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

374
L
Последний, находящийся в зацеплении виток
резьбы (Last Engaged Thread): Последний виток резьбы ниппеля, находящийся в зацеплении с резьбой муфты, или последний виток резьбы муфты, находящийся в зацеплении с резьбой ниппеля.
Капиллярная дефектоскопия соединений (Liq-
uid Penetrant Соединение Inspection): Метод инспекции по стандарту DS-1, предусматривающий использование проникающей жидкости для выявления усталостных трещин на соединениях немагнитных компонентов.
M
Свинчивание (Makeup): Процесс свинчивания соединения.
Магнитопорошковая дефектоскопия участков,
зажимаемых клиньями/высадок (MPI Slip/Up-
set Inspection): Метод инспекции по стандарту
DS-1, предусматривающий использование магнитопорошковой дефектоскопии (МПД) для проверки участков, зажимаемых клиньями, и высадок на обычных и тяжелых бурильных трубах.
N
NIST: Национальный институт стандартов и технологий.
Неконтролируемое положение (Non-AudiТаблица
Statement): См. «Контролируемое положение».
Обычная бурильная труба (Normal Weight Drill
Pipe (NWDP)): Бурильная труба любого размера и веса, которая указана в Таблице 3.18.1 настоящего
Стандарта.
Нормализованный и отпущенный (Normalized and
Tempered): Термин, используемый для описания термообработанного материала, который сначала подвергся нормализации, а затем отпуску.
Нормализация
(Normalizing):
Повышение прочности железного сплава путем его нагревания до температуры аустенизации и дальнейшего медленного охлаждения.
О
Проверка
наружного
диаметра трубы (Dнар.
Gage
Tube
Inspec-
tion): Метод инспекции по стандарту
DS-1, используемый для измерения наружного диаметра обычной бурильной трубы для выявления изменений диаметра, не отвечающих допустимым критериям приемки.
Трубы нефтяного сортамента (Oil Country Tubu-
lar GoDнар.s (OCTG)): Термин, используемый для определения обширной группы труб, которые эксплуатируются в скважине. Используется для установления различия между обсадными и насосно-компрессорными трубами и трубами, эксплуатируемыми на поверхности, например, линейными трубами. Однако этот термин не используется в отношении некоторых скважинных труб, например, тяжелых и утяжеленных бурильных труб.
Р
Ниппельный
конец
(Ниппель
End):
Часть резьбового соединения с наружной резьбой.
Укороченная утяжеленная бурильная труба
(Pony Collar): Короткая утяжеленная бурильная труба, часто составляющая от 1/3 до 1/2 длины стандартной утяжеленной бурильной трубы.
Класс
премиум
(Класс
премиум):
Набор критериев приемки для обычных бурильных труб, установленных в соответствии с API RP7G-
2, Практические рекомендации по контролю и классификации использованных компонентов бурильной колонны. DS-1 требует наличия тех же показателей для бурильных труб «Класса премиум», что и API RP7G-2, но при этом рассматривает большее количество пока¬зателей для резьбовых упорных соединений на этих трубах, чем API RP7G-2.
Класс премиум с пониженным показателем
TSR
(Класс
премиум,
Reduced
TSR):
Класс использованных бурильных труб, которые полностью отвечают требованиям, предусмотренным для класса премиум, за исключением диаметров бурильных замков. В целях признания данного класса и обеспечения контроля над общепринятой практикой использования определенных сочетаний труб/
бурильных замков, обеспечивающих лучший зазор для проведения ловильных работ по сравнению с Классом премиум, критериями приемки для данного класса предусматривается меньший диаметр бурильных замков. Класс премиум с пониженным показателем TSR не признается в стандартах API.
Укороченная труба: Короткая секция бурильной трубы, обычно используемая в верхней части колонны при подгонке по длине или для облегчения работы с короткими инструментами.
Q
Улучшенный закалкой и отпуском (Quenched
and Tempered (Q&T)): Термин, используемый для описания термообработанного материала, который сначала подвергся закалке, а затем отпуску.
Данный метод предпочтителен для термической обработки большинства железных компонентов бурильной колонны.
Закалка (Quenching): Повышение прочности железного сплава путем его нагревания до температуры аустенизации и резкого охлаждения для полного или частичного преобразования аустенита в мартенсит.
R
Диапазон
(Range):
Классификация труб
Устройство для измерения
наружного диаметра труб

