочно-разгрузочные операции и хранение труб

6.1 Общие положения

Трубы в целом, но особенно резьбовые соединения труб, имеют высокую точность изготовления и требуют бережного обращения независимо от того, являются ли они новыми, бывшими в эксплуатации или отремонтированными. При транспортировании, выполнении погрузочно-разгрузочных операций и хранении резьба труб всегда должна быть закрыта специальными резьбовыми предохранителями.
     
     

6.2 Транспортирование

6.2.1 Перевозка водным транспортом
     

В соответствии с установленными правилами перевозки водным транспортом должно быть обеспечено надлежащее проведение погрузки и разгрузки судов. Не допускается применение несоответствующих или неэффективных средств крепления труб, предохраняющих их от перемещения во время крена судна, соприкосновения труб с трюмной водой и расположения рядом с вредными химическими и другими веществами, вызывающими коррозию металла, протаскивания труб волоком по штабелю, зацепления муфт или резьбовых предохранителей, а также ударов о края люков или поручней судна.
     

6.2.2 Перевозка железнодорожным транспортом
     

В дополнение к установленным правилам перевозки железнодорожным транспортом при погрузке труб на платформы рекомендуется:
     

a) применять деревянные прокладки, уложенные поперек платформы, для обеспечения надлежащей опоры для труб и возможности их захвата при разгрузке;
     

b) не допускать загрязнения труб;
     

c) если пол платформы неровный, положить под прокладки клинья и выровнять поверхность прокладок;
     

d) не располагать прокладки под муфтами или высаженными концами труб;
     

e) для предотвращения перемещения надежно закрепить трубы и правильно переложить их прокладками.
     

6.2.3 Перевозка грузовым автотранспортом
     

В соответствии с установленными правилами перевозки автотранспортом при транспортировании труб рекомендуется:
     

а) в непакетированном виде трубы укладывать на прокладки и привязывать их к прокладкам цепью. Длинные трубы при перевозке необходимо дополнительно перевязать цепью приблизительно посередине длины;
     

b) не допускать загрязнения труб;

c) трубы укладывать муфтами в одну сторону;
     

d) не перегружать машину для исключения опасности разгрузки труб в пути;
     

e) после перевозки груза на незначительное расстояние снова подтянуть скрепляющие цепи, которые могут ослабнуть в результате осадки груза.
     

6.2.4 Перевозка воздушным транспортом
     

В соответствии с установленными правилами воздушных перевозок при транспортировании труб рекомендуется:


     - подготовку труб к перевозке вертолетом производить на площадке, оборудованной грузоподъемным механизмом с динамометром;
     
     - перевозить трубы только упакованными во взвешенных пакетах, соблюдая порядок подвешивания пакета труб к вертолету и его отцепки.

6.3 Погрузочно-разгрузочные операции

При погрузке и разгрузке труб рекомендуется:
     

a) перед погрузкой или разгрузкой убедиться, что все предохранители резьбы находятся на месте. Не сбрасывать трубы при разгрузке с высоты. Не перетаскивать трубы волоком и другим способом, приводящим к повреждению резьбы или образованию вмятин на трубах.
     

Использовать специальные способы погрузки-разгрузки для корозионно-стойких* труб. Соударение с трубами или другими предметами может привести к значительному локальному повышению твердости труб и повлиять на их стойкость к сульфидному растрескиванию под напряжением;

_______________

* Текст документа соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.
     
     

b) при разгрузке труб вручную использовать канатные петли. Скатывать трубы по направляющим параллельно штабелю, не допуская слишком быстрого перемещения и соударения концов труб, которые могут привести к повреждению резьбы даже при наличии резьбовых предохранителей;
     

c) при использовании подъемных кранов для погрузки-разгрузки длинных труб применять широкозахватные траверсы со стропами в соответствии с утвержденными схемами строповки;
     

d) не допускать разгрузки труб на грунт, рельсы, стальной или бетонный пол.

6.4 Хранение

В соответствии с правилами, приведенными в ГОСТ 10692, трубы следует хранить в складских помещениях или на специально подготовленных складских площадках.
     

На буровой площадке должен быть организован специальный участок для складирования труб.

