Файл: Стандарт ds1, Том 3Инспекция бурильных колонн Пятое изданиеАвторы Грант Петтит.pdf

134
качества материалов и отчетом (отчетами) об испытаниях материалов, и было изготовлено из материалов в соответствии с определенной заказчиком спецификацией (спецификациями) материалов.
3.32.2. Оборудование
Требуются форма заказа оборудования, спецификация
(спецификации) материалов, заводской сертификат (сертификаты) качества материалов, отчет (отчеты) об испытаниях материалов и, если применимо, журнал
(журналы) серийных номеров, журнал (журналы) перекрестных ссылок на серийные номера и ведомость (ведомости) материалов.
3.32.3. Процедура
На
Рисунке
3.32.1 представлен систематический подход к проверке отслеживания оборудования.
3.32.4. Определения
В рамках этой процедуры применяются следующие определения:
Форма заказа оборудования: Документ, подготовленный поставщиком оборудования, который содержит количество и описание каждого изделия, необходимого заказчику. Такой документ часто представляет собой заказ на аренду или покупку, в зависимости от характера сделки между поставщиком и заказчиком.
Спецификация материала
Документ, определяющий требования к химическим и механическим свойствам материала, из которого изготавливается изделие или элемент конструкции.
Спецификация материала определяется заказчиком для каждого применяемого компонента. (Примеры: Спецификация 5DP API,
Спецификация 7-1 API и Том 1 DS-1.)
Журнал серийных номеров:
Документ, который составляется изготовителем бурильных труб и связывает серийный номер каждой бурильной трубы в сборе с номерами или кодами плавки труб и бурильных замков. Журнал серийных номеров также называется журналом отслеживания.
Журнал перекрестных ссылок на серийные номера (SCL): Документ, который составляется поставщиком оборудования и связывает серийный номер поставщика с исходным серийным номером или номером плавки изготовителя, и который имеет прослеживаемую связь с заводским сертификатом качества материалов и отчетом об испытаниях материалов компонента.
Ведомость материалов:
Документ, подготовленный поставщиком оборудования, в котором перечисляются необходимые компоненты
Да
Да
Да
Да
Да
Да
Нет
Нет
Нет
Нет
Нет
Нет
Процедура отслеживания
Правильное количество и описание оборудования в Форме заказа оборудования
На каждом ли изделии серийный номер нанесен перманентной маркировкой и легко читается?
Забраковать; сообщить заказчику конкретную причину (-ы) забраковки и помочь заказчику в решении проблемы
Идентификация оборудования
Сравнить Форму заказа оборудования с оборудованием, представленным для инспекции
Требования к отслеживанию и материалам
Оборудование типа 1
Оборудование типа 2
Оборудование типа 3
Соответствует ли серийный номер номеру, указанному в Журнале серийных номеров или Журнале перекрестных ссылок на серийные номера?
У всех ли компонентов имеются номера деталей, имеющие прослеживаемую связь с Ведомостью материалов?
Отследить номер или код плавки от Журнала серийных номеров или Журнала перекрестных ссылок на серийные номера до Заводского сертификата качества материала и Отчета об испытании материала и сравнить Заводской сертификат качества материала и Отчет об испытании материала со
Спецификацией материала
Связаться с заказчиком и определить
Первичную нагрузку
Проконсультироваться с изготовителем, определить Компонент (ы), несущий (-ие) первичную нагрузку, и указать Компонент
(ы), несущий (-ие) первичную нагрузку, в
Ведомости материалов
Перечислены ли требуемые химические и механические свойства в Спецификации материала и Отчете об испытании материала?
Сообщить заказчику об особых свойствах материала, которые не были проверены, и помочь в решении проблемы
Соответствуют ли химические и механические свойства требованиям
Спецификации материала?
Компонент (ы), несущий (-ие) первичную нагрузку
Остальные компоненты
Приемлемое отслеживание и свойства материала
Рисунок 3.32.1 Систематический подход к проверке отслеживания оборудования.

135
изделия в сборе. В Ведомости материалов каждый компонент должен иметь уникальный номер детали.
Заводской сертификат качества материала:
Документ, подготовленный изготовителем исходного материала, в котором указывается химический состав исходного материала, из которого изготавливается конкретное изделие или компонент. Заводской сертификат качества материала должен содержать номер плавки или код плавки исходных материалов.
