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

355
процедур, предусмотренных настоящим стандартом, и определении соответствия трубы критериям приемки. Инспектирующая компания не может самостоятельно устанавливать критерии приемки, за исключением случаев, когда это прямо оговорено заказчиком. Однако это ни в коей мере не лишает инспектирующую компанию права давать покупателю рекомендации.
5.4. Типы критериев приемки
Критерии приемки менялись на протяжении многих лет и основаны на самых разных условиях.
Некоторые критерии напрямую связаны со способностью бурильной колонны выдерживать нагрузки, некоторые имеют косвенное отношение к такой способности, а некоторые имеют к ней минимальное отношение или вообще не имеют отношения. Прежде чем решить, стоит ли корректировать критерии приемки для обеспечения пригодности оборудования к использованию по назначению, рекомендуется разделить их на группы. Необходимость и степень корректировки зависит от того, к какой группе относится тот или иной показатель. В настоящем стандарте рассматриваются четыре типа критериев приемки. Ниже в данном разделе приведены отдельные описания каждой характеристики и указаны процедуры, которые помогут пользователю скорректировать критерии приемки.
5.4.1. Тип A
К состоянию Типа A относятся показатели, для которых степень дефекта не имеет значения.
Если подтверждается наличие любого дефекта в принципе, деталь подлежит немедленной забраковке. Наилучшим примером состояния
Типа А является усталостная трещина. Критерии
Типа А не подлежат корректировке.
5.4.2. Тип B
Критерии приемки Типа В путем прямого вычисления связывают некоторые параметры со способностью оборудования выдерживать нагрузки. Критерии Типа В могут корректироваться в большую и меньшую сторону для обеспечения пригодности оборудования к использованию по назначению, при этом сохраняя полную безопасность работы бурильной колонны. Процедура корректировки не представляет особой сложности и основана на рациональных инженерных решениях. Кроме того, в случае с показателями Типа В всегда известно значение максимально допустимой нагрузки, при соблюдении которой никогда не произойдет сбой оборудования. Например, предположим, что наружный диаметр бурильного замка NC38 составляет 4-5/8 дюйма, вместо 4-13/16 дюйма, как этого требуют показатели для Класса премиум. При этом бурильный замок можно безопасно использовать, если для фактического диаметра определены значения момента свинчивания и момента вращения, а прилагаемые нагрузки не превышают новых (более низких) максимально допустимых значений. Все критерии Типа
В могут быть подвергнуты изменению таким способом.

356
что надрезы от клинового захвата оказывают негативное воздействие на усталостную стойкость бурильной колонны, и при прочих равных условиях глубокие надрезы более вредны, чем неглубокие. Очевидно, для глубины надреза от клинового захвата должны быть установлены некоторые ограничения, поэтому определение максимально допустимой глубины на уровне
10 процентов (или на другом уровне) является обязательным условием. Однако такой показатель не может быть количественно связан с рабочими характеристиками бурильной колонны. Неглубокий надрез в определенных условиях может привести к внезапному усталостному излому, тогда как более глубокий надрез в других условиях может быть совершенно безопасным. Аналогично Типу
В, критерии Типа С могут быть скорректированы для обеспечения пригодности оборудования к использованию по назначению. Однако, в отличие от критериев Типа В, корректировка основана на субъективном суждении и оценке риска, а не на простых вычислениях. Поэтому при изменении критериев Типа С не может присутствовать та же уверенность в результатах, как при корректировке критериев Типа В.
5.4.4. Тип D
Критерии
Типа
D отличаются от всех перечисленных выше групп. На основании критериев Типа D может производиться забраковка холоднодеформированных труб, а также забраковка труб при высокой степени неточности результатов инспекции. Кроме того, критерии Типа
D могут представлять собой условное значение степени повреждения или допуска на износ.
Критерии Типа D могут оказывать или не оказывать
Компонент
Показатель
Тип
Бурильные трубы
Трещины
A
Толщина стенки трубы
B
Надрезы в области клинового захвата, выемки
C
Выступающий металл в области клинового захвата
C
Повторяющиеся индикации при неразрушающем контроле без возможности подтверждения
C
Прямолинейность.