При хранении труб должны соблюдаться следующие рекомендации:
     

а) хранить трубы уложенными на стеллажах, на которых не должно быть камней, песка или грязи. На одном стеллаже укладывать трубы одного вида, диаметра, толщины стенки, группы прочности и типа резьбового соединения. Установить на стеллаже табличку с указанием идентификационных данных;
     

b) не укладывать трубы на грунт, рельсы, стальной или бетонный пол. Первый ряд труб размещать на высоте от уровня грунта или пола не менее 350 мм;
     

c) укладывать трубы на опоры таким образом, чтобы избежать прогиба труб или повреждения резьбы. Располагать опоры на одном уровне и поддерживать их стойками, способными выдерживать полную нагрузку штабеля без оседания;
     

d) для предотвращения прогиба труб в штабеле укладывать между рядами не менее трех прокладок, размещая их под прямым углом к трубам, непосредственно над прокладками и опорами предыдущих рядов труб. Трубы из коррозионно-стойких сталей укладывать только на деревянные прокладки;

e) трубы в соседних рядах располагать в шахматном порядке со смещением на величину, равную приблизительно длине муфты;
     

f) ограничить высоту штабеля труб на стеллаже не более 3 м. Не укладывать на стеллажи более шести рядов труб;
     

g) проводить периодический осмотр складированных труб. При необходимости нанести на трубы консервационное покрытие для защиты поверхности труб от коррозии;
     

h) при складировании на буровой площадке располагать трубы муфтами в сторону устья скважины и учитывать очередность спуска труб в скважину, чтобы первая по плану работ труба не находилась под трубами, которые должны спускаться позже. Нумерация труб должна начинаться с верхнего ряда.

7 Контроль и классификация труб, бывших в эксплуатации

7.1 Общие положения

В настоящем разделе приведены методы контроля и классификация труб, бывших в эксплуатации.
     
     

7.2 Порядок контроля и классификации

7.2.1 Виды повреждений и методы контроля
     

Общепринятыми в настоящее время методами контроля тела трубы являются визуальный, измерительный, электромагнитный, ультразвуковой, рентгеновский методы, метод вихревых токов и другие, применение которых определяется характером повреждений. К характерным повреждениям при эксплуатации труб относятся: коррозия наружной и внутренней поверхности, повреждения поверхности труб тросами, плашками и трубными ключами, износ внутренней поверхности обсадных труб бурильными и насосно-компрессорными трубами, поперечное растрескивание и износ внутренней поверхности насосно-компрессорных труб насосными штангами.
     

7.2.2 Контроль толщины стенки труб
     

Контроль толщины стенки труб допускается проводить микрометрами, стенкомерами, ультразвуковыми и рентгеновскими приборами и другими методами неразрушающего контроля, имеющими точность измерений не менее 2%, при настройке по стандартным образцам с толщиной стенки, близкой к толщине стенки труб.
     

7.2.3 Классификация труб по уменьшению толщины стенки и повреждениям
     

Бывшие в эксплуатации трубы должны быть классифицированы в зависимости от уменьшения толщины стенки, указанного в таблице А.4 (приложение А).
     

Значения, указанные в процентах, представляют собой уменьшение толщины стенки тела трубы по сравнению с номинальной толщиной стенки. Уменьшение толщины стенки может происходить как с наружной, так и с внутренней поверхности тела трубы. В соответствии с таблицей А.4 (приложение А) не должны классифицироваться участки труб с меньшей толщиной стенки: концы труб с резьбой и/или с высадкой. Уменьшение толщины стенки концов трубы с высадкой, имеющих большую толщину стенки, чем тело трубы, допускается до значений, превышающих указанные, без ухудшения качества и в зависимости от условий эксплуатации. Повреждение и/или уменьшение толщины стенки на концах труб с резьбой требует отдельной оценки в зависимости от условий эксплуатации.
     

Помимо классификации по уменьшению толщины стенки труб, указанной в таблице А.3 (приложение А), в таблице А.4 (приложение А) приведена система цветовой идентификации повреждений. Цветовая идентификация предусматривает нанесение полосы шириной приблизительно 50 мм краской соответствующего цвета по периметру тела трубы на расстоянии примерно 300 мм от торца.
     