Отчет об испытании материала (MTR):
Документ, подготовленный центром испытаний материалов, в котором указываются механические свойства исходного материала, из которого изготавливается конкретное изделие или компонент. Отчет об испытании материала должен содержать номер плавки или код плавки исходного материала.
Первичная нагрузка:
Преобладающая нагрузка, прикладываемая к изделию в условиях нагружения, в которых могут существовать несколько нагрузок. Первичная нагрузка может быть растягивающей, сжимающей, скручивающей нагрузкой или нагрузкой от давления в зависимости от характера выполняемой операции.
Компонент, несущий первичную нагрузку:
Элемент конструкции, предназначенный для выдерживания первичной нагрузки.
Оборудование типа 1: Бурильная труба с приварными замками.
Оборудование типа 2: Несборные изделия, изготовленные из пруткового материала, например, переводники, цельные укороченные трубы и утяжеленные бурильные трубы.
Оборудование типа 3: Сборные изделия, например, предохранительные клапаны, внутренние противовыбросовые превенторы (IB-
Dнар), цементировочные головки, инструменты для обратной циркуляции (CFT), переводники- отклонители и инструменты для спуска подвесной головки обсадной колонны.
3.33 Контроль на буровой
площадке при спуско-
подъемных операциях
3.33.1. Область применения
Данная процедура включает размерный контроль при износе бурильных труб и замков бурильных труб на буровой площадке. Измерения включают наружный диаметр бурильного замка и минимальную толщину стенки тела трубы рядом с ее центральной частью. Данная процедура выполняется членами буровой бригады или инспекторами и предназначена исключительно для отбраковки труб, которые были изначально признаны годными к эксплуатации, но прочность которых на растяжение и на кручение значительно снизилась в результате износа внутри скважины. Поскольку основной задачей является минимизация времени бурения и обслуживания буровой площадки, многие этапы, которые в обычном порядке выполняются инспекторами, работающими вне эксплуатационного режима, могут быть опущены.
Для минимизации обслуживания процедура, как правило, выполняется при подъеме оборудования из скважины. Кроме того, проводится проверка только тех труб, которые эксплуатируются в самых жестких условиях, и если не выявлен избыточный износ, считается, что трубы, которые эксплуатируются в менее жестких условиях, пригодны к эксплуатации без инспекции. Поскольку износ при бурении обычно затрагивает только наружный диаметр бурильного замка и толщину стенки трубы, проверке будут подвергаться только эти два показателя.
3.33.2. Оборудование для инспекции
Потребуются откалиброванный ультразвуковой толщиномер для измерения толщины стенки (см. пункт 3.6.2); вязкое контактное вещество, способное удерживаться на вертикальной поверхности; инструмент для измерения наружного диаметра и 12-дюймовая металлическая линейка с шагом 1/64 дюйма.
Требования к калибровке см. в разделе 2.21.
3.33.3. Критерии приемки
Инженер буровой установки, проектировщик бурильной колонны или другое ответственное лицо должно установить минимальное допустимое значение толщины стенки и наружного диаметра бурильного замка в соответствии со своим прогнозом дальнейших нагрузок. (Инструкции по определению критериев приемки см. в DS-1, пятое издание, Том 2, Глава 3.)

136
определившее критерии приемки и подлежащие проверке компоненты, может отказаться от контроля толщины стенок труб в зависимости от результатов проверки бурильных замков. Такое решение должно быть основано на следующих соображениях:
— Предполагаемые нагрузки и коэффициенты нагрузок: Если дальнейшие преобладающие нагрузки и самые высокие коэффициенты нагрузок будут связаны с растяжением, толщине стенок труб необходимо уделить больше внимания. Если преобладающие нагрузки и самые высокие коэффициенты нагрузок будут связаны с кручением, толщине стенок можно уделить меньше внимания при условии, что труба оснащена типовыми резьбовыми упорными соединениями стандартных размеров. Если труба оснащена запатентованными соединениями с высокой способностью передавать крутящий момент, а коэффициенты скручивающих нагрузок приближаются к значению проектного ограничения, толщине стенок необходимо уделить больше внимания.