C, D
Изменения наружного диаметра
D
Питтинговая коррозия
C, D
Окалина, покрытия
D
Замки бурильных труб
(Визуальный контроль соединений, контроль размеров
1 и 2)
Трафаретная маркировка веса/марки
B
Состояние поверхности уплотнения
C
Предельные значения перешлифовки
C
Ширина фаски
C
Состояние поверхности резьбы
C
Профиль резьбы/шаг резьбы ниппеля
D
Утолщение муфты
D
Поверхностное упрочнение
(наплавка твердых сплавов)
C
Трещины
A
Dнар. муфты, Dвнутр. ниппеля
B
Ширина буртика муфты
C
Высота места установки ключа
B
Глубина расточки муфты
B
Диаметр расточки муфты
B
Диаметр фаски
C
Ширина уплотнения муфты
C
Плоскостность буртика
C
Длина шейки ниппеля
B
Компонент
Показатель
Тип
Компоненты
КНБК
(Визуальный контроль соединений и Контроль размеров 3)
Состояние поверхности уплотнения
C
Предельные значения перешлифовки
C
Ширина фаски
C
Состояние поверхности резьбы
C
Профиль резьбы/шаг резьбы ниппеля
D
Утолщение муфты
D
Поверхностное упрочнение
(наплавка твердых сплавов)
C
Состояние разгрузочной поверхности
C
Dнар. муфты, Dвнутр. ниппеля, коэффициент прочности на изгиб (BSR)
B
Диаметр расточки муфты
B
Глубина расточки муфты
B
Диаметр и длина разгрузочной канавки ниппеля
C
Диаметр и длина проточки муфты
C
Диаметр фаски
C
Длина ниппеля
B
Длина шейки ниппеля
B
Диаметр центральной накладки (тяжелые бурильные трубы)
D
Высота места установки ключа
(тяжелые бурильные трубы)
B
Трещины
A
Проточка под клиновой захват
Длина выемки
B
Утяжеленные бурильные трубы
Глубина выемки
B
Dнар. утяжеленных бурильных труб
B
Трещины
A
Та б л и ц а 5 . 2
Критерии приемки, используемые в стандарте DS-1

357
воздействия на работу бурильной колонны, но имеют большое значение при принятии решения о необходимости инспектирования и эксплуатации трубы. Как правило, критерии Типа D не подлежат корректировке.
5.4.5. Индивидуальные показатели
При инспекции компонента бурильной колонны инспектор оценивает многие показатели.
Все показатели должны соответствовать минимальным требованиям, в противном случае компонент подлежит забраковке. В Таблице
5.2 приведены показатели, которые могут быть оценены в соответствии с настоящим стандартом.
В целом, в рамках более высоких Категорий обслуживания проводится оценка большего количества показателей, поэтому инспектор анализирует не все показатели, указанные в
Таблице 5.2 (исключение составляют показатели, предусмотренные Категориями 4 и 5). Если показатель не подвергается измерению, он не может являться основанием для забраковки.
5.5. Корректировка критериев
приемки
На следующих страницах приведены процедуры и рекомендации, которые позволят пользователю определить, на каком этапе и до какой степени может проводиться корректировка каждого показателя для обеспечения пригодности оборудования к использованию по назначению. Для рассмотрения каждого показателя используется единый формат, описанный в Таблице 5.3. Ссылки на стандарт
API RP7G-2 относятся к первому изданию от августа 2009 г. Если не определены иные условия, все новые и повторно установленные параметры основаны на требованиях стандарта
API/промышленных показателях и допусках на механическую обработку.
5.6 Критерии приемки
бурильных труб
5.6.1. Усталостные трещины
Тип:
A
Основание: Наличие усталостных трещин говорит о том, что поврежденный компонент не подлежит ремонту. Наличие трещин является основанием для забраковки во всех Категориях обслуживания. Однако в Категориях 1 и 2 усталостные трещины на трубах могут быть выявлены только визуально. В Категории 3 и выше для обнаружения трещин применяются различные неразрушающие испытания.
Следовательно, степень надежности выявления усталостных трещин в более высоких категориях будет выше.
Требования: Не допускаются ни для одного из классов.
Справочные документы:
DS-1: Таблица 3.5.1.
RP7G-2: Таблица B.18. (DS-1 и RP7G-2 идентичны.)
Последствия:
Трещина может продолжать увеличиваться до тех пор, пока не произойдет разрушение.
Корректировка: Корректировка не рекомендуется.
Комментарии: Время формирования и увеличения трещины до размеров, позволяющих выявить ее в ходе инспекции, может занимать до 90 и более процентов от усталостной стойкости компонента.
Учитывая обычную стоимость отказа и характерную неточность параметров скважинного оборудования и циклических нагрузок, компоненты, на которых заведомо присутствуют усталостные трещины, не должны эксплуатироваться.
Механизм: Усталость
Инспекция: Визуальный контроль труб, ЭМК,
ультразвуковой контроль по всей длине
Та б л и ц а 5 . 3
Формат рассмотрения критериев приемки
бурильной колонны
Тип:
Тип показателя (A, B, C или D).
Основание:
Вероятная причина оценки конкретного критерия во время инспекции.