7.2.4 Классификация обсадных и насосно-компрессорных труб по эксплуатационным характеристикам
     

Эксплуатационные характеристики новых труб определяют в соответствии с [2].

Износ труб (потеря металла), а также коррозионное разрушение обычно происходят на внутренней поверхности труб. Эксплуатационные характеристики таких труб основаны на неизменном наружном диаметре. Однако должно приниматься во внимание возможное коррозионное разрушение наружной поверхности. Небольшие раковины или другие локальные потери металла могут не считаться повреждением поверхности трубы при каких-то условиях эксплуатации, но такой вид потери металла требует отдельного рассмотрения и оценки.
     

Если на поверхности труб имеются трещины, обнаруживаемые при визуальном, оптическом или магнитопорошковом контроле, такие трубы должны быть забракованы и признаны непригодными для дальнейшей эксплуатации.
     
     

7.3 Контроль состояния поверхности тела труб и резьбовых соединений

7.3.1 Общие положения
     

Настоящий подраздел содержит пояснения по потерям металла, связанным с уменьшением толщины стенки тела труб и деформацией резьбовых соединений.
     

7.3.2 Поверхность тела труб
     

Потери металла труб, бывших в эксплуатации, обычно происходят с внутренней поверхности труб и проявляются в виде отдельных раковин, царапин, рисок или сплошного уменьшения толщины стенки, вызванного механическим износом или абразивным воздействием песка. Износ обсадных труб и хвостовиков также происходит при вращении и движении внутри них колонны бурильных труб. Внутренний износ обсадных труб происходит даже при применении резиновых протекторов, установленных на бурильной колонне. При увеличении времени бурения износ обсадных труб увеличивается. Эксплуатационные характеристики труб могут быть рассчитаны по остаточной толщине стенки.

Применение бывших в эксплуатации труб зависит от вида потери металла. Трубы с раковинами не могут применяться в некоторых коррозионных средах, но могут вполне удовлетворительно эксплуатироваться при отсутствии агрессивных компонентов в среде. Трубы, имеющие значительные равномерные потери металла, вызванные механическим износом, менее чувствительны к коррозионному воздействию, но для них необходим перерасчет характеристик по минимальной остаточной толщине стенки.
     

7.3.3 Резьбовое соединение
     

При проведении контроля резьбового соединения бывших в эксплуатации труб следует проверить наличие деформации профиля резьбы, следов заеданий и усталостных трещин на последних сопрягаемых витках резьбы. Быстрое свинчивание на последних сопрягаемых витках резьбы с треугольным профилем указывает на то, что при подъеме колонны резьба труб подвергалась воздействию растягивающих напряжений, превышающих предел текучести металла. Такое соединение может быть повторно свинчено, но не будет иметь необходимой прочности и может оказаться негерметичным. При развинчивании может произойти заедание резьбы, особенно при установке ключа на муфту. На насосно-компрессорных трубах в результате приложения знакопеременных напряжений часто возникают усталостные трещины во впадине профиля последних сопрягаемых витков резьбы, которые могут привести к снижению прочности или разрушению соединения при последующей эксплуатации. Геометрические параметры резьбовых соединений могут изменяться после каждого свинчивания вследствие возникновения деформации при свинчивании и отличаться от установленных требований. Поэтому при неоднократном свинчивании резьбовое соединение с каждым разом свинчивается все дальше, за счет чего достигается натяг в резьбовом соединении.
     

7.3.4 Особенности резьбовых соединений насосно-компрессорных труб
     

Неоднократное свинчивание, сопровождаемое деформацией металла, может привести к уменьшению диаметра резьбы насосно-компрессорных труб, многократно подвергаемых спуску-подъему из скважины. Уменьшение диаметра резьбы может снизить прочность и герметичность соединения, а в худшем случае привести к схождению торцов труб в середине муфты или вырыванию концов труб из свинченного соединения.
     
     

7.4 Оценка пригодности к эксплуатации

Оценка пригодности труб для дальнейшей эксплуатации требует проверки состояния внутренней поверхности труб и остаточной толщины стенки для определения стойкости тела трубы к смятию, разрыву и растяжению, а также проверке состояния поверхности резьбы для оценки герметичности и наружного диаметра ниппельного конца труб для определения возможности свинчивания.
     