Степень износа бурильных замков: Если бурильные замки характеризуются сильным износом, который, тем не менее, не предполагает забраковку компонента, необходимо уделить больше внимания толщине стенки трубы, особенно если у замков имеется твердосплавная наплавка.
— Вероятность соприкосновения стенок:
Соприкосновение стенок наиболее вероятно для труб, которые эксплуатируются при высоком
Индексе кривизны (CI). Поэтому, если эксплуатация трубы осуществлялась при высоком CI, значению толщины стенок необходимо уделить больше внимания. (Подробнее об Индексе кривизны см. в
DS-1, пятое издание, Том 2, Глава 4.)
c. Если ответственное лицо примет решение о необходимости проверки толщины стенки трубы, толщина стенки каждой соответствующей трубы должна быть измерена в расчетном центре трубы следующим образом:
— При необходимости очищают подлежащий проверке участок, протерев его куском ткани.
Наносят контактное вещество.
— После нанесения контактного вещества выполняют измерения толщины как минимум на четырех участках, расположенных на одинаковом расстоянии друг от друга по окружности трубы.
— Показания, которые не соответствуют установленным выше требованиям к минимальной толщине стенки, являются основанием для забраковки трубы.
3.33.6 Утилизация забракованных
труб
Забракованные трубы должны быть сняты с бурильной колонны.
3.34 Размагничивание
3.34.1. Область применения
Данная процедура включает оборудование и методы, используемые для измерения и ослабления остаточных магнитных полей в продольном направлении, подобных тем, которые остаются после инспекции компонента.
3.34.2. Оборудование для
инспекции
3.34.2.1. Магнитометр
Требуемый индикатор поля магнитных частиц
(MPFI) включает в себя электронный магнитометр
(гауссметр).
Механический магнитометр можно использовать только в том случае, если пользователь подтвердил его эквивалентность электронному гауссметру. В случае разногласий преимущественную силу имеет электронный гауссметр.
Электронный или механический магнитометр, в зависимости от конкретного случая, должен быть откалиброван. Требования к калибровке см. в разделе 2.21.
3.34.2.2. Оборудование для размагничивания
В качестве оборудования для размагничивания может использоваться один из следующих вариантов:
a. Магнитные клещи, которые продемонстрировали способность поднимать гирю весом десять фунтов в течение последних шести месяцев. Гиря весом десять фунтов, используемая для испытания подъемной силы, должна быть откалибрована. Требования к калибровке см. в разделе 2.21. Для магнитных клещей с регулируемыми полюсами:
— Максимальное расстояние между полюсами во время инспекции не должно быть больше расстояния между полюсами, когда все сегменты клещей перпендикулярны захвату.
— Минимальное расстояние между полюсами во время инспекции должно составлять 2 дюйма.
Требования к калибровке магнитных клещей см. в разделе 2.21.
b. Катушка переменного тока
5000–
10000 ампер-витков. Частота переменного тока должна изменяться в пределах от 0,01 до 100
Гц в зависимости от толщины инспектируемого материала. Соотношение между частотами сети переменного тока и глубиной проникновения представлено для справки на Рисунке 3.34.1.
Данное соотношение основано на работах, приведенных в источнике 2.
Примечание: Соотношение между частотой переменного тока и глубиной проникновения
(показанное на Рисунке 3.34.1) приведено только для справки. Для эффективного размагничивания пользователь должен выбрать подходящую частоту, исходя из коэрцитивной силы материала.
c. Оборудование для размагничивания постоянного тока, способное реверсировать ток с одновременным постепенным снижением тока.
Сила пускового тока должна быть больше или равна силе тока, используемой для намагничивания, а ток должен быть уменьшен до нуля или до очень низкого значения.
3.34.3. Процедура
3.34.3.1. Измерение остаточного магнетизма

137
Проверяемый компонент должен находиться на расстоянии не менее 6 дюймов от других компонентов во всех направлениях.
Все измерения должны проводиться гауссметром на расстоянии примерно 1 дюйма от поверхности компонента. Измерения должны проводиться на обоих концах и с шагом 2 фута (±6 дюймов) вдоль продольной оси для компонентов длиной до 10 футов включительно. Компоненты длиной более
10 футов должны измеряться на обоих концах и с шагом 5 футов (±6 дюймов) вдоль продольной оси.
Дополнительные показания снимаются на любых других участках, по усмотрению инспектора или представителя заказчика.