375
нефтяного сортамента API по длине.
Рекомендованная мера (Recommended Ac-
tion):
Мера, рекомендованная настоящим стандартом на основании предполагаемых условий, которые не будут применяться в каждом случае. Рекомендованные меры предлагаются исключительно для удобства пользователей стандарта.
Перед выполнением каких-либо рекомендаций, предусмотренных настоящим стандартом, пользователи должны учесть местные условия и затем скорректировать рекомендованные меры, если того требует инженерная оценка.
Перешлифовка
(Re-
facing):
Проводимый в полевых условиях ремонт повреждений уплотнения на резьбовом упорном соединении путем стачивания или срезания поверхности уплотнения. В результате перешлифовки меняется средний диаметр ниппеля и муфты, что в крайних случаях может привести к разрушению уплотнения. Как правило, по возможности следует избегать перешлифовки.
Отметка перешлифовки (Refacing Benchmark):
Опорная отметка на шейке ниппеля или на расточке муфты резьбового упорного соединения, служащая для указания исходного положения первичного уплотнения буртика.
Отметка позволяет определить объем перешлифовки, которой подверглось соединение.
Эталонная
индикация
(Reference
Indica-
tion): Индикация, которую выдает контрольное устройство для обнаружения дефектов во время сканирования специально разработанного калибровочного эталона с настройкой усиления калибровки.
Неприемлемый
компонент
(RejecТаблица
Component): Компонент бурильной колонны, который не соответствует или выходит за рамки критериев приемки, предусмотренных настоящим стандартом, после прохождения всех или нескольких этапов определенной программы инспекции.
Требуемое
действие
(Required
Action):
Действие, которое должно быть выполнено для обеспечения соответствия настоящему стандарту.
Ответственность за выполнение требуемых действий по настоящему стандарту устанавливается одним пользователем настоящего стандарта над другим пользователем по соглашению сторон.
Резьбовое упорное соединение (Rotary Shoul-
dered Соединение): Резьбовое соединение, используемое на компонентах бурильной колонны и характеризующееся наличием крупной конической резьбы и буртиков свинчивания.
S
Предохранительный переводник (Saver Sub):
Переводник, который устанавливается на дорогостоящие компоненты бурильной колонны.
Предохранительный переводник оснащается повторяющимися переходными контактами, которые защищают резьбу дорогостоящих компонентов от повреждений.
Категория обслуживания (Service Category): См.
«Категория».
Буртик (Shoulder): На резьбовых упорных соединениях детали муфты и ниппеля, резко останавливающие зацепление резьбы при свинчивании соединения. Также называется
«буртиком свинчивания». Однако для расчета момента свинчивания и способности передавать крутящий момент буртик должен быть размещен на расстоянии 3/8 дюйма от этого участка. Это позволяет исключить влияние фаски при рас¬чете данных значений.
Ширина буртика (Shoulder Width): Расстояние от расточки муфты или от шейки ниппеля до наружного диаметра бурильного замка, без учета фаски бурильного замка.
Область клинового захвата (Slip Area): Участок бурильной трубы, обычно расположенный рядом с муфтовым концом, на который устанавливаются клинья при подъеме или спуске трубы в скважину.
Проточка под клиновой захват (Slip Groove):
Канавка, прорезанная в утяжеленной бурильной трубе, в которую устанавливаются клинья.
Контроль проточки под клиновой захват (Slip
Groove Inspection): Метод инспекции по стандарту
DS-1, используемый для определения размеров проточек на утяжеленной бурильной трубе под клиновый захват и про¬верки проточек на наличие дефектов.
Разрушение при растрескивании муфты (Split
Муфта Failure): Вид неисправности бурильной колонны, при котором происходит растрескивании муфты соединения в продольном направлении.
Стабилизатор
(Stabilizer
Standard
Rack):
Компонент КНБК, диаметр корпуса которого примерно равен диаметру утяжеленной бурильной трубы, и имеющий продольные или спиральные лопасти, образующие диаметр большего размера, который зачастую равен или приближается к диаметру скважины.
Инспекция в стандартном объеме (Inspec-
tion): Вышедший из употребления термин, который раньше использовался в инспекционной отрасли для обозначения программы инспекции бурильных труб. Фактическое значение термина не имело общепромышленного определения и варьировалось от компании к компании, а также в различных странах. Категория 3 в соответствии со стандартом DS-1 представляла собой четко определенную программу инспекции, которую комитет спонсоров использовал в качестве замены для понятия, которое ранее обозначалось как «Инспекция в стандартном объеме».
Стандартизация (Standardization): Настройка показаний прибора в соответствии с условной эталонной величиной; проверка на предмет сохранения прибором прежних настроек.