Оценку пригодности труб необходимо проводить в соответствии с ГОСТ 31446.
     

Наряду с проверкой толщины стенки для определения эксплуатационной пригодности труб рекомендуется провести проверку геометрических параметров резьбовых соединений при помощи калибров в соответствии с ГОСТ 34057 и ГОСТ 33758, учитывая при этом возможные изменения геометрических параметров, возникающие вследствие деформации при свинчивании.

8 Защита от коррозии

8.1 Коррозионное разрушение

Внутренняя и наружная поверхности труб могут подвергаться коррозионному разрушению, вызванному воздействием коррозионно-агрессивных пластовых вод и добываемых сред. Наиболее характерными разрушениями поверхности являются питтинговая коррозия, коррозионное растрескивание под напряжением и сульфидное растрескивание под напряжением, а также другие виды локального коррозионного разрушения - эрозионный износ, коррозия пятнами, коррозия в виде отдельных язв (каверн). Коррозионное воздействие на поверхность труб усугубляется абразивным воздействием насосного оборудования, а также высокой скоростью течения добываемых сред, особенно при газлифтном способе добычи. На развитие процессов коррозии также оказывает влияние различие в микроструктуре металла, состоянии поверхности, морфологии и адгезии образовавшихся осадков (продукты коррозии могут как плотно прилегать к поверхности металла, так и отслаиваться от нее, приводя к образованию гальванических пар). Трубы могут подвергаться коррозии, вызываемой блуждающими токами, сульфатвосстанавливающими бактериями, а также подвергаться биметаллической коррозии, возникающей в результате соединения разнородных металлов.
     

Универсальный способ защиты от коррозионного разрушения не может быть предложен вследствие того, что коррозионные разрушения возникают в результате комплексного воздействия целого ряда факторов и принимают различные формы. Комплекс мер по предотвращению коррозии в каждом отдельном случае должен разрабатываться отдельно на основе известных факторов и конкретных условий эксплуатации.
     

Состояние поверхности труб контролируется визуально и/или посредством оптических приборов. В случаях, когда последние не применимы, состояние внутренней поверхности труб определяется с помощью скважинных профилометров. Глубина питтингов и язв (каверн) может быть измерена с помощью измерительных приборов (глубиномеров или профилометров). Для выявления растрескивания могут применяться методы неразрушающего контроля, например магнитопорошковая дефектоскопия.
     
     

8.2 Защита от коррозии обсадных труб

Для защиты от коррозии обсадных труб применяют следующие меры:
     

a) для защиты наружной поверхности обсадных труб:
     

1) проводят цементирование, включающее применение центрирующих фонарей, скребков и соответствующего количества цемента, достаточного для защиты наружной поверхности труб от коррозии, вызванной агрессивными средами;
     

2) применяют электрическую изоляцию выкидных линий от скважин посредством применения изолирующих фланцевых соединений для уменьшения или предотвращения коррозии, вызванной блуждающими токами;
     

3) применяют щелочные буровые растворы или буровые растворы, обработанные бактерицидными препаратами для снижения коррозии, вызванной сульфатвосстанавливающими бактериями;
     

4) применяют системы катодной защиты соответствующей конструкции, аналогичной применяемой для защиты трубопроводов, но учитывающей особенности эксплуатации обсадных труб;
     

b) для защиты внутренней поверхности обсадных труб:
     

1) при фонтанном способе добычи заполняют межтрубное пространство буровым раствором на основе пресной воды или щелочным буровым раствором с низкой минерализацией;
     

2) устанавливают пакеры для герметизации межтрубного пространства между насосно-компрессорной и обсадной колоннами;

3) применяют ингибиторы коррозии.
     

Целесообразность применения средств защиты от коррозии определяют, сравнивая себестоимость эксплуатации оборудования до и после применения этих средств в конкретных условиях эксплуатации. Эффективность применения ингибиторов проверяют по контрольным образцам, замеру глубины коррозионных повреждений, внешнему виду доступных частей оборудования, анализу воды на содержание ионов железа.
     

