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

350
трения. Моменты отвинчивания, зна¬чительно превышающие установленные значения, могут указывать на свинчивание в забое скважины.
Это также служит предупреждением о перенапряжении при кручении и разрушении по мере углубления скважины и увеличения рабочего момента.
На
Рисунке
4.11 представлен системный подход к предупреждению разрушений при кручении.
4.9 Разрушение при
растяжении
В глубоких, вертикальных и почти вертикальных скважинах растяжение обычно является нагрузкой, которой необходимо уделять особое внимание.
Разрушение при растяжении – это механизм отказа, определение и предотвращение которого является сравнительно несложным.
4.9.1. Место
возникновения
Разрушение при растяжении с наибольшей вероятностью возникает на участке бурильной трубы между высадками, а также у поверхности или в верхней части колонны. Однако различные значения толщины стенки и предела прочности у разных труб могут влиять на изменение места возникновения разрушения.
Разрушения при растяжении на ниппелях бурильных замков возникают редко, поскольку профиль шейки ниппеля на большинстве стандартных бурильных замков способен выдерживать нагрузку, прилагаемую при свинчивании, и прилагаемое извне растяжение.
Однако прочность шейки ниппеля на растяжение может быть снижена при применении чрезмерного момента свинчивания, как описано в Главе 3 Тома 2.
4.9.2. Внешний вид
Разрушения при растяжении часто выглядят как зазубрины, а труба обычно сужена или конусообразна рядом с зоной разрушения.
Поверхности разрушения при растяжении часто отличаются чрезмерной пластической деформацией, хотя в хрупких материалах такая деформация может и не наблюдаться.
Поверхности разрушения располагаются под углом 45 градусов к оси трубы (Рисунок 4.12), если только материал не слишком хрупкий. На Рисунке
4.13 показан системный подход к предотвращению разрушения при растяжении.
Рисунок 4.11 Системный подход к предотвращению разрушения при
кручении.
Разрушение при кручении из-за перегрузки
Законсерви- ровать образцы
Отправить образцы аналитику для подтверждения в случае необходимости
Разрушение рядом с
КНБК?
Проверить максимальный крутящий момент
Dнар. и Dвнутр. соединения
Коэффициент трения смазки для резьбы
Да
Свойства материала
Возможно неравномерное вращение при бурении
Проверить или откалибровать индикаторы
При разрушении замка бурильной трубы
Ключи для бурильных труб, устройство подачи труб и индикатор крутящего момента верхнего привода
Проверить момент свинчивания
Подтвердить с применением метода Контроля размеров 1 или 2
(DS-1 3.12, 3.13)
Коэффициент трения от 0,95 до 1,05 или откорректировать крутящий момент при свинчивании
Твердость бурильного замка:
285-341 BHN
(критический уровень по DS-1)
Рисунок 4.12. Внешний вид разрушения при
растяжении

351
4.10 Комбинированные
нагрузки
Скручивающие и растягивающие нагрузки взаимодействуют, и в основном способность компонента выдерживать эти нагрузки одновременно будет ниже, чем прочность на каждую из нагрузок в отдельности.
Допустимые комбинированные нагрузки приведены в Томе 2, Глава 3. Разрушение под совместным влиянием растяжения и кручения возникает в трубах или ниппелях бурильных замков. Муфты бурильных замков не подвержены такому механизму, поскольку в первую очередь из строя выходит ниппель.
В бурильных трубах разрушение будет характеризоваться главным образом пластической деформацией и образованием сужения, которые свидетельствуют о разрушении при растяжении.
Может также присутствовать спиральная трещина, как показано на Рисунке 4.14. На бурильных замках вид разрушения под воздействием комбинированной нагрузки будет иметь признаки, характерные для разрушения ниппеля при кручении. На ранних этапах показателем является удлинение ниппеля, а в критических случаях – полное отделение ниппеля.
