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

144
должно быть выступающего металла, истирания, отсутствующих или сорванных витков, в противном случае соединение подлежит забраковке. На поверхностях резьбы должны отсутствовать другие дефекты или питтинговая коррозия, которые занимают более 1-1/2 дюйма в длину вдоль любой винтовой линии резьбы, либо превышают 1/32 дюйма в глубину или 1/8 дюйма в диаметре. Выступающие элементы необходимо удалить с помощью ручного напильника или
«мягкого» (неметаллического) полировального круга. Профиль резьбы необходимо проверять после каждой полировки или очистки резьбы с помощью калибра профиля резьбы.
e. Дефекты по наружному диаметру муфты: С помощью индикатора глубины коррозионных язв необходимо измерить глубину всех язв, выемок, следов захвата или других дефектов по наружному диаметру муфтового соединения. Если результат вычитания глубины дефекта из наружного диаметра муфты меньше минимального наружного диаметра муфты, указанного в Таблице 3.11.5, то муфтовое соединение подлежит забраковке. Если к выемке примыкает металлический выступ, то перед измерением глубины выступ необходимо удалить.
f. Фаска носика ниппеля: Отсутствие фаски по всей окружности (360 градусов) носика ниппеля является основанием для забраковки.
Впадина резьбы, достигающая носика ниппеля, тонкой кромки или кромки (острого края) ножа, является основанием для забраковки. Примеры этих вариантов можно найти на Рисунке 3.38.7, а правильно обработанную фаску носика ниппеля можно посмотреть на Рисунке 3.38.1.
3.38.5. Процедура и критерии
приемки уплотнения буртика,
двухступенчатые соединения
a. Трещины: На соединениях не должно быть трещин. Шлифовка для удаления трещин не допускается.
b. Уплотняемые поверхности: Уплотняемые поверхности показаны на Рисунке 3.38.8 для ниппельного соединения и на Рисунке 3.38.9 для муфтового соединения. На уплотняемых поверхностях не должно быть выступающего металла или коррозионных отложений, которые могут быть выявлены визуально или при проведении по поверхности металлической линейкой или ногтем. Питтинговая коррозия, царапины, вмятины или другие повреждения уплотняемой поверхности, которые превышают
1/32 дюйма по глубине или занимают более 20% ширины уплотнения в любом отдельном месте, подлежат забраковке.
c. Резьба: На впадинах резьбы не должно быть питтинговой коррозии, в противном случае соединение подлежит забраковке и/или ремонту.
На поверхностях резьбы должны отсутствовать другие дефекты, которые проникают под поверхность впадины резьбы, занимают более одного дюйма в длину вдоль любой винтовой линии резьбы или превышают 1/16 дюйма по глубине или 1/8 дюйма в диаметре.
d. Буртик на кончике ниппеля: Буртик на кончике ниппеля показан на Рисунке 3.38.8 для ниппельного соединения и на Рисунке 3.38.9 для муфтового соединения. Буртик на кончике ниппеля не подлежит забраковке из-за повреждений за исключением случаев, когда повреждение затрагивает прилегающую уплотняемую поверхность, в связи с чем соединение может не соответствовать требованиям пункта 3.38.5b.
e. Цилиндрические части: Цилиндрические
Рисунок 3.38.5 Неприемлемое состояние резьбы из-за
деформации
Рисунок 3.38.6 Неприемлемое состояние из-за
заостренной резьбы
Рисунок 3.38.7 Неправильная геометрия носика
ниппеля на ниппелях с круглой резьбой API
Тонкая кромка
Острый край

145
части (не являющиеся местами уплотнения) показаны на Рисунке 3.38.8 для ниппельного соединения и на Рисунке 3.38.9 для муфтового соединения. Цилиндрические части не должны иметь повреждений, которые занимают более 50% ширины любой отдельной цилиндрической части.
f. Любая видимая пластическая (остаточная) деформация из-за превышения крутящего момента является основанием для забраковки.
3.39. Размерный контроль
соединений рабочей колонны
3.39.1. Область применения
Данная процедура включает определение размеров концевых соединений трубопровода рабочей колонны.
3.39.2. Оборудование для инспекции
Требуются 12-дюймовая стальная линейка с шагом 1/64 дюйма, металлическая поверочная линейка и инструменты для измерения наружного и внутреннего диаметров.
3.39.3. Подготовка
a. Весь трубопровод должен быть последовательно пронумерован.
b. Соединения должны быть очищены таким образом, чтобы не возникало препятствий для измерений каких-либо размеров.