На месторождениях, вводимых в эксплуатацию, на ранних стадиях разработки проводят исследования по определению наиболее коррозионно-опасных участков, которые могут рассматриваться как потенциально опасные в коррозионном отношении.
     

Эти исследования должны включать следующее:
     

1) определение содержания агрессивных газов (углекислого газа и сероводорода) в добываемой среде. Рекомендуется проводить определение рН и химического состава пластовых вод (содержание ионов железа, органических кислот, общее количество хлоридов и других коррозионно-активных компонентов);
     

2) проведение испытаний по определению скорости коррозии с помощью контрольных образцов, изготовленных из тех же материалов, что и эксплуатируемые трубы;
     

3) проведение контроля поверхности с помощью измерительных или оптических приборов.
     

Предусматривают меры (см. [3]) по предотвращению сульфидного коррозионного растрескивания труб под напряжением при парциальном давлении сероводорода (ГОСТ 34380-2017 (ISO 10405:2000) Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию) в газовой фазе более 300 Па или при наличии его в обводненной нефти и воде в концентрации, соответствующей растворимости сероводорода при парциальном давлении 300 Па.
     
     

8.3 Защита от коррозии насосно-компрессорных труб

Для защиты от коррозии насосно-компрессорных труб применяют следующие меры:
     

a) в фонтанирующих скважинах перекрывают межтрубное пространство для запирания коррозионной среды внутри труб. Внутреннюю поверхность труб защищают специальными футеровками, покрытиями или ингибиторами. В скважинах с особо агрессивными условиями используют трубы из специальных легированных сталей или стеклопластика. В скважинах, содержащих в добываемой среде сероводород (ГОСТ 34380-2017 (ISO 10405:2000) Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию), при использовании труб с высоким пределом текучести предусматривают специальные меры (см. [3]) для предотвращения сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением;
     

b) в насосных и газлифтных скважинах через межтрубное пространство вводят ингибиторы, обеспечивающие необходимую защиту от коррозии.
     

В скважинах такого типа, особенно в насосных скважинах, применяют модернизированную технологию работ.

Целесообразность применения средств защиты от коррозии определяют, сравнивая себестоимость эксплуатации оборудования до и после применения этих средств в конкретных условиях эксплуатации. Эффективность применения ингибиторов проверяют по контрольным образцам, замеру глубины коррозионных повреждений, внешнему виду доступных частей оборудования, анализу воды на содержание железа до и после обработки труб ингибитором.
     

На месторождениях, вводимых в эксплуатацию, на ранних стадиях разработки проводят исследования по определению наиболее коррозионно-опасных участков, которые могут рассматриваться как потенциально опасные в коррозионном отношении.
     

Эти исследования должны включать следующее:
     

a) определение содержания агрессивных газов (углекислого и сероводорода) в добываемой среде. Рекомендуется проводить определение рН и химического состава пластовых вод (содержание ионов железа, органических кислот, общее количество хлоридов и других коррозионно-активных компонентов);
     

b) проведение испытаний по определению скорости коррозии с помощью контрольных образцов, изготовленных из тех же материалов, что и эксплуатируемые трубы;
     

c) проведение контроля поверхности труб с помощью измерительных или оптических приборов.
     

Особое внимание необходимо уделять мерам по защите от коррозии в скважинах с подземным оборудованием, расчетный срок эксплуатации которого короче, чем ожидаемый период эксплуатации скважин.
     
     

9 Ремонт поврежденных труб и резьбовых соединений

_________________

* В оригинале слова "поврежденных труб",  "резьбовых соединений" в наименовании раздела 9 выделены курсивом. - Примечание изготовителя базы данных.
     
     

Допускается ремонт труб и резьбовых соединений, поврежденных при эксплуатации или погрузочно-разгрузочных операциях. Оценку пригодности труб после ремонта для дальнейшей эксплуатации необходимо проводить в соответствии с ГОСТ 31446, пригодности резьбовых соединений - в соответствии с ГОСТ 34057 и ГОСТ 33758.
     