376
Коэффициент
жесткости
(Stiffness
Ratio):
Соотношение момента сопротивления
(Z) компонентов бурильной колонны, расположенных непосредственно под участком изменения диаметра бурильной колонны, и момента сопротивления компонентов, расположенных непосредственно над таким участком.
Коэффициент жесткости рассчитывается с учетом диаметров труб, а не диаметров соединений.
Коррозионное
растрескивание
под
напряжением (Stress Corrosion Cracking (SCC)):
Механизм отказа, воздействующий на некоторые немагнитные материалы. В случае коррозионного растрескивания под напряжением межзеренные границы материала подвергаются резкой анодной коррозии, при этом материал находится под воздействием растягивающего напряжения.
Разгрузочная канавка (Stress Relief Groove):
Канавка, изготовленная механическим способом на ниппеле сое¬динения КНБК для уменьшения напряжения путем удаления неиспользуемых витков резьбы, которые служат местом концентрации напряжений. Разгрузочные канавки могут увеличивать прочность шейки ниппеля на растяжение и кручение, но изготавливаются главным образом для повышения усталостной стойкости соединения.
Переводник
(Sub):
Короткий компонент бурильной колонны.
Растрескивание под действием напряжений
в сульфидсодержащей среде (Sulfide Stress
Cracking (SSC)): Вид отказа бурильной колонны, когда трещины на компоненте бурильной колонны образуются при выделении водорода в ходе химической реакции между сталью и сероводородом.
T
TSR: Коэффициент прочности при кручении.
Отношение прочности при кручении бурильного замка к прочности при кручении трубы.
Отпуск (Tempering): Повторное нагревание закаленного/упрочненного или нормализованного железного сплава до температуры ниже интервала превращений и последующее охлаждение.
Предел прочности на растяжение (Tensile Capac-
ity): В данном стандарте – произведение площади поперечного сечения компонента бурильной колонны и указанного минимального предела текучести такого компонента.
Разрушение при растяжении (Tensile Failure): Вид отказа, при котором применимое к компоненту растяжение превышает значение, равное произведению площади поперечного сечения компонента бурильной колонны и фактического предела текучести такого компонента.
Толстостенная бурильная труба (Толстостенная
бурильная труба (TWDP)): Класс бурильных труб, толщина стенки которых больше, чем у обычных бурильных труб. Часто используется в составе колонн для спуска тяжелого типа.
Впадина резьбы (Thread Root): На соединении – область у основания резьбы. Если представить себе резьбу в качестве проекции над поверхностью, впадина резьбы будет представлена частью поверхности между приле¬гающими витками резьбы.
Допуск
(Tolerance):
Допустимая величина отклонения от номинального или установленного значения.
Бурильный замок (Tool Joint): Тяжелая штанга, один конец которой оснащен муфтой или ниппелем резьбового упорного соединения.
Другой конец соединяется с замком бурильной трубы или тяжелой бурильной трубы. Бурильные замки являются средством соединения бурильных труб и обеспечивают надежную установку ключей.
Прочность при кручении (Torsional Capacity):
Расчетное значение крутящего напряжения, необходимое для начала пластической деформации компонента бурильной колонны, с учетом минимального предела текучести и других фактических или предполагаемых минимальных параметров.
Разрушение при кручении (Torsional Failure): Вид отказа, при котором часть бурильной колонны подвергается пластической деформации, не отвечающей указанным критериям приемки, вследствие применения крутящей нагрузки.
Отслеживание (Traceability): Метод инспекции
DS-1, используемый для критически важного бурового и спускового оборудования с целью обеспечения того, чтобы каждое изделие было однозначно идентифицировано и изготовлено из материалов в соответствии с предварительно определенными спецификациями материалов.
U
Класс ультра (Ultra Class): Критерий приемки, применяемый при инспекции использованных бурильных труб, который является более строгим по сравнению с Классом премиум. Класс ультра разрабатывался главным образом для глубоководного применения.
Компонент,
не
подлежащий
инспекции
(Un-InspecТаблица
Component:
Компонент бурильной колонны, который не может быть принят или забракован по какой-либо причине, обуславливающей ненадежность результатов инспекции. Пример: Труба бурильной колонны, имеющая такое количество углублений, что помехи, возникающие при электромагнитном контроле, превышают установленные данным стандартом предельные значения.
Ультразвуковой
контроль
соединений
(UT
Соединение Inspection): Метод инспекции по стандарту DS-1 с использованием ультразвукового контроля обычным лучом для выявления усталостных трещин на соединениях.
Ультразвуковой контроль участков, зажимаемых
клиньями/высадок
(UT
Slip/Upset
Inspec-
tion): Метод инспекции по стандарту DS-1 с использованием ультразвукового контроля сдвиговыми волнами для выявления усталостных трещин на зажимаемых клиньями участках и высадках бурильных труб.
Ультразвуковой контроль толщины стенки (UT
Wall Thickness Inspection): Метод инспекции

