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

369
Корректировка: Элементы для снятия напряжений уменьшают воздействие циклических напряжений, которые в КНБК возникают, главным образом, в результате вращения компонентов при изгибе или деформации и в результате вибраций. Поэтому не рекомендуется понижать этот критерий, если планируется использование компонента
КНБК в любых из указанных условий. Однако корректировка размеров для элементов для снятия напряжений представляется вполне возможной, если предполагается эксплуатация компонента при соблюдении всех из перечисленных далее условий:
1) Скважина прямая, без уклона или искривления, 2) Угол скважины обеспечивает отклонение от вертикали в пределах 15 градусов, и 3) Отсутствует интенсивная вибрация или неравномерное вращение.
Комментарии: Стандарт DS-1, пятое издание, рекомендует ширину разгрузочной канавки ниппеля 3/4 дюйма (-1/32 дюйма, + 9/32 дюйма)
Механизм: Усталость
Инспекция: Контроль размеров 3
5.8.4. Диаметр центральной
накладки тяжелых бурильных труб
Тип: D
Основание: Произвольный допуск на износ для центральной высадки тяжелой бурильной трубы.
Требования: Варьируются в зависимости от размера.
Справочные документы: DS-1: раздел 3.14.4.
RP7G-2: пункт 10.41.6.
Последствия: Неправильное определение допуска на износ может привести к тому, что компания, арендующая тяжелые бурильные трубы, будет оплачивать стоимость замены, хотя она может и не нести за это полную ответственность.
Корректировка: Данный показатель почти не влияет на рабочие характеристики бурильной колонны. Если коммерческое соглашение между владельцем и арендатором тяжелых бурильных труб надлежащим образом рассматривает вопрос ответственности за износ, в применении данного требования нет необходимости.
Механизм:
Инспекция: Контроль размеров 3
5.8.5. Максимальная длина ниппеля
Тип: B
Основание: Длина резьбовой части ниппеля должна быть такой, чтобы эта часть ниппеля не достигала основания муфты, не препятствовала свинчиванию и не снижала герметичность.
Требования:
Максимальная длина равна новому номинальному значению длины плюс технологический допуск плюс 1/16 дюйма (для допуска на перешлифовку).
Справочные документы: DS-1: Таблица 3.9.
В
RP7G-2 длина ниппелям не рассматривается.
Последствия: Если кончик ниппеля доходит до основания муфты, это негативно сказыва- ется на свинчивании и герметичности соединения.
Корректировка: Не рекомендуется.
Комментарии: Требование по измерению длины ниппеля применяется только к компонентам
КНБК.
Механизм: Протечка соединения
Инспекция: Контроль размеров 3, Таблица 3.9
5.8.6. Состояние поверхности
элементов для снятия напряжений
Тип: C
Основание: Элементы для снятия напряжений должны быть относительно гладкими, поскольку шероховатые с углублениями поверхности способствуют концентрации напряжения, что может свести к нулю эффективность элементов для снятия напряжений.
Требования: Глубина дефектов не должна превышать 1/32 дюйма.
Справочные
документы:
DS-1:
Процедура визуального контроля соединений. RP7G-2: пункт 10.27.8.4.
Последствия: См. выше.
Корректировка: Данный критерий определяется в произвольном порядке. Количественная оценка дефектов может быть проведена только в том случае, если известна геометрия углублений, что, разумеется, не относится к рассматриваемому случаю.
Следовательно, пользователь может несколько ослабить данное требование, если замена стоит слишком дорого, а условия бурения не будут слишком суровыми. К сожалению, не располагая сведениями о предпо¬лагаемых условиях эксплуатации компонентов, невозможно дать рекомендации относительно того, какая корректировка будет достаточной. Однако при корректировке могут быть полезными следующие приближенные представления:
—
Если компоненты будут эксплуатироваться при бурении под углом менее 15 градусов или на искривленных участках скважины, установленные критерии менять не нужно.
—
Если компоненты будут использоваться с применением бурового раствора на нефтяной основе или в прямолинейных стволах, расположенных под углом более 15 градусов, максимальное значение глубины дефектов может быть увеличено.
Комментарии: Предупреждаем читателей об отсутствии каких-либо данных или методов анализа для определения максимальной глубины дефектов.
Механизм: Усталость
Инспекция: Визуальный контроль соединений

370
5.9 Критерии приемки
проточек под элеватор
на утяжеленных бурильных
трубах
Инспекция проточек под элеватор на утяжеленных бурильных трубах рассматривалась в прошлых изданиях Стандарта DS-1, Том 3, но в пятом издании эти инспекции были удалены.
Недавние отраслевые проблемы в эксплуатации показали комитетам API, что имеющиеся размеры элеваторов утяжеленных бурильных труб и их способность безопасно поднимать утяжеленные трубы во многих случаях были недостаточными.
Комитеты API решили больше не поддерживать элеваторы утяжеленных бурильных труб с квадратным вырезом, а также традиционные проточки под элеватор утяжеленных бурильных труб с квадратным вырезом. Группа спонсоров
DS-1 согласилась и придерживается этого порядка.
Список использованных
источников
1.
Роллинс Х.М. «Усталостное разрушение бурильных труб» (Rollins, H.M. “Drill Pipe Fatigue
Failure”), Oil and Gas Journal, апрель 1966 г.
2.
Хилл Т.Х., Сешарди П.В., Дурхэм К.С.
«Комплексный подход к предупреждению усталостного разрушения бурильных труб» (Hill,
T.H., Seshardi, P.V., Durham, K.S., “A Unified Approach to Drill String Failure Prevention”), SPE Drilling Engi- neering, декабрь 1992 г.

371
ГЛОССАРИЙ
A
Приемлемый компонент (AccepТаблица Com-
ponent):
Компонент бурильной колонны, характеристики которого соответствуют критериям приемки по настоящему стандарту
(или превышают их) при прохождении указанной программы инспекции.
Критерии
приемки
(Acceptance
Criteria:):
Размеры, условия и свойства, которым должен соответствовать или которые должен превышать компонент бурильной колонны, чтобы считаться годным к приемке.
API: Американский институт нефти
Условные критерии приемки (Arbitrary Accept- ance Criteria): Ряд критериев приемки, который не предусматривает соответствия определенным условиям бурения. (Пример: «Класс премиум»).
ASNT: Американское общество неразрушающих испытаний.
ASQC: Американское общество по контролю качества.
Контролируемое положение (AudiТаблица State-
ment): Положение, которое приводят к одному и тому же действию при выполнении несколькими независимыми лицами. Примеры (контролируемое положение): «Длина трубы не должна превышать
33,0 футов». (Неконтролируемое положение):
«Длина трубы не должна быть избыточной».
Аустенизация (Austenitizing): Нагревание стали до температуры аустенизации (около 1670 градусов по Фаренгейту) и обеспечение времени для преобразования микроструктуры стали в аустенит. Как правило, первый этап в термической обработке стального компонента бурильной колонны.
B
Диаметр фаски (Диаметр фаски:): Наружный диаметр контактной поверхности (поверхности уплотнения) резьбового упорного соединения.
Компоновка низа бурильной колонны (КНБК)
(BHA (bottom hole assembly): Совокупность тяжелых компонентов бурильной колонны, предназначенных для выполнения определенных задач и расположенных в нижней части бурильной колонны. Компоненты КНБК могут служить для распределения груза на долоте, вращения долота, определения параметров бурения и траектории скважины, для управления долотом и выполнения других функций.
Наддолотный
переводник (Bit Sub):
Компонент, который соединяет долото со следующим непосред- ственно за ним
(сверху) компонентом.
Наддолотные пере- водники обычно осна- щены муфтовыми соединениями с обеих сторон.
Контроль
соединений
с
использованием
невидимого излучения (Blacklight Соединение
Inspection): Метод инспекции по стандарту DS-
1, используемый в процессе влажной магнитно- люминесцентной дефектоскопии для выявления усталостных трещин на соединениях.
Проточка муфты (Boreback Муфта): Механическая обработка муфтового соединения КНБК для удаления незадействованных витков и резьбы и обеспечения большей гибкости соединения.
Эти действия повышают усталостную стойкость муфты.
Муфтовый конец (Муфта End): Часть резьбового соединения с внутренней резьбой.
Коэффициент прочности на изгиб (BSR):
На соединениях КНБК, отношение момента сопротивления муфты к моменту сопротивления ниппеля. Коэффициент BSR применяется только к соединениям на утяжеленных бурильных трубах и других жестких компонентах, используемых в
КНБК. Он не применяется к соединениям тяжелых бурильных труб, за исключением соединений, непосредственно прилегающих к утяжеленным бурильным трубам сверху, а также к соединениям компонентов, которые обычно не используются в составе КНБК.
С
Калибровка
(Calibration):
Настройка измерительного прибора путем сравнения его выходных данных со стандартом известных размеров, регулируемым
Национальным институтом стандартов и технологий (NIST) или аналогичным органом.
Категория
(Category):
Один из шести различных уровней инспекции, приближенно соответствующих жесткости условий бурения.
Категория инспекции определяется заказчиком инспекционных услуг и устанавливает программу инспекции, которая будет применяться к рассматриваемой бурильной колонне.
Класс (Class): См. «Класс бурильной трубы».
Класс 2 (Class 2): Набор критериев приемки для использованных бурильных труб, установленных в API RP7G-2. Трубы Класса 2 могут характеризоваться большим износом и повреждениями по сравнению с трубами Класса премиум.
Холодная накатка (Cold-Rolling): Придание соединению КНБК остаточного напряжения сжатия для повышения его усталостной стойкости.
Холодная обработка (Cold Working): Придание компоненту пластической деформации путем напряжения компонента с превышением его предела упругости. Холодная обработка закаливает сталь и может снизить ее устойчивость к некоторым механизмам отказа, например, к растрескиванию под действием напряжений в сульфидсодержащей среде.
Трещина
(Crack):
Линия на поверхности материала, по которой он частично разделяется, с заметным отверстием или без него.
Перепускной
переводник
(Crossover
Sub):
Контроль
с использованием
невидимого излучения

372
Компонент небольшой длины с различной резьбой на каждом конце, используемый для обеспечения перехода бурильной колонны от одного резьбового соединения к другому.
Индекс кривизны (Curvature Index — CI):
Показатель сравнительного усталостного ресурса бурильной трубы, эксплуатируемой на искривленном участке скважины, с уче¬том кривизны скважины, диаметра, марки, класса и веса трубы, а также продольного растяжения трубы.
D
Зазор между делительной линией и впадиной
профиля резьбы (Dedendum): Расстояние между делительной линией и впадиной резьбы.
Контроль размеров 1 (Dimensional 1): Метод инспекции по стандарту DS-1, применяемый к соедине¬ниям обычной бурильной трубы.
Контроль размеров 1 включает измерение или контроль предельным калибром наружного диаметра муфты, внутреннего диаметра ниппеля, ширины буртика и места установки ключа.
Контроль размеров 2 (Dimensional 2): Метод инспекции по стандарту DS-1 (с более жесткими критериями по сравнению с Контролем размеров 1), применяемый к соединениям обычной бурильной трубы. Помимо измерений, предусмотренных
Контролем размеров 1, Контроль размеров 2 включает измерение или контроль предельным калибром глубины расточки, расточки муфты, длины плоской поверхности ниппеля и диаметра фаски.
Контроль размеров 3 (Dimensional 3): Метод инспекции по стандарту DS-1, применяемый к соединениям тяжелых бурильных труб и других компонентов
КНБК.
Контроль размеров
3 включает измерение наружного диаметра муфты, внутреннего диаметра ниппеля, шага резьбы ниппеля, диаметра расточки, диаметра и ширины разгрузочной канавки ниппеля, диаметра расточки муфты, длины резьбы ниппеля, а также диаметра центральной высадки тяжелых бурильных труб.

373
Механизм отказа (Failure Mechanism): Название последовательности условий и событий, приводящих к выходу компонента из строя
(пример: усталость).
Усталость
(Fatigue):
Прогрессирующее локализованное постоянное разрушение конструкции, которое возникает в случаях, когда материал подвергается воздействию повторяющихся, изменчивых циклов напряжения. Поскольку усталостное разрушение аккумулируется в одной точке, может образоваться усталостная трещина или несколько трещин.
При продолжающемся воздействии циклов напряжения эти трещины могут увеличиваться до тех пор, пока не произойдет отказ оборудования.
В компонентах бурильной колонны циклы напряжения возникают при изгибе или деформации компонента и дальнейшем вращении.
Такие напряжения могут также быть результатом вибраций.
Усталостная трещина (Fatigue Crack): Трещина, образующаяся в результате усталости материала.
Пригодность к использованию по назначению
(Fitness for Purpose): Принцип ужесточения или ослабления условных критериев приемки, предусмотренных настоящим стандартом, в случаях, когда такие действия обеспечивают снижение риска или безопасное сокращение издержек.
Ковка/поковка:
(действие)
(Forging):
Пластическое деформирование металла в нужные формы с помощью сжимающей силы,
(существительное)
Металлическая деталь определенной формы, полученная методом ковки.
Ультразвуковой контроль по всей длине (Full
Length
Ultrasonic
Inspection
(WT/TL/Obl)):
Метод инспекции по стандарту DS-1, включающий контроль тел бурильных труб по всей длине посредством ультразвукового сканирования.
Заказчик может выбрать, какие типы сканирования использовать: Метод WT (англ. Wall Thickness) предусматривает сканирование с помощью волн сжатия для измерения минимальной толщины стенки; Метод TL (англ. Transverse & Longitudi- nal) предусматривает сканирование с помощью поперечных и продольных сдвиговых волн для обнаружения дефектов в этих направлениях, а Метод Obl (англ. Oblique) предусматривает сканирование с помощью косоугольных сдвиговых волн для обнаружения дефектов в этих направлениях.
G
Задирание
(Galling):
Незапланированный переход металла с одной поверхности на другую во время скольжения поверхностей при сжатии. Задирание иногда является проблемой в резьбовых упорных соединениях. Оптимальным способом противозадирной обработки является нанесение фосфатного покрытия на одну или обе поверхности.
H
Термические трещины (Heat Checks): Неглубокие трещины на наружной поверхности бурильных замков. Эти трещины обычно возникают в условиях эксплуатации трубы при высоких боковых нагрузках. Как правило, они являются продольными и сами по себе не причиняют вреда, но могут привести к разрушениям, например, растрескиванию муфты.
Колонна для спуска тяжелого типа (Heavy Duty
Landing String (HDLS)): См. пункт 2.5.6.
Тяжелая бурильная труба (HeavyWeight Drill
Pipe (HWDP)): Группа труб, которые по весу отличаются от обычных и утяжеленных бурильных труб. Для таких труб характерны отсутствие внутренней высадки и наличие внешней высадки приблизительно в центральной части трубы.
I
Информация
(Information):
Данные, представленные в настоящем стандарте для удобства пользователей. Предъявление каких-либо требований или предоставление рекомендаций не предполагается.
Инспекция (Inspection): В соответствии с
DS-1 проверка бывшего в эксплуатации ком- понента бурильной колонны, чтобы убедиться в отсутствии износа или повреждений, выходящих за рамки предельных значений, предусмотренных критериями приемки.
Метод инспекции (Inspection MethDнар.): Один из нескольких процессов инспекции, описанных в данном стандарте. Один метод, как правило, служит для оценки одного или максимум нескольких показателей.
Процедура инспекции (Inspection Procedure):
Поэтапные требования и меры по контролю качества при применении определенного метода инспекции.
Программа инспекции (Inspection Program): Один или несколько мето¬дов инспекции, применяемых для оценки годности компонентов бурильной колонны к эксплуатации, а также критерии, в соответствии с которыми оценивается годность компонентов к эксплуатации.
Цельная укороченная труба (Integral Pup Joint):
Укороченная труба, изготовленная из цельного прутка и обычно подвергающееся термообработке в соответствии с технические требованиями к утяжеленной бурильной трубе или бурильному замку.
ISO:
Международная организация по стандартизации.
J
Секция/соединение (Joint): 1) Длина трубы. 2)
Соединительная часть.
K
Ведущая
труба
(Kelly):
Стальная труба квадратного или шестигранного профиля, соединяющая вертлюг с бурильной трубой.
Ведущая труба приводится в действие ротором для передачи крутящего момента бурильной трубе.