     

Приложение А (справочное). Расчетные значения моментов свинчивания резьбовых соединений

Приложение А

(справочное)


     

Таблица А.1 - Расчетные значения момента свинчивания обсадных труб с резьбовыми соединениями SC и LC по ГОСТ 31446
     

Наружный диаметр труб, мм

Толщина
стенки
труб, мм

Группа прочности

Тип резьбового соединения

Расчетный момент свинчивания, Н·м

Тип резьбового соединения

Расчетный момент свинчивания, Н·м

114,30

5,21

H40

SC

1040

-

-

114,30

5,21

J55

SC

1380

LC

-

5,69

1790

-

6,35

2090

2200

7,37

2530

2660

8,56

3040

3200

114,30

5,21

K55

SC

1520

LC

-

5,69

1980

-

6,35

2310

2430

7,37

-

2950

8,56

-

3540

114,30

5,21

M65

SC

1930

LC

-

5,69

2192

-

6,35

-

2550

7,37

-

3100

8,56

-

3720

114,30

6,35

L80

-

-

LC

3030

7,37

-

3670

8,56

-

4180

10,20

-

5390

114,30

6,35

N80

-

-

LC

3090

7,37

-

3740

8,56

-

4490

10,20

-

5500

114,30

6,35

C90

-

-

LC

3320

7,37

-

4030

8,56

-

4840

10,20

-

5920

114,30

6,35

R95

-

-

LC

3560

7,37

-

4320

8,56

-

5180

10,20

-

6340

114,30

6,35

T95

-

-

LC

3500

7,37

-

4250

8,56

-

5100

10,20

-

6230

114,30

6,35

P110

-

-

LC

4100

7,37

-

4960

8,56

-

5960

10,20

-

7290

114,30

6,35

Q125

-

-

LC

4570

7,37

-

5540

8,56

-

6650

10,20

-

8130

114,30

6,35

Q135

-

-

LC

4920

7,37

-

5970

8,56

-

7160

10,20

-

8760

127,00

5,59

J55

SC

1810

LC

-

6,43

2290

2470

7,52

2800

3020

9,19

-

3850

10,70

-

4580

127,00

5,59

K55

SC

1990

LC

-

6,43

2520

2730

7,52

3090

3340

9,19

-

4250

10,70

-

5050

127,00

5,59

M65

SC

2100

LC

-

6,43

2660

2870

7,52

-

3110

9,19

-

4480

11,10

-

5540

127,00

6,43

L80

-

-

LC

3410

7,52

-

4170

9,19

-

5320

10,70

-

6320

11,10

-

6590

12,14

-

7260

12,70

-

7610

127,00

6,43

N80

-

-

LC

3470

7,52

-

4250

9,19

-

5420

10,70

-

6440

11,10

-

6710

12,14

-

7390

12,70

-

7760

127,00

6,43

C90

-

-

LC

3750

7,52

-

4590

9,19

-

5850

11,10

-

7240

12,14

-

7980

12,70

-

8370

127,00

6,43

R95

-

-

LC

4010

7,52

-

4910

9,19

-

6260

10,70

-

7320

11,10

-

7740

12,14

-

8530

12,70

-

8950

127,00

6,43

T95

-

-

LC

3950

7,52

-

4830

9,19

-

6160

11,10

-

7630

12,14

-

8400

12,70

-

8810

127,00

6,43

P110

-

-

LC

4610

7,52

-

5650

9,19

-

7190

10,70

-

8550

11,10

-

8910

12,14

-

9810

12,70

-

10290

127,00

9,19

Q125

-

-

LC

8040

10,70

-

9560

11,10

-

9950

12,14

-

10960

12,70

-

11500

127,00

7,52

Q135

-

-

LC

6800

9,19

-

8660

10,70

-

10290

11,10

-

10720

139,70

6,20

H40

SC

1760

LC

-

6,98

2060

2220

7,72

2340

2530

9,17

-

3110

10,54

-

3650

139,70

6,20

J55

SC

2330

LC

-

6,98

2730

2940

7,72

3110

3340

9,17

-

4120

10,54

-

4830

139,70

6,20

K55

SC

2560

LC

-

6,98

3000

3240

7,72

2560

3680

9,17

3000

4530

10,54

3410

5310

139,70

6,20

M65

SC

2720

LC

2920

6,98

3180

3420

7,72

-

3890

9,17

-

4790

10,54

-

5620

139,70

6,98

L80

SC

-

LC

4070