Требования:
Условие (-я), которое должно быть выполнено, чтобы компонент был принят согласно стандарту DS-
1. Условия могут варьироваться в зависимости от указанного класса бурильной трубы. Кроме того, этот предел не применяется, если конкретный показатель не оценивается (для более низких
Категорий обслуживания).
Справочные
документы:
Ссылка на стандарт и место в нем, где указан конкретный показатель.
Здесь указываются различия в требованиях между DS-1 и RP7G-2
(при наличии).
Последствия:
Вероятные последствия, которые изменения в показателе будут иметь для эксплуатационных характеристик бурильной колонны и вероятность разрушения.
Корректировка: Рассмотрение и ссылки на формулы для корректировки показателя.
Комментарии:
Здесь может быть представлена дополнительная информация.
Механизм:
Механизмы отказа бурильной колонны, причиной которых может послужить изменение показателя.
Инспекция:
Методы инспекции в соответствии с DS-1, которые используются для оценки соответствующего показателя. Иногда показатель, помимо того, что он влияет на рабочие характеристики бурильной колонны, может также влиять на надежность другой инспекции.
Поэтому необходимо также указывать такие методы инспекции.
Проверка:
В данном пункте указывается рабочее оборудование для проверки или калибровки, если рассматриваемый показатель критичен для конструктивной целостности колонны при предполагаемой нагрузке.

358
(FLUT),
МПД участков, зажимаемых клиньями/высадок, или УЗК участков, зажимаемых клиньями/высадок
5.6.2. Надрезы в области клинового
захвата и выемки
Тип: С
Основание: Условные допустимые повреждения
Требования: Класс ультра: ≤ 5 % от толщины прилегающей стенки Класс премиум и Класс премиум с пониженным показателем TSR: ≤
10 % от толщины прилегающей стенки Класс
2: ≤ 20 % от толщины прилегающей стенки
Справочные документы: DS-1: Таблица 3.5.1.
RP7G-2: Таблица B-18. (DS-1 и RP7G-2 идентичны.)
Последствия: Надрезы от клинового захвата и выемки являются местом сосредоточения напряжения и ускоряют образование усталостных трещин при каждом вращении трубы, за исключением случаев, когда труба расположена абсолютно прямо.
Корректировка: Не рекомендуется устанавливать больший допуск на глубину надрезов и выемок.
Негативное воздействие надреза увеличивается экспоненциально возрастающей нагрузке. Надрезы, наличие которых допустимо в соответствии с требованиями для
Класса премиум, могут все же привести к возникновению серьезных проблем при эксплуатации трубы под высокими циклическими напряжениями. Поэтому, если бурильная труба эксплуатируется на участках скважины с высокой интенсивностью искривления, особенно в системах с промывкой буровым раствором на водной основе, пользователю рекомендуется установить более жесткий допуск, например, такой, который требуется для
Класса ультра. Поскольку для определения данного допуска отсутствуют какие-либо количественные методы, пользователь должен сделать допуск минимальным, при этом обеспечив необходимый уровень проходки для бурения скважины. Если предполагается эксплуатация трубы, на которой глубина надрезов от клинового захвата составляет чуть меньше
10 процентов от толщины прилегающей стенки, необходимо принять все меры, которые позволят эксплуатировать трубу на участке скважины с невысокими циклическими нагрузками.
Комментарии: Коррозионная активность бурового раствора, коэффициенты образования трещин, фактические уровни напряжения и другие важные параметры, совокупность которых определяет усталостную стойкость оборудования, почти никогда не известны в конкретной ситуации.
Поэтому определение степени воздействия конкретного надреза от клинового захвата или выемки на усталостную стойкость трубы не представляется возможным. Несмотря на это можно провести некоторые обобщения.
На Рисунке 5.3 изображена проблема возникновения надрезов от клинового захвата на бурильной трубе. На вставке показана модель конечных элементов для допустимого 10-процентного надреза от клинового захвата. Рассматриваемый надрез увеличивает напряжение примерно на 80 процентов в смоделированных условиях растяжения/изгиба.
График показывает, что воздействие данного надреза на усталостную стойкость трубы может варьироваться от полного отсутствия эффекта до уменьшения усталостной прочности на
80–90 процентов.
Фактическое воздействие не поддается оценке, т.к. точные свойства материала, условия напряжения и среда зачастую неизвестны. Однако, единственное, что известно наверняка, это то, что любая надсечка или надрез сократит усталостную стойкость оборудования под воздействием определенных условий. При эксплуатации в условиях высокого напряжения или при применении коррозионных буровых растворов необходимо минимизировать или вообще предотвратить возникновение надсечек и надрезов на бурильной трубе.
