Дефектоскопия бурильных труб периодичность

Обновлено: 07.07.2024

Дефектоскопия труб

Дефектоскопия труб - одна из подкатегорий неразрушающего ультразвукового контроля, наряду с дефектоскопией основного металла и швов. Данный метод дефектоскопии - один из самых востребованных услуг для контроля нефте- и газопроводов во многих отраслях промышленности: химической, нефтегазовой, топливной, электроэнергетической и др.

В процессе длительной эксплуатации, равно как и в производстве, трубопроводы подвергаются внутреннему и внешнему воздействию, в ходе которых могут накапливаться различные дефекты (коррозионные повреждения, усталостные трещины, нарушения целостности металла, неметаллические включения, закаты, плены, раковины и др.). Очень важным является своевременное обнаружение таких дефектов до выхода трубопровода из строя. Еще более важным является возможность проведения диагностики без остановки или вывода системы из эксплуатации. Именно поэтому для дефектоскопии труб используются методы неразрушающего контроля, среди них магнитные (магнитной анизотропии, магнитной памяти металла, магнитной проницаемости), акустические (импульсные ультразвуковые, волн Лэмба, фазовые, акустической эмиссии), электрические и оптические (визуальные — эндоскопические, лазерные, голографические).

Такие методы применяются для выявления различных дефектов: нарушения герметичности, контроля напряженного состояния, контроля качества и состояния сварных соединений, контроля протечек и других параметров, ответственных за эксплуатационную надежность трубопроводов.

Среди методик проведения дефектоскопии трубопроводов можно выделить толщинометрию тела трубы и ультразвуковое исследование тела и концов трубы для выявления дефектов продольной и поперечной ориентации.

Ультразвуковая диагностика (УЗД) - наиболее эффективный метод, который превосходит по достоверности полученных результатов рентгенодефектоскопию, гамма-дефектоскопию и радиодефектоскопию.

Ультразвуковая дефектоскопия труб

В дефектоскопах, используемых для ультразвуковой дефектоскопии труб, применяется метод, основанный на акустическом эхо-импульсном зондировании стенки трубопровода с использованием ультразвуковых иммерсионных преобразователей совмещенного типа с перпендикулярным (толщиномер) и наклонным (детектор трещин) вводом луча в стенку трубопровода. Зачастую для контроля труб используют ультразвуковые сканирующие системы - они позволяют существенно уменьшить время контроля при сохранении достоверности и качества.

Физическая природа УЗД - свойство волн отражаться от несплошностей. Действие приборов ультразвукового контроля основано на отправке ультразвуковых импульсов и регистрации отраженных акустических эхо-сигналов или ослабленных сигналов (в случае нахождения приемника сигналов в акустической тени, созданной дефектом). Отправка ультразвуковых импульсов и прием ультразвуковых сигналов производится пьезоэлементами (пьезоэлектрическими преобразователями), преобразующими переменное электрическое поле в акустическое поле и наоборот.

Особенности контроля сварных швов труб разного диаметра

Трубы Ø от 28 до 100 мм.

Отличительной особенностью сварных швов труб Ø от 28 до 100 мм с Н от 3 до 7 мм является возникновение провисаний внутри трубы. Это становится причиной появления на экране дефектоскопа ложных эхо-сигналов от них во время контроля прямым лучом, которые совпадают по времени с эхо-сигналами, отраженными от надкорневых дефектов, найденных однократно отраженным лучом. В связи с тем, что эффективная ширина пучка сопоставима с толщиной стенки трубы, то отражатель крайне сложно идентифицировать по местонахождению искателя относительно валика усиления. В центре шва также имеется неконтролируемая зона по причине большой ширины валика шва. Все это является причиной низкой вероятности (10-12%) выявления недопустимых объемных дефектов, хотя недопустимые плоскостные дефекты обнаруживаются намного лучше (

85 %). Основные характеристики провисания — глубина, ширина и угол смыкания с поверхностью объекта — являются случайными величинами для этого типоразмера труб; средние значения равны соответственно 2,7 мм; 6,5 мм и 56°30'.