3.34.3.2. Размагничивание
Для размагничивания компонентов после инспекции можно использовать один из следующих методов. Компонент должен быть подвергнут воздействию поля, которое больше или равно полю, используемому для намагничивания детали.
a. Размагничивание с использованием магнитных клещей: Магнитные клещи являются эффективным средством для размагничивания компонентов малых и средних размеров.
— Небольшие компоненты проводят между полюсами и медленно извлекают, пока клещи еще активны. У магнитных клещей с регулируемыми ножками пространство между полюсами должно удерживаться как можно ближе к компоненту.
— Для более крупных компонентов полюса магнитных клещей размещаются на поверхности, а клещи перемещаются поблизости, поскольку они медленно удаляются, пока находятся в активном состоянии.
b. Размагничивание с использованием катушки переменного тока:
— Компоненты пропускают через катушку переменного тока, когда она активирована, а затем медленно выводят из поля катушки.
— Компоненты должны входить на расстоянии 12 дюймов от активной катушки и проходить через нее равномерно и медленно, пока компонент не окажется на расстоянии не менее 36 дюймов от катушки.
— Вышеупомянутый процесс повторяют по мере необходимости до тех пор, пока остаточное поле не достигнет приемлемого уровня.
— Размагничивание с использованием катушки переменного тока также можно провести путем размещения компонента внутри катушки и постепенного уменьшения напряженности магнитного поля до необходимого уровня.
c. Размагничивание с использованием оборудования постоянного тока: Размагничивание с использованием оборудования постоянного тока рекомендовано для более крупных компонентов, поскольку поле переменного тока не обладает достаточной силой проникновения для удаления внутренней остаточной намагниченности.
— Сила пускового тока должна быть больше или равна силе тока, используемой для намагничивания.
— Компонент подвергается последовательным этапам реверсированного и уменьшенного намагничивания постоянным током до тех пор, пока не будет достигнут необходимый уровень.
— Каждое шаг понижения должен длиться одну секунду, чтобы поле в детали достигло устойчивого состояния.
3.34.4. Критерии приемки
Ни в одном месте детали остаточные поля не должны превышать 3 Гс. Остаточные поля до 10
Гс в каком-либо месте детали могут допускаться по соглашению между поставщиком и заказчиком.
3.34.5. Очистка после инспекции
Очистка после инспекции необходима, если магнитные частицы могут препятствовать последующей обработке или противоречат эксплуатационным требованиям.
Необходимо использовать подходящие методы постинспекционной очистки, которые не должны противоречить применимым требованиям.
3.35. Маркировка после
инспекции
3.35.1. Область применения
Данная процедура включает требования к маркировке компонентов бурильных и рабочих колонн после инспекции. Данная процедура не распространяется на маркировку новых компонентов.
3.35.2. Подготовка
Все посторонние вещества на компонентах, которые могут препятствовать маркировке компонентов, должны быть удалены с помощью подходящих способов очистки.
3.35.3. Ответственность
Инспектор должен промаркировать компонент, соответствующий применимым требованиям, только после того, как он проведет проверку и подтвердит соответствие всех требуемых показателей применимым критериям приемки. Любому члену бригады также может быть дано указание нанести соответствующие
Рисунок 3.34.1 Глубина проникновения вихревого
тока. (Предоставлен компанией Vallon GmbH)
0,01 0,1
1
1
10
100
1000
10000
10 100
Глубина проникновения
Частота (Гц)
неупрочненная упрочненная сталь

138
характеристики, трафаретные надписи и полосы краской, если компоненты проверены и соответствуют всем применимым требованиям.
3.35.4. Схема маркировки
Для обозначения состояния компонента бурильной колонны могут применяться две разные схемы маркировки. Если схема маркировки не указана, по умолчанию применяется схема B.
a. Схема А: Используется, если в заказе на инспекцию указано, что инспекция конкретного компонента должна быть остановлена после забраковки этого компонента (см. Рисунок
3.35.1). Эта схема может применяться только в отношении полностью пригодных к эксплуатации компонентов и означает, что все части компонента приемлемы согласно установленным требованиям.