7,72

-

4630

9,17

-

5700

10,54

-

6690

139,70

6,20

N80

SC

3290

LC

-

6,98

3850

4140

7,72

4380

4710

9,17

-

5800

10,54

-

6810

139,70

6,98

C90

-

-

LC

4480

7,72

-

5090

9,17

-

6270

10,54

-

7360

139,70

6,98

R95

-

-

LC

4790

7,72

-

5440

9,17

-

6700

10,54

-

7860

139,70

6,98

T95

-

-

LC

4720

7,72

-

5360

9,17

-

6600

10,54

-

7750

139,70

6,98

P110

SC

4380

LC

-

7,72

-

6270

9,17

-

7720

10,54

-

9060

139,70

7,72

Q125

-

-

LC

7000

9,17

-

8620

10,54

-

10120

139,70

7,72

Q135

-

-

LC

7550

9,17

-

9290

10,54

-

10910

146,05

6,50

H40

SC

1960

LC

-

7,00

2160

2320

7,70

2440

2610

8,50

-

2950

9,50

-

3370

146,05

6,50

J55

SC

2590

LC

2780

7,00

2860

3060

7,70

3230

3460

8,50

-

3910

9,50

-

4460

10,70

-

5110

146,05

6,50

K55

SC

2840

LC

3060

7,00

3130

3370

7,70

3540

3800

8,50

-

4290

9,50

-

4900

10,70

-

5610

146,05

6,50

M65

SC

3020

LC

-

7,00

3330

3570

7,70

3760

4030

8,50

-

4550

9,50

-

5190

10,70

-

5940

146,05

7,00

L80

-

-

LC

4250

7,70

-

4790

8,50

-

5410

9,50

-

6180

10,70

-

7080

146,05

6,50

N80

SC

3660

LC

-

7,00

4030

4320

7,70

4550

4880

8,50

-

5510

9,50

-

6280

10,70

-

7200

7,00

C90

-

-

LC

4670

7,70

-

5270

8,50

-

5960

9,50

-

6790

10,70

-

7780

146,05

7,00

R95

-

-

LC

5000

7,70

-

5640

8,50

-

6370

9,50

-

7270

10,70

-

8320

146,05

7,00

T95

-

-

LC

4920

7,70

-

5560

8,50

-

6270

9,50

-

7160

10,70

-

8200

146,05

7,00

P110

-

-

LC

5750

7,70

-

6490

8,50

-

7330

9,50

-

8360

10,70

-

9570

146,05

8,50

Q125

-

-

LC

8190

9,50

-

9350

10,70

-

10710

146,05

8,50

Q135

-

-

LC

8830

9,50

-

10070

10,70

-

11540

168,28

7,32

H40

SC

2490

LC

2710

8,00

2800

3040

8,94

3200

3480

10,59

3900

4230

168,28

7,32

J55

SC

3320

LC

3600

8,00

3710

4030

8,94

4250

4620

10,59

-

5620

12,06

-

6500

168,28

7,32

K55

SC

3620

LC

3940

8,00

4050

4400

8,94

4640

5050

10,59

-

6140

12,06

-

7100

Доступ к полной версии этого документа ограничен

Ознакомиться с документом вы можете, заказав бесплатную демонстрацию систем «Кодекс» и «Техэксперт».

Что вы получите:

После завершения процесса оплаты вы получите доступ к полному тексту документа, возможность сохранить его в формате .pdf, а также копию документа на свой e-mail. На мобильный телефон придет подтверждение оплаты.

При возникновении проблем свяжитесь с нами по адресу spp@kodeks.ru

ГОСТ 34380-2017 (ISO 10405:2000) Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию

Название документа: ГОСТ 34380-2017 (ISO 10405:2000) Трубы обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию

Номер документа: 34380-2017

Вид документа: ГОСТ

Принявший орган: Росстандарт

Статус: Действующий

Опубликован: Официальное издание. М.: Стандартинформ, 2018 год
Дата принятия: 01 марта 2018

Дата начала действия: 01 ноября 2018
Информация о данном документе содержится в профессиональных справочных системах «Кодекс» и «Техэксперт»
Узнать больше о системах