40>

352
5. ПРИГОДНОСТЬ К ИСПОЛЬЗОВАНИЮ
ПО НАЗНАЧЕНИЮ
Содержание раздела
5.1. Область применения ..................................................................................................................................................... 351 5.2. Критерии приемки ......................................................................................................................................................... 351 5.3. Пригодность к использованию по назначению .............................................................................................. 352 5.4. Типы критериев приемки ......................................................................................................................................... 353 5.5. Корректировка критериев приемки .................................................................................................................... 353 5.6. Критерии приемки бурильных труб .................................................................................................................... 355 5.7. Критерии приемки бурильных замков ................................................................................................................ 358 5.8. Критерии приемки резьбовых упорных соединений на компонентах компоновки низа бурильной колонны ................................................................................................................................. 365 5.9 Критерии приемки проточек под элеватор на утяжеленных бурильных трубах ........................... 368
Перечень таблиц
5.1. Четыре класса использованных обычных бурильных труб ........................................................................ 351 5.2. Критерии приемки, используемые в стандарте DS-1 .................................................................................... 354 5.3. Формат рассмотрения критериев приемки бурильной колонны .......................................................... 354
Перечень рисунков
5.1. Классы труб, установленные стандартами RP7G-2 и DS-1 ........................................................................... 351 5.2. Типовая процедура изменения критериев приемки .................................................................................... 352 5.3. Кривая усталости бурильной трубы и график напряжений по результатам конечно-элементного анализа разреза клинового захвата ..................................................................................... 356 5.4. Процесс установления и корректировки требований к диаметру бурильных замков ............... 362 5.5. Среднестатистический целевой коэффициент прочности на изгиб (BSR) ...................................... 365 5.6. Общий процесс корректировки BSR ................................................................................................................. 366
Перечень уравнений
5.1. Радиус уплотнения соединения ............................................................................................................................. 364 5.2. Площадь уплотнения соединения ........................................................................................................................ 364

353
5. ПРИГОДНОСТЬ
К ИСПОЛЬЗОВАНИЮ
ПО НАЗНАЧЕНИЮ
5.1. Область применения
В данном разделе приводится техническое обоснование для критериев приемки, предусмотренных Разделом 3. Здесь также содержатся руководства по корректировке этих критериев приемки для обеспечения пригодности оборудования к использованию по назначению.
Такие руководства применимы только к бурильным колоннам стандартного типа и не используются в отношении колонн для спуска тяжелого типа.
5.2. Критерии приемки
5.2.1. Определение
Критерии приемки – это размеры, характеристики и свойства, которыми должны обладать компоненты бывших в эксплуатации бурильных колонн для прохождения инспекции в соответствии с настоящим стандартом.
5.2.2. История и изменения
Первый общеотраслевой перечень критериев приемки для использованных бурильных труб был представлен в Рекомендуемой практике API 7G
(RP7G). Данный стандарт был разработан с целью создания единой основы для классификации бурильных труб в зависимости от суммарного износа. Первоначально в RP7G было установлено пять классов, пронумерованных от 1 (новая труба) до 5 (отбракованная). Впоследствии между
Классами 1 и 2 был добавлен класс под названием
«Премиум». Класс премиум и Классы 2, 3 и 4 отображают прогрессирующие стадии ухудшения качества. По данной системе, классификация труб основана на ряде показателей. В ходе инспекции проводится проверка всех показателей, и трубе присваивается максимально возможный класс, при котором все необходимые показатели соблюдены или превышены. На момент первой публикации
RP7G трубы Класса 3 и 4 использовались во многих областях, но на сегодняшний день они считаются слишком изношенными для применения в большинстве ситуаций. Сегодня даже бурильные трубы Класса 2 используются достаточно редко, а «Класс премиум» приобрел статус минимального набора показателей для использованных бурильных труб в большинстве коммерческих сделок.