Это обычная схема в тех случаях, когда компания, заказывающая инспекцию, не владеет бурильными трубами или компонентами КНБК. Забракованный материал не маркируется.
b. Схема B: Используется, если в заказе на инспекцию указано, что инспекция должна продолжаться до тех пор, пока не будут проведены все указанные проверки (см. Рисунок 3.35.2).
Эта схема предусматривает описание состояния каждой детали (трубы и замков бурильной трубы; или корпуса компонента и соединений для компонента КНБК) по отдельности и является обычной схемой в тех случаях, когда инспекцию заказывает владелец труб или компонентов КНБК.
3.35.5. Маркировка бурильных труб
и рабочей колонны
Данный раздел применяется в отношении обычных бурильных труб, толстостенных бурильных труб, тяжелых бурильных труб и трубопровода рабочей колонны.
3.35.5.1. Требования к маркировке для
схемы A
a. Труба: Расположение, количество и цвет полос краски должны соответствовать Таблице
3.13.1 и Рисунку 3.35.1. Классификационные полосы в таблице 3.13.1 обозначают классификацию всего узла (трубы и соединений).
Пример
1:
Если бурильная труба соответствует Классу 2, а бурильные замки –
Классу премиум, то требования к маркировке на бурильной трубе должны основываться на требованиях для Класса 2.
Пример
2:
Если бурильная труба соответствует Классу премиум, а бурильные замки – Классу 2, то требования к маркировке на бурильной трубе должны основываться на требованиях для Класса 2.
Пример
3:
Если бурильная труба соответствует Классу премиум, а бурильные замки
– Классу премиум, то требования к маркировке на бурильной трубе должны основываться на требованиях для Класса премиум.
b. Штамп на конусе бурильного замка:
Применительно к бурильным трубам (не к трубопроводу рабочей колонны), если серийный номер проштампован на конусе бурильного замка, его можно использовать в инспекционном отчете для отслеживания. Если серийный номер на конусе бурильного замка не найден, или если он не используется для отслеживания, необходимо уведомить об этом владельца трубы, и с разрешения владельца трубы уникальный порядковый номер должен быть проштампован на конусе ниппеля бурильного замка 35° или
18°, в зависимости от конкретного случая, для отслеживания. Штампы не должны быть больше
3/8 дюйма.
c. Маркировка краской с использованием трафарета: Используя маркировку несмываемой краской, на наружной поверхности компонента пишут от руки или по трафарету слова “DS-1 CAT
(followed by the number 1-5 or HDLS) Inspection’’
(«Контроль по DS-1, КАТ. (затем следует номер
1-5 или Колонна для спуска тяжелого типа)», дату и название компании, которая провела инспекцию. Символы «DS-1» и «CAT», за которыми следует номер, являются подтверждением инспектирующей компанией того, что инспекция была проведена в соответствии с настоящим стандартом для указанной категории обслуживания. Для бурильных труб маркировка краской с использованием трафарета наносится на трубу рядом с полосой краски. Размер шрифта должен быть не менее 1 дюйма. Для толстостенных бурильных труб рекомендуется, чтобы маркировка включала минимальную толщину стенки, используемую в качестве критерия приемки.
3.35.5.2 Требования к маркировке для
схемы B
В дополнение к требованиям к маркировке, указанным в разделе 3.35.5.1, для схемы B должны применяться следующие требования:
a. Труба: На все трубы пониженного класса и забракованные трубы должна быть нанесена полоса шириной 1 дюйм вокруг трубы на дефектном участке, а дефектный участок должен быть очерчен. Цвет полосы должен отражать причину понижения класса забраковки согласно
Таблице 3.13.1. Основание для понижения класса или забраковки должно быть написано рядом с полосой перманентным маркером.
b. Соединения:
Все неприемлемые соединения должны быть отмечены полосой шириной 1 дюйм, которая наносится по наружному диаметру соединения рядом с буртиком, в зависимости от сос-тояния. В зависимости от состояния соединения цвет краски полосы должен соответствовать Таблице 3.13.2. Основание для забраковки должно быть написано на детали рядом с полосой краски перманентным маркером для всех поврежденных соединений. После ремонта маркировка должна быть удалена.
3.35.6 Маркировка компонентов
КНБК
Данный раздел применяется в отношении утяжеленных бурильных труб и других компонентов КНБК.
3.35.6.1. Требования к маркировке для
схемы A
a. Тело компонента: По всей окружности