377
по стандарту
DS-1 с использованием ультразвукового кон- троля обычным лучом для измерения толщины стенок бурильных труб.
V
Визуальный контроль
соединений
(Visual
Соединение
In-
spection): Метод инспекции по стандарту DS-
1, включающий визуальный осмотр резьбовых упорных соединений.
Визуальный контроль труб (VisualTube In-
spection): Метод инспекции по стандарту DS-
1, включающий визуальный осмотр обычных бурильных труб.
W
Приварная укороченная труба (Welded Pup
Joint):
Укороченная труба, изготовленная аналогично обычной бурильной трубе, бурильные замки которой привариваются к трубе с высадкой.
Y
Предел текучести (Yield Strength): Уровень напряжения, при превышении которого материал переходит от преимущественно упругой деформации к преимущественно пластической деформации.
Z
Z (Момент сопротивления):
4 4
32
OD
ID
z
OD
π


−


=





 

,
где D и d являются большим и меньшим диаметрами, соответственно.
Ультразвуковой
толщиномер

378
ПРИЛОЖЕНИЕ
Формулы для расчета
прочности и проектных
значений
Примечание: Формулы A.1 – A.10 были адаптированы из
Приложения A API RP7G (источник 1).
A.1. Расчеты момента свинчивания
для резьбовых упорных соединений
Рекомендованный момент свинчивания для резьбовых упорных соединений равен значению крутящего момента, необходимого для обеспечения нужного уровня напряжения на более слабом элементе, муфте или ниппеле.
Момент свинчивания рассчитывается по Формуле
A.1:
,
12 2
cosø
t s
R f
SA P
T
R
π


=
+
+




(A.1).
где:
A — Меньшая площадь поперечного сечения ниппеля или муфты (дюймов
2
);
T — Момент свинчивания (футо-фунтов);
S — Нужный уровень напряжения от свинчивания
(см. ниже)
Соедине-ние
Нужное напряжение
(фунтов на кв. дюйм)
Использованные бурильные замки
72 000
Новые бурильные замки
(обкатка)
72 000
Утяжеленные бурильные трубы PAC
62 500
Утяжеленные бурильные трубы H-90 56 200
Другие утяжеленные бурильные трубы
62 500
(
)
2 2
0.25
b c
A
OD
Q
E
π


=
−
−


(A.2)
(
)
2 2
0.25
p
A
C B
ID
π


=
−
−


(A.3)
(
)
2 96
rs tpr
B
H
S
=
−
+
(A.4)
3 96
tpr
E
=
(A.5)
Здесь
H — Высота профиля резьбы (дюймов) (API,
Спец. 7-2);
S
rs
— Притупление резьбы (дюймов) (API, Спец.
7-2);
P — Шаг резьбы (дюймов)
R
t
— Средний радиус резьбы (дюймов)
R
s
— Средний радиус буртика (дюймов)
f — Коэффициент трения (принято значение 0,08)
ø — 1/2 угла профиля резьбы (API, Спец. 7-2)
tpr — Сужение резьбы (дюймов/фут).
Переменные
R
t и
R
s рассчитываются по следующим формулам:
(
)
4
c s
Q
OD
R
+
=
(A.6)
Максимальное значение Rs ограничено значением, полученным при расчете наружного диаметра
(Dнар.), где Ap = Ab.
(
)
0.25 0.625
,
12
t pc tpr
R
C
C
L




=
+
−
−
⋅








(A.7)
где:
Q
c
— Расточка муфты (дюймов);
L
pc
— Длина ниппеля (дюймов);
C — Диаметр делительной окружности в точке замера (дюймов);
Dнар. — Наружный диаметр (дюймов);
ID — Внутренний диаметр (дюймов);
A.2. Коэффициент прочности на
изгиб утяжеленных бурильных труб
Значения коэффициентов прочности на изгиб, приведенные в настоящем стандарте, были определены с использованием следующей формулы:
4 4
4 4
,
B
P
Z
D
b
R
d
BSR
Z
D
R

 

−
−
=
=
÷

 


 

(A.8)
где:
BSR — Коэффициент прочности на изгиб;
Z
B
— Момент сопротивления муфты (дюймов
3
);
Z
P
— Момент сопротивления ниппеля (дюймов
3
);
D — Наружный диаметр муфты (дюймов);
d — Внутренний диаметр ниппеля (дюймов);
b — Диаметр по впадине резьбы муфты на конце ниппеля (дюймов);
R — Диаметр по впадине резьбы ниппеля (дюймов).
Чтобы воспользоваться Формулой A.8, необходимо выполнить следующие расчеты:
(
)
0.5
,
rn
Dedendum f
=
−
(A.9)
где: Dedendum — Зазор между делительной линией и впадиной профиля резьбы;
H — Высота профиля резьбы без притупления
(дюймов) (API, Спец. 7-2);
f rn
= Притупление резьбы (дюймов) (API, Спец. 7-2)
(
)
(
)
0.625 2
,
12
pc tpr L
b C
dedendum


−
=
−
+
⋅






(A10)
где:
C — Диаметр делительной окружности
(дюймов);
tpr — Сужение (дюймов на фут диаметра);
L
pc
— Длина ниппеля (дюймов).
R = C–(2 x dedendum)–(tpr/96)
A.3. Диаметр фаски
Максимальные и минимальные значения диаметров фаски, предусмотренные настоящим стандартом, были определены по следующим формулам:
2
C
S
BD Q
W
=
+
(A.11)

379 1
4 1
1 .
2
C
s
S
C
Q
W
W
Q


=
+
−






(A.12)
(
)
1 24 0.625 24 2
S
pc
C
Y
C
W
T
L
tpr
OD Q
P
f
S Q
C
f
π
π
φ
=
=
−
+
+
−
+


















(A.13)
12 2
cos t
S
R f
SA P
T
R f
π
φ


=
+
+




(A.14)
Соедине-ние
Нужное напряжение
(фунтов на кв. дюйм)
Использованные бурильные замки
72 000
Новые бурильные замки
(обкатка)
60 000
Утяжеленные бурильные трубы PAC
62 500
Утяжеленные бурильные трубы H-90 56 200
Другие утяжеленные бурильные трубы
62 500
Расчет диаметра фаски
S
y
(фунтов
на кв. дюйм)
Мин. диаметр фаски КНБК
100% от MYS
Макс. диаметр фаски КНБК
40% от MYS
Мин. диаметр фаски на толстостенной бурильной трубе
90% от MYS
Макс. диаметр фаски на толстостенной бурильной трубе
75% от MYS
(
)
2 2
0.25
b
C
A
OD
Q
E
π


=
−
−


(A.15)
(
)
2 2
0.25
p
A
C B
ID
π


=
−
−


(A.16)
(
)
2 96
rs tpr
B
H
S
=
−
+
(A.17)
3 96
tpr
E
=
(A.18)
(
)
0.625 2
48
pc t
L
tpr
C
R
−
=
−
(A.19)
(
)
4
c s
Q
OD
R
+
=
(A.20)
Максимальное значение
R
s ограничено значением, полученным при расчете наружного диаметра
(
Dнар.), где A
p
=
A
b
Здесь:
Q
c
— Расточка муфты (дюймов);
P — Шаг резьбы (дюймов);
L
PC
— Длина ниппеля (дюймов);
C — Диаметр делительной окружности в точке замера (дюймов);
tpr — Сужение резьбы (дюймов/фут);
H — Высота профиля резьбы (дюймов) (API, Спец.
7-2);
Srs — Притупление резьбы (дюймов) (API, Спец.
7-2);
0 — Половина угла профиля резьбы (API, Спец.
7-2);
BD — Диаметр фаски (дюймов)n);
W
s
— Ширина уплотнения (дюймов);
T — Момент свинчивания (футо-фунтов);
ID — Внутренний диаметр (дюймов);
Dнар. — Наружный диаметр (дюймов);
S — Уровень напряжения при моменте свинчивания
(фунтов на кв. дюйм);
S
Y
— Необходимое напряжение уплотнения
(фунтов на кв. дюйм);
MYS — Предел текучести материала (фунтов на кв. дюйм);
A — Площадь поперечного сечения на расстоянии
3/4 дюйма от буртика ниппеля или 3/8 дюйма от буртика муфты, в зависимости от того, какое из значений меньше (дюймов
2
)
A
p
— Площадь поперечного сечения ниппеля на расстоянии 3/4 дюйма от буртика;
A
b
— Площадь поперечного сечения муфты на расстоянии 3/8 дюйма от буртика;
f — Коэффициент трения (принято значение 0,08);
R
t
— Средний радиус резьбы (дюймов);
R
s
— Средний радиус буртика (дюймов).
Пример – Метод расчета диаметра фаски КНБК
Соедине-ние
Dвнутр.
ном.
Dнар.
больше
или
равен
Диапазон
диаметров фаски
Мин.
Макс.
6 5/8 FH
2 13/16 8
7 59/64 7 61/64 3
8 1/8 8 3/64 8 5/64 3 1/4 8 1/4 8 11/64 8 13/64 3 1/2 8 3/8 8 12/64 8 21/64 8 1/2 8 12/64 8 29/64 8 5/8 8 12/64 8 37/64 8 3/4 8 12/64 8 42/64 8 7/8 8 12/64 8 42/64 9
8 12/64 8 42/64 9 1/8 8 12/64 8 42/64 9 1/4 8 12/64 8 42/64
— Крутящий момент при свинчивании (MUT) по API, основанный на минимальном внутреннем диаметре ниппеля и максимальном наружном диаметре муфты, используется для расчета минимального диаметра фаски для достижения напряжения уплотнения
100% от предела текучести материала.
— Крутящий момент при свинчивании (MUT) по API, основанный на максимальном внутреннем диаметре ниппеля и минимальном наружном диаметре муфты, используется для расчета максимального диаметра фаски для достижения напряжения уплотнения 40% от предела текучести материала.
— Минимальный диаметр фаски, рассчитанный на основе напряжения уплотнения 100% от MYS, не меньше максимального диаметра фаски минус
1/32 дюйма. Таким образом, минимальный диаметр