RP7G устанавливает критерии приемки, но не содержит процедуры, в соответствии с которыми эти критерии оцениваются. В связи с этим, в дополнение к RP7G был опубликован стандарт
DS-1® в 1992 году при поддержке Ассоциации инженеров по бурению в рамках проекта DEA
74. Помимо прочего, стандарт DS-1 устанавливает процедуры инспекции, в соответствии с которыми оцениваются соответствующие показатели.
Практически во всех случаях критерии приемки, указанные в RP7G, были перенесены в стандарт DS-
1. Поэтому для Категории обслуживания 3 и ниже бурильные трубы «Класса премиум» практически идентичны в обоих стандартах. Однако в RP7G не рассматриваются все показатели, которые спонсоры стандарта DS-1 считают важными в более критичных буровых условиях. Поэтому для
Категорий работ 4 и 5, указанных в стандарте DS-
1, оцениваются несколько показателей (например, внутренний диаметр ниппеля бурильного замка), которые не учитываются в стандарте RP7G.
Имеется в виду, что для более высоких Категорий обслуживания бурильная труба может быть забракована по стандарту DS-1 для условий, которые даже бы не рассматривались, если бы труба инспектировалась согласно требованиям стандарта RP7G. На Рисунке 5.1 показаны различные классы, содержащиеся в обоих стандартах. Разница между критериями приемки, установленными в стандартах, описана далее в разделе.
Американский нефтяной институт
(API) опубликовал стандарт RP7G-2 в августе 2009 года. В документе указаны рекомендуемые уровни инспектирования, которые в целом идентичны категориям и процедурам инспекции, указанным в стандарте DS-1. Несмотря на то, что стандарты DS-1, пятое издание, и API RP7G-2 имеют много общего, пользователь должен сравнить методы, критерии приемки и периодичность инспектирования перед выбором стандарта инспектирования.
Рисунок 5.1 Классы труб, установленные в API RP
7G-2 и DS-1. Пустая графа между Классом премиум
и Классом 2 в верхней строке означает класс труб,
которые использовались повсеместно в течение
многих лет и устанавливаются стандартом DS-1
Класс 1
(новая труба)
Премиум
Класс 2
Класс 3
Класс 1
(новая труба)
Ультра
Премиум
Премиум с пониженной
TSR
Класс 2
Последовательные стадии износа a. Классы, установленные в API RP 7G-2
b. Классы, установленные в DS-1
Та б л и ц а 5 . 1
Четыре класса использованных обычных
бурильных труб
Показатель
Класс
ультра
1
Класс
премиум
Класс
премиум с
пониженным
показателем
TSR
1
Класс 2
Минимальная остаточная толщина стенки
≥ 90%
≥ 80%
≥ 80%
≥ 70%
Максимальный надрез от клинового захвата
(глубина)
2
≤ 5%
≤ 10%
≤ 10%
≤ 20%
Прочность при кручении бурильного замка
3
≥ 80%
≥ 80%
50-80%
≥ 80%
Усталостные трещины
Нет
Нет
Нет
Нет
1. Класс не указан в стандарте API. Установлен только стандартом
DS-1.
2. Процент толщины стенки прилегающих зон.
3. Процент прочности трубы при кручении.

354
В Таблице 5.1 указаны некоторые основные показатели, охватываемые критериями приемки стандартов API и DS-1. Полный перечень см. в
Таблице 3.5.1.
5.2.3. Определение «Класса
премиум с пониженным
показателем TSR» (Коэффициент
прочности при кручении)
До настоящего времени достаточно широко используются комбинации бурильных труб и бурильных замков, при которых наружный диаметр последних меньше номинального (но при этом они соответствуют критериям Класса премиум во всех остальных отношениях). Применительно к таким комбинациям предприятия предпочитают использовать малогабаритные бурильные замки с целью увеличения зазора для ловильных работ и готовы принять более низкий номинальный коэффициент прочности при кручении ради расширения такого зазора. Примером является использование труб 3-1/2 дюйма; 13,30 фунтов на фут, марки S с бурильными замками NC38.
Новые бурильные замки, производимые по размерам, указанным в стандарте API, имеют наружный диаметр 5 дюймов. Бурильный замок, изношенный до наружного диаметра не менее
4-13/16 дюймов, относится к Классу премиум.
Однако арендаторы все еще закупают трубы с бурильными замками 4-3/4 дюйма, чтобы удовлетворить потребности заказчиков в обеспечении большего зазора. Поэтому такие бурильные замки часто изготавливаются с размерами для Класса 2, которые по мере износа будут становиться еще меньше. В данном случае речь идет о практической «пригодности к использованию по назначению».
Когда специально разработанный стандарт (для Класса премиум) перестал соответствовать необходимым эксплуатационным требованиям (в части зазора для проведения ловильных работ), критерии приемки были неофициально скорректированы, чтобы обеспечить соответствие требованиям.
Для этих конкретных изделий инспектирующие организации на протяжении многих лет применяли неофициальный и нерегулируемый набор требований к диаметру бурильных замков, при этом достаточно строго соблюдая все другие требования. Для обеспечения определенного контроля над этой практикой спонсоры стандарта
DS-1 приняли новый класс под названием «Класс премиум с пониженным показателем TSR».
5.2.4. Применение сгруппированных
показателей
«Класс ультра», «Класс премиум», «Класс премиум с пониженным показателем TSR» и «Класс 2» – это обозначения, которые служат для определения ряда характеристик обычных бурильных труб и бурильных замков, присоединяемых к обычным бурильным трубам. Эти обозначения не имеют никакого смысла при применении в отношении других компонентов бурильных труб. Характеристики всех других компонентов указываются отдельно.
5.3. Пригодность
к использованию
по назначению
5.3.1. Определение и применение
В данном стандарте «Пригодность к использованию по назначению» предполагает корректировку критериев приемки, применяемых при инспекции, для обеспечения соответствия оборудования предполагаемому применению.
Возникающая необходимость корректировки критериев приемки обусловлена тем, что применимые критерии не предусматривают соответствия определенным условиям бурения. Поэтому конкретный набор характеристик (например, Класс премиум) не будет отвечать всем условиям бурения. Если применяются слишком строгие критерии приемки, приведение компонентов бурильной колонны в соответствие данным критериям без какой- либо в том необходимости повышает стоимость бурения. С другой стороны, высокие нагрузки при бурении требуют использования более мощного и надежного оборудования. В таких случаях критерии приемки будут более жесткими.
5.3.2. Использование данного
раздела
На Рисунке 5.2 показана общая схема, в соответствии с которой пользователь данного стандарта может изменять критерии приемки и обеспечивать пригодность оборудования к использованию по назначению. Предполагается, что пользователи будут основываться на «Классе премиум» (или «Классе премиум с пониженным показателем TSR»), за исключением случаев, когда нагрузки при бурении требуют соответствия более строгим стандартам. Данный раздел позволяет разобраться в одной из следующих ситуаций:
a. Если показатели Класса премиум слишком занижены для рассматриваемой скважины, и пользователю необходимы инструкции по их выборочной корректировке в более жесткую сторону. После этого производится инспекция труб в соответствии с более жестким стандартом.
b. Если к условиям эксплуатации применимы показатели Класса премиум или Класса премиум с пониженным показателем TSR, и для инспекции установлен один из этих классов, но труба не проходит инспекцию. В таком случае, учитывая достаточно высокую стоимость замены трубы, пользователь может сэкономить средства путем выборочной корректировки критериев приемки, чтобы обеспечить пригодность рассматриваемой трубы к эксплуатации.
Безусловно, при менее жесткие условиях должен по-прежнему достигаться надлежащий уровень эксплуатационной безопасности.
5.3.3. Ответственность
Согласно стандарту DS-1 заказчик инспекционных услуг, как правило, решает, какие критерии приемки будут применяться, и уведомляет об этом инспектирующую компанию. Ответственность инспектирующей компании сводится к соблюдению