Механизм: Усталость
Инспекция: Визуальный контроль труб, ЭМК,
ультразвуковой контроль по всей длине
(FLUT),
МПД участков, зажимаемых клиньями/высадок;
УЗК участков, зажимаемых клиньями/высадок
Рисунок 5.3 Надрезы от клинового захвата ускоряют
усталостное разрушение. На вставке показана
конечноэлементная модель анализа надреза от
клинового захвата глубиной 10 процентов на
бурильной трубе 4-1/2 дюйма; 16,60 фунтов на фут,
подвергающейся растяжению и изгибу. Напряжение
внизу надреза на данной модели на 80 процентов
выше, чем общее напряжение в трубе. Фактическое
влияние надрезов будет варьироваться в зависимости
от общего напряжения и среды, однако оно будет
значительно выше в более агрессивных средах.
(Кривая: справочный документ 1, вставка: справочный
документ 2)
Образцы бурильной трубы марки S
(Роллинз Х.М. «Усталостное разрушение бурильных труб»,
Oil and Gas Journal, 1966 г.)
10 E04 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 10 E05 10 E06 10 E07
Образцы в морской воде
Образцы в воздухе
Мак симальное напряж ение (тыс. ф унт ов на кв. дюйм)
Циклы до разрушения

359
5.6.3. Выступающий металл в
области клинового захвата
Тип: C
Основание: Выступающий металл в области клинового захвата повышает вероятность повреждения компонентов противовыбросового превентора при подъемных или спусковых операциях.
Такие повреждения могут привести к преждевременному выходу компонентов из строя и возможным проблемам в контроле скважины.
Требования: Выступающий металл должен быть удален, в противном случае труба подлежит забраковке.
Справочные
документы:
DS-1:
Процедура визуального контроля труб. (В RP7G-2 данный показатель не рассматривается.)
Последствия: Выступы на поверхности трубы увеличивают вероятность повреждения резиновых элементов противовыбросовых превенторов или устьевых головок при активации данных элементов и прохождении через них трубы.
Корректировка: Корректировка не рекомендуется.
Инспекция: Визуальный контроль труб
5.6.4 Повторяющиеся индикации
при неразрушающем контроле без
возможности подтверждения
Тип: C
Основание: Данное требование не допускает приемки соединений, на которых присутствуют возможно опасные дефекты, подтверждение которых путем измерения не представляется возможным.
Требования: Повторные индикации дефектов, которые превышают эталонные уровни стандартизации согласно применимому методу инспекции, и которые не могут быть подтверждены путем механических измерений, являются основанием для забраковки.
Справочные документы: DS-1: процедуры
ЭМК, ультразвукового контроля по всей длине (FLUT), УЗК участков, зажимаемых клиньями/высадок. (В RP7G-2 данная тема не рассматривается.)
Последствия: Факт искривления трубы говорит о том, что в ходе эксплуатации был превышен
Комментарии: Присутствие явных усталостных трещин является основанием для забраковки, а наличие других дефектов предусматривает забраковку, если их размеры превышают допустимые значения.
К сожалению, контрольные приборы, применяемые для выявления дефектов, такие как электромагнитные и ультразвуковые устройства, в силу присущих им технических ограничений, не способны давать точные количественные показания относительно размеров и типа дефектов. Поэтому эти устройства могут использоваться только для определения наличия трещин на каком-либо участке трубы. Последующий
«проверочный» контроль необходим для точного определения расположения, типа и серьезности дефекта. Однако проверочный контроль таких трещин невозможен, если они недоступны для инспектора.
Поэтому, если дефект недоступен, но его наличие постоянно подтверждается в ходе сканирования, основанием для забраковки становится эталонная индикация контрольного эталона.
Корректировка: Корректировка не рекомендуется.
Механизм: Все
Инспекция: ЭМК, ультразвуковой контроль по всей длине (FLUT), МПД участков, зажимаемых клиньями/высадок;
УЗК участков, зажимаемых клиньями/высадок
5.6.5 Прямолинейность труб
Тип: C, D
Основание: Условные допустимые повреждения
Требования: Все классы, трубы не должны иметь
«видимого изгиба».
Справочные
документы:
DS-1:
Процедура визуального контроля труб. RP7G-2: Тело трубы. Визуальный контроль по всей длине
Последствия: Факт искривления трубы говорит о том, что в ходе эксплуатации был превышен предел текучести. Искривленная труба в большей степени подвержена воздействию вибраций, что с высокой вероятностью приводит к усталостному разрушению. Это также может стать причиной увеличения боковых нагрузок на обсадную колонну, сопровождаемых износом последней.