146
c. Длина ниппеля: Необходимо измерить длину ниппеля, и она должна соответствовать требованиям Таблицы 3.11.6.
Список использованных
источников
1. Методика разработана на основе работ Университетского колледжа Лондона и Норвежского университета естественных и технических наук по заказу компании Shell In- ternationale Exploration and PrDнар.uction B.V. и доработана компанией Shell Internationale Explo- ration and PrDнар.uction B.V. Ассистенты:
Э. С. Полс, Shell Internationale Exploration and
PrDнар.uction B.V.
В. Дж. Дж. Келтес, Shell Internationale Explora- tion and PrDнар.uction B.V.
Дж-М Савинат, Shell Internationale Exploration and PrDнар.uction B.V.
Л. ван дер Стен, Shell Internationale Exploration and PrDнар.uction B.V.
Ф. П. Бреннан, Университетский колледж
Лондона
П. Дж. Хаагенсен, Норвежский университет естественных и технических наук
Допуск на увеличение частоты вращения при холодной накатке основан на более позднем исследовании, проведенном компаниями
Weatherford International и T H Hill Associates,
Inc. Ассистенты из Weatherford International:
Халид Имтиаз, Weatherford International Исмаил
Мохаммед, Weatherford International Ахмед Мохеб,
Weatherford International
2. Соотношение между частотой переменного тока и глубиной проникновения для стали основано на документе «Размагничивание.
Готовая и полуобработанная промышленная продукция» компании Vallon Gmbh.
Выражение признательности
Раздел 3.21 был написан при содействии г-на
Брайана Уильямсона из компании Working Solu- tions, Inc.
Критерии приемки при инспекции внутреннего пластикового покрытия основаны на процедуре инспекции внутреннего пластикового покрытия, разработанной и предоставленной г-ном Робертом Лауэром из компании NOV Tu- boscDнарe.

147
ТАБЛИЦЫ ИНСПЕКЦИЙ
3.5.1. Классификация использованных обычных бурильных труб и бурильных замков ...............................149 3.5.2. Классификация использованных толстостенных бурильных труб и бурильных замков .................149 3.5.3. Критерии для использованных укороченных труб .............................................................................................150 3.6.1. Критерии приемки размеров использованных обычных бурильных труб ................................................ 151 3.6.2. Критерии приемки размеров использованных толстостенных бурильных труб ................................. 152 3.7.1. Критерии приемки использованных бурильных замков для обычных бурильных труб (соединения API или аналогичные незапатентованные) .................... 153 3.7.2. Критерии приемки использованных бурильных замков для нормальных бурильных труб (соединения Grant Prideco HI TORQUE™) .............................................157 3.7.3. Критерии приемки использованных бурильных замков для нормальных бурильных труб (соединенияGrant Prideco eXtreme™ Torque) ...................................... 161 3.7.4. Критерии приемки использованных бурильных замков для нормальных бурильных труб (соединения Grant Prideco eXtreme™ Torque-M)............................... 165 3.7.5. Критерии приемки использованных бурильных замков для нормальных бурильных труб (соединенияGrant Prideco Double Shoulder™) ................................... 168 3.7.6. Критерии приемки использованных бурильных замков для нормальных бурильных труб (соединения Grant Prideco TurboTorque™) ........................................... 171 3.7.7. Критерии приемки использованных бурильных замков для нормальных бурильных труб
(соединения Grant Prideco TurboTorque™) ................................................................................................................. 174 3.7.8. Критерии приемки использованных бурильных замков для нормальных бурильных труб (соединения Grant Prideco uXTTM) ......................................................... 177 3.7.9. Критерии приемки использованных бурильных замков для нормальных бурильных труб (соединения Grant Prideco uGPDS™) ...................................................... 179 3.7.10. Критерии приемки использованных бурильных замков для нормальных бурильных труб (соединения Grant Prideco Express™) ..................................................... 181 3.7.11. Критерии приемки использованных бурильных замков для нормальных бурильных труб (соединения Grant Prideco EIS™) .............................................................. 183 3.7.12. Критерии приемки использованных бурильных замков для нормальных бурильных труб (соединения Grant Prideco TM2™)............................................................ 185 3.7.13. Критерии приемки использованных бурильных замков для нормальных бурильных труб (соединения Grant Prideco Delta™) ......................................................... 186 3.7.14. Критерии приемки использованных бурильных замков для нормальных бурильных труб (соединения Grant Prideco X-Force™) .................................................... 189 3.7.15. Критерии приемки использованных бурильных замков для нормальных бурильных труб (соединения NK. DSTJ) .................................................................................. 192 3.7.16. Критерии приемки использованных бурильных замков для нормальных бурильных труб (соединения Hilong HLIDS) ......................................................................... 195 3.7.17. Критерии приемки использованных бурильных замков для нормальных бурильных труб (соединения Hilong HLMT) .......................................................................... 198 3.7.18. Критерии приемки использованных бурильных замков для нормальных бурильных труб (соединения Hilong HLST) ..........................................................................200 3.7.19. Критерии приемки использованных бурильных замков для нормальных бурильных труб (соединения Hilong HLIST) .........................................................................204 3.7.20. Критерии приемки использованных бурильных замков для нормальных бурильных труб (соединения Hydril Wedge Thread™) ..................................................... 207 3.7.21. Критерии приемки использованных бурильных замков для нормальных бурильных труб (соединения DP-Master DPM-DS) .............................................................210 3.7.22. Критерии приемки использованных бурильных замков для нормальных бурильных труб (соединения DP-Master DPM-MT®) ......................................................... 212 3.7.23. Критерии приемки использованных бурильных замков для нормальных бурильных труб (соединения DP-Master DPM-ST®) .......................................................... 216 3.7.24. Критерии приемки использованных бурильных замков для нормальных бурильных труб (соединения DP-Master DPM-HighTorque) ........................................... 218 3.7.25. Критерии приемки использованных бурильных замков для нормальных бурильных труб (соединения Command Tubular CET™) .................................................. 219 3.7.26. Критерии приемки использованных бурильных замков для бурильных труб премиум класса с пониженным коэффициентом прочности при кручении (TSR) ................................ 223 3.8.1. Критерии приемки использованных бурильных замков для толстостенных бурильных труб (соединения API) ....................................................................................... 225 3.8.2. Критерии приемки использованных бурильных замков для толстостенных бурильных труб (соединения Grant Prideco HI TORQUE™) ...................................... 229 3.8.3. Критерии приемки использованных бурильных замков для толстостенных бурильных труб (соединения Grant Prideco eXtreme™ Torque) ............................. 229 3.8.4. Критерии приемки использованных бурильных замков для толстостенных бурильных труб (соединения Grant Prideco TurboTorque™) ....................................230