Трубы Ø от 108 до 920 мм.

Трубы Ø от 108 до 920 мм с Н от 4 до 25 мм также соединяют односторонней сваркой без обратной подварки. До недавнего времени контроль данных соединений выполняли с помощью совмещенных ПЭП по методике, составленной для труб Ø от 28 до 100 мм. Но для такой методики контроля требуется наличие довольно большой зоны совпадений (зоны неопределенности). Это значительно снижает точность оценки качества соединения. Помимо того, совмещенные ПЭП характеризуются высоким уровнем реверберационных шумов, которые затрудняют расшифровку сигналов, а также неравномерностью чувствительности, которую не всегда могут компенсировать доступные средства. Использование хордовых раздельно-совмещенных ПЭП с целью контроля этого типоразмера сварных соединений нецелесообразно, поскольку по причине ограниченности величин углов ввода ультразвуковых колебаний с поверхности сварного соединения габариты преобразователей существенно увеличиваются, становится большей и площадь акустического контакта.

Трубы Ø от 1020 до 1420 мм

Трубы Ø от 108 до 920 мм с Н от 4 до 25 мм также соединяют односторонней сваркой без обратной подварки. До недавнего времени контроль данных соединений выполняли с помощью совмещенных ПЭП по методике, составленной для труб Ø от 28 до 100 мм. Но для такой методики контроля требуется наличие довольно большой зоны совпадений (зоны неопределенности). Это значительно снижает точность оценки качества соединения. Помимо того, совмещенные ПЭП характеризуются высоким уровнем реверберационных шумов, которые затрудняют расшифровку сигналов, а также неравномерностью чувствительности, которую не всегда могут компенсировать доступные средства. Использование хордовых раздельно-совмещенных ПЭП с целью контроля этого типоразмера сварных соединений нецелесообразно, поскольку по причине ограниченности величин углов ввода ультразвуковых колебаний с поверхности сварного соединения габариты преобразователей существенно увеличиваются, становится большей и площадь акустического контакта.

Дефектоскопия бурильных труб

Самые уязвимые места бурильной колонны - места соединения труб с замками (сварными и резьбовыми). Контроль мест соединения труб с замками является приоритетным при дефектоскопии бурильных труб. Данные разрушения представляют собой трещины и образуются чаще всего вследствие возникновения усталости металла. Кроме этого, различные дефекты (раковины, закалочные трещины, плены, закаты, нарушения сплошности металла, неметаллические включения, усталостные трещины и т.д.) могут быть обнаружены и в теле труб.

В случаях дефектоскопии бурильных труб могут быть 2 сценария - когда контроль осуществляется сразу с восстановлением труб (осмотр, актирование дефектов, оценка возможности восстановления, собственно восстановление), так и просто контроль и дальнейшее принятие решения о возможности или невозможности дальнейшей эксплуатации по результатам контроля.

Дефектоскопия бурильных труб периодичность

СПЕЦИАЛЬНОЕ ПРОЕКТНОЕ КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ БЮРО НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО МАШИНОСТРОЕНИЯ

МЕТОДИКА
ПРОВЕДЕНИЯ HEРАЗРУШАЮЩЕГО УЛЬТРАЗВУКОВОГО КОНТРОЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ ЛБТ

Госгортехнадзор России письмо N 10-13/46 от 19.07.99 г.

Директор Т.Х.Галимов 28.08.98

Зам. директора Ф.А. Гирфанов

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Характерным видом поломок бурильных труб являются поломки по высаженной части. Резьбозамковые легкосплавные бурильные трубы (далее ЛБТ) обычно ломаются по первому полному витку трубной резьбы, находящемуся в сопряжении с бурильным замком, в перпендикулярном направлении к оси трубы.

1.2 Разрушению данного элемента трубы способствуют максимальные нагрузки в сочетании с концентрацией напряжений во впадинах резьбы и в переходной части.

1.3 Настоящая "Методика проведения неразрушающего контроля бурильных труб ЛБТ" распространяется на контроль методом ультразвуковой дефектоскопии концов ЛБТ с внутренними концевыми утолщениями.

1.4 Методика предусматривает выявление поперечно ориентированных дефектов - преимущественно усталостных трещин и объемных несплошностей металла в высаженных концах труб, в том числе на участках трубной резьбы.

1.5 Дефектация концов ЛБТ, в том числе резьбовых участков, производится при очередном ремонте труб на трубной базе. В случае необходимости, например при авариях, связанных со сломом труб по высаженным концам, может быть проведена дефектоскопия концов ЛБТ на буровой при подъеме бурильной колонны.

1.6 Периодичность проведения дефектоскопии резьб и высаженных концов ЛБТ составляет:

при турбинном бурении через 6 месяцев;

при роторном бурении через 3 месяца.

2 АППАРАТУРА

2.1 Для визуального контроля применяются оптические приборы с увеличением до 10, например, ЛИП-3-10, ЛТ-1-4 ГОСТ 25706-83.

2.2 Для контроля линейных размеров применяются:

2.3 Для НК акустическим (ультразвуковым) методом применяют в условиях лабораторий НК базы дефектоскопы УД2-12, УД-13П, УДИ-1-70; в условиях буровой контроль проводят с помощью передвижных дефектоскопических установок ПКДЛ или ПДУ-1М.

2.4 Сроки и объемы проверки аппаратуры, порядок работы с аппаратурой приводится в технических описаниях и инструкциях по эксплуатации приборов и комплектующих их устройств.

2.5 Для НК резьб и высаженной части концов ЛБТ ультразвуковым методом применяют прямой преобразователь на частоту 2,5 МГц, входящий в комплект дефектоскопов.

2.6 Настройку ультразвукового дефектоскопа производят с применением испытательных образцов. Испытательные образцы изготовляют из высаженных внутрь концов ЛБТ того типоразмера, который подлежит контролю. Каждый образец должен иметь два искусственных дефекта - риски прямоугольного профиля во впадинах резьбы глубиной 5±0,12 мм (рисунок 1). Риски наносят дисковой фрезой, диаметром 63 мм предварительно проконтролировав перпендикулярность оси испытательного образца плоскости фрезы.

Сечение А-А выполнено по четвертой от торца впадине резьбы;

сечение Б-Б выполнено по второй от конца сбега впадине резьбы

Рисунок 1 - Испытательный образец для ультразвукового контроля резьб высаженных концов ЛБТ

2.7 Каждый испытательный образец должен иметь маркировку. Маркировка наносится ударным способом и содержит:

порядковый номер образца;

3 ПОДГОТОВКА К КОНТРОЛЮ

3.1 НК проводит специально обученный персонал, имеющий удостоверение установленного образца, имеющие лицензию Госгортехнадзора России.

3.2 Трубы, подвергаемые НК, должны быть очищены от грязи, масел, ржавчины, отслаивающейся окалины металлической щеткой, протерты ветошью.

3.3 Торцевые поверхности контролируемых ЛБТ должны быть гладкими, без заусенцев и задиров. Заусенцы и задиры необходимо удалить напильником. При зачистке упорного торца муфтового конца необходимо соблюдать особую осторожность, чтобы не повредить поверхность упорного торца и не нарушить тем самым герметичность замкового соединения.

3.4 Подготовку аппаратуры для ультразвукового контроля, развертывание передвижной установки при контроле на буровой, предварительную настройку дефектоскопов производят в соответствии с инструкциями по их эксплуатации.

3.5 Ультразвуковой контроль можно проводить при температуре окружающего воздуха от +5 до +40 °С, температура труб должна быть такой же, при несоблюдении этих условий снижается чувствительность метода.

3.6 Для обеспечения акустического контакта между искателем и трубой подготовленную поверхность перед контролем тщательно протирают ветошью, а затем на нее наносят слой контактной жидкости.

3.7 Контактная жидкость для ультразвуковой дефектоскопии

3.7.1 Для получения надежного акустического контакта преобразователь-контролируемое изделие следует применять различные по вязкости масла.

3.7.2 Выбор масла по вязкости зависит от чистоты контролируемой поверхности и температуры окружающей среды. Чем грубее поверхность и выше температура, тем более вязкие масла следует применять в качестве контактной жидкости.

3.7.3 Наиболее подходящей контактной жидкостью в летний период для труб являются масла типа МС-20 ГОСТ 21743-76, АК-15 ГОСТ 10541-78, солидол ГОСТ 1033-79.

3.7.4 В качестве контактной жидкости рекомендуется также использовать жидкость следующего состава (А.С. 1298652):

Дефектоскопия бурильных труб периодичность

ГОСТ 33006.2-2014
(ISO 10407-2:2008)

Нефтяная и газовая промышленность

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ РОТОРНОГО БУРЕНИЯ

Контроль и классификация применяемых элементов бурового инструмента. Общие технические требования и методы контроля

Petroleum and natural gas industries. Rotary drilling equipment. Part 2. Inspection and classification of used drill stem elements. General technical requirements and control methods

Дата введения 2016-01-01

Предисловие

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 "Межгосударственная система стандартизации. Основные положения" и ГОСТ 1.2-2009 "Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, применения, обновления и отмены"

Сведения о стандарте

1 ПОДГОТОВЛЕН Обществом с ограниченной ответственностью "ТЕХНОНЕФТЕГАЗ" (ООО "ТЕХНОНЕФТЕГАЗ") на основе собственного аутентичного перевода на русский язык стандарта, указанного в пункте 5

2 ВНЕСЕН Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК 523 "Нефтяная и газовая промышленность"

3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 5 декабря 2014 г. N 46)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97

Сокращенное наименование национального органа по стандартизации

5 Настоящий стандарт модифицирован по отношению к международному стандарту ISO 10407-2:2008*, Cor.1:2009 Petroleum and natural gas industries - Rotary drilling equipment - Part 2: Inspection and classification of used drill stem elements (Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для роторного бурения. Часть 2. Контроль и классификация применяемых элементов бурового инструмента) с технической поправкой 1, выделенной в тексте жирной вертикальной чертой. Дополнительные положения и требования, а также сноски, включенные в текст настоящего стандарта для учета потребностей национальной экономики и особенностей российской национальной стандартизации, выделены курсивом**.

* Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым в тексте, можно получить, обратившись в Службу поддержки пользователей.

** В оригинале обозначения и номера стандартов и нормативных документов в разделе "Предисловие" и приложении ДА приводятся обычным шрифтом, остальные по тексту документа выделены курсивом. - Примечание изготовителя базы данных.

Международный стандарт разработан техническим комитетом по стандартизации ISO/TC 67 "Материалы, оборудование и морские сооружения для нефтяной, нефтехимической и газовой промышленности", подкомитетом SC 4 "Буровое и добывающее оборудование".

Перевод с английского языка (en).

Официальные экземпляры европейского регионального стандарта, на основе которого подготовлен настоящий межгосударственный стандарт, имеются в ФГУП "Стандартинформ".

Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования европейского регионального стандарта в связи с неточностью перевода.

Сведения о соответствии межгосударственных стандартов ссылочным международным стандартам приведены в дополнительном приложении ДА.

Степень соответствия - модифицированная (MOD)

6 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном информационном указателе "Национальные стандарты" (по состоянию на 1 января текущего года), а текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает требования по контролю для каждого уровня проверок (таблицы В.1-В.15) и процедуры для контроля и испытаний элементов бурильной колонны, бывших в эксплуатации. В соответствии с настоящим стандартом бурильная колонна включает следующие элементы: тело бурильной трубы, резьбовое упорное соединение, утяжеленную и толстостенную бурильные трубы, переводники бурильной колонны. Кроме приведенных выше элементов в компоновку низа бурильной колонны (КНБК) могут включаться калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, промежуточные опоры для УБТ, обратные клапаны, фильтры, шламометаллоуловители, амортизаторы, протекторные кольца, средства наклонно-направленного бурения, керноприемные устройства и другое специальное оборудование.

Настоящий стандарт содержит рекомендации для практических процедур и стандартных технологий, применяемых при проверках.

Практические процедуры, содержащиеся в настоящем стандарте, являются рекомендованными для проверок и/или диагностических испытаний, и их не следует трактовать как обязательные к применению со стороны организаций или владельцев, или они могут являться дополнением к другим методикам, расширяя существующие методы.

Настоящий стандарт содержит требования к квалификации персонала, проводящего проверки, методам для проведения проверок и калибровке оборудования, а также методики поверок. В проекте также приведена процедура для оценки дефектов и маркировки проверенных элементов колонны бурильных труб.

Настоящий стандарт содержит требования к изготовителям оригинального оборудования с минимально необходимой информацией для проверок оборудования, перечисленного в приложении А.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использована нормативная ссылка на следующий межгосударственный стандарт:

ГОСТ ISO 9000-2011 Системы менеджмента качества. Основные положения и словарь

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

Для целей настоящего стандарта применяются термины и определения, приведенные в ГОСТ ISO 9000 (для терминов по системе контроля качества, не приведенных ниже).

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 армирование/наплавка твердым сплавом (hard-banding/hard-facing): Нанесение твердосплавного материала на наружную поверхность замка для уменьшения его износа.

3.2 безмуфтовый резьбовой конец (pin end): Элемент резьбового упорного соединения элемента бурильной колонны с наружной резьбой.

3.3 бесшовная труба (seamless pipe): Трубное изделие из деформируемой стали, изготовленное без сварного шва.

3.4 бурильная колонна (drill stem): Все составляющие элементы между вертлюгом или верхним силовым приводом и корпусом долота, включая буровую штангу. Бурильная колонна состоит из ведущей трубы, тонкостенных стальных бурильных труб и утяжеленных бурильных труб, к нижней части которых присоединяется буровое долото. В зависимости от условий бурения вблизи долота устанавливаются центрирующие, калибрующие, стабилизирующие и расширяющие устройства. Верхняя труба бурильной колонны соединена с вертлюгом, который с помощью крюка, талевого блока и каната подвешен на кронблоке, установленном в верхней части буровой вышки.

3.5 бурильная труба (drill pipe): Тело бурильной трубы с замками, приваренными методом сварки трением (рисунок 1).

3.6 виток резьбы (lead): Часть выступа резьбы, соответствующая одному полному обороту точек винтовой поверхности резьбы относительно оси резьбы.

3.7 ведущая, или рабочая труба (kelly): Толстостенная стальная труба, имеющая в сечении квадратную или шестигранную форму.

3.8 верхний шаровой клапан ведущей штанги (upper kelly cock): Клапан, находящийся непосредственно на ведущей трубе, который может быть закрыт для герметизации трубного пространства колонны бурильных труб.

3.9 владелец (owner): Физическое лицо, юридическое лицо или организация, обладающие правом собственности на оборудование.

3.10 вмятина (gall): Дефект поверхности в виде произвольно расположенных углублений различной формы, образовавшихся вследствие повреждения и ударов поверхности при транспортировке, правке, складировании и других операциях.

3.11 внутренняя резьба (box thread): Внутренняя резьба резьбового упорного соединения.

3.12 высаженный конец трубы (upset): Кованый конец бурильной трубы, используемый для повышения толщины стенки.

Примечание - Это участок на конце тела трубы с увеличенной толщиной стенки и наружным и/или внутренним диаметрами, отличающимися от диаметра тела трубы, полученный способом горячего прессования. Высадка может быть наружной (наружный диаметр высадки больше наружного диаметра тела трубы), внутренней (внутренний диаметр высадки меньше внутреннего диаметра тела трубы) или комбинированной (наружный диаметр высадки больше, а внутренний меньше соответствующих диаметров тела трубы).

3.13 гибкая лента (pi tape): Гибкая стальная лента для измерения наружного диаметра трубы.

3.14 диаметр фаски замка (bevel diameter): Наружный диаметр упорных уплотнительных поверхностей (торца муфты и уступа ниппеля) резьбового упорного соединения замка.

3.15 допуск (tolerance): Поле, ограниченное наибольшим и наименьшим предельными размерами и определяемое величиной допуска и его положением относительно номинального размера.

3.16 заводская маркировка на трубе (mill slot): Отшлифованная поверхность на наружном диаметре замка бурильной трубы для обозначения марки материала, массы и серийного номер*.

* Текст документа соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.

3.17 зажимаемый роторными клиньями участок трубы (slip area): Часть тела трубы, на которой видно, что при подъеме и спуске бурильного инструмента клиновой захват неоднократно зажимается в одном и том же месте (рисунок 4).

Примечание - В верхнем конце зажимаемый роторными клиньями участок трубы, как правило, находится приблизительно на расстоянии 560 мм (22 дюйма) от заплечика муфты соединения труб под трубным элеватором и с этой отметки продолжается на расстояние примерно в 660 мм (26 дюймов) в сторону безмуфтового резьбового конца. Его местонахождение может меняться в зависимости от применяемого оборудования для спуско-подъемных операций и типа буровой установки. Он не включает временный зажим клиновой плашки в других участках в результате ловильных работ, тестирования в бурильной колонне и аналогичных операций.

3.18 зазубрина (dent): Изменение контура поверхности, вызванное механическим воздействием, не сопровождающееся сильными дефектами металла.

3.19 заточка (grind, noun): Место, где металл был снят с помощью точильного колеса в процессе оценки или устранения дефекта.

3.20 измерение (measure): Определение величины размера и указание ее в рабочем журнале.

3.21 индикатор типа A (A-scan): Дисплей ультразвукового прибора, на котором расстояние отображается на горизонтальной оси, сила сигнала - на вертикальной оси.

3.22 калибровка (calibration): Совокупность операций, устанавливающих соотношение между значением величины, полученным с помощью данного средства измерений, и соответствующим значением величины, определенным с помощью эталона, с целью определения действительных метрологических характеристик этого средства измерений.

3.23 класс 2 (class 2): Второй класс в иерархии классификации эксплуатации бурильных труб, бывших в употреблении, не соответствующих требованиям премиум-класса.

3.24 класс 3 (class 3): Третий класс в иерархии классификации эксплуатации бурильных труб, бывших в употреблении, не соответствующих требованиям класса 2.

3.25 код массы трубы на единицу длины (weight code): Безразмерное условное обозначение массы единицы длины тел бурильных труб. Код массы используют при оформлении заказов на бурильные трубы, а также при их маркировке.

3.26 колонна бурильных труб (drill string): Соединение нескольких секций или звеньев бурильной трубы с бурильными замками.

3.27 контроль/осмотр (inspection): Процесс замера, осмотра, шаблонирования, проверки или другие способы подтверждения соответствия изделия установленным требованиям.

3.28 коррозия (corrosion): Изменения или разрушения материала под влиянием среды.

3.29 коэффициент прочности на изгиб (КПИ) [bending-strength ratio (BSR)]: Отношение момента сопротивления внутренней резьбы и наружной резьбы на последнем витке.

3.30 критическая область (critical area): Зона от основания упорного заплечика бурильного замка до поверхности, удаленной на 660 мм (26 дюймов), или у окончания вмятин от клиньев, в зависимости от того, что находится на большем расстоянии (рисунок 4).

Дефектоскопия бурильных труб

Как известно, бурение скважины – процесс достаточно сложный, который требует внимания и известной доли ответственности. Однако помимо самого процесса бурения очень важным фактором, определяющим долговечность скважины, является качество бурового оборудования и инструмента. В частности – бурильных труб.

дефектоскопия бурильных труб

При бурении скважины существует риск того, что составные части бурильной колонны выйдут из строя. Именно поэтому существует необходимость проведения таких мероприятий как дефектоскопия бурильных труб.

Нарушение целостности, полное или частичное разрушение бурильных труб связаны, прежде всего, с факторами усталости материала. Постоянное воздействие качественно разных нагрузок на бурильную колонну провоцирует появление трещин. Со временем от тех же нагрузок трещины становятся все больше, а, значит, и последствия этого становятся