148 3.8.5. Критерии приемки использованных бурильных замков для толстостенных бурильных труб (соединения Grant Prideco TurboTorque-M™)............................... 231 3.8.6. Критерии приемки использованных бурильных замков для толстостенных бурильных труб (соединения Grant Prideco uXT™) ...................................................... 232 3.8.7. Критерии приемки использованных бурильных замков для толстостенных бурильных труб (соединения Grant Prideco Delta™) ................................................... 233 3.9. Критерии приемки размеров использованных соединений компоновки низа бурильной колонны ................................................................................................................................................... 234 3.10.1. Размерные данные по использованным тяжелым бурильным трубам (соединения API) .......................................................................................................................... 248 3.10.2. Размерные данные по использованным тяжелым бурильным трубам
(соединения Grant Prideco HI TORQUE™) .................................................................................................................. 249 3.10.3. Размерные данные по использованным тяжелым бурильным трубам
(соединения Grant Prideco eXtreme™ Torque) .......................................................................................................... 249 3.10.4. Размерные данные по использованным тяжелым бурильным трубам
(Grant Prideco eXtreme™ Torque-M) ..............................................................................................................................250 3.10.5. Размерные данные по использованным тяжелым бурильным трубам
(соединения Grant Prideco Double Shoulder™) ........................................................................................................250 3.10.6. Размерные данные по использованным тяжелым бурильным трубам
(соединения Grant Prideco uXT™) ................................................................................................................................... 251 3.10.7. Размерные данные по использованным тяжелым бурильным трубам
(соединения Grant Prideco uGPDS™) ............................................................................................................................. 251 3.10.8. Размерные данные по использованным тяжелым бурильным трубам
(соединения Grant Prideco Delta™) ............................................................................................................................... 252 3.10.9. Размерные данные по использованным тяжелым бурильным трубам
(соединения Grant Prideco EIS™) ................................................................................................................................... 252 3.10.10. Размерные данные по использованным тяжелым бурильным трубам
(соединения Grant Prideco Express™) .......................................................................................................................... 253 3.11.1. Классификация использованного трубопровода рабочей колонны ......................................................... 254 3.11.2. Критерии приемки размеров использованного трубопровода рабочей колонны ............................ 255 3.11.3. Размеры круглых соединений API для трубопровода без высадки .......................................................... 256 3.11.4. Размеры круглых соединений API для трубопровода с внешней высадкой ......................................... 256 3.11.5. Критерии приемки размеров круглых соединений/муфт API для трубопровода ...............................257 3.11.6. Размеры уплотнения буртика, двухступенчатые соединения ...................................................................... 258 3.12. Данные по проточке и обратным клапанам ............................................................................................................. 259 3.12.1. Расчет проточки под обратный клапан ...................................................................................................................260 3.13.1. Классификация труб и полосы, обозначающие состояние ............................................................................ 261 3.13.2. Полосы, обозначающие состояние соединений бурильных замков и КНБК ........................................ 261 3.14. Крутящий момент при свинчивании бурильных замков.................................................................................... 262 3.15. Рекомендуемый крутящий момент при свинчивании соединений утяжеленных бурильных труб ........................................................................................................................................ 282 3.16. Коэффициент прочности на изгиб соединений утяжеленных бурильных труб .................................... 286 3.17. Перечень взаимозаменяемых резьбовых упорных соединений .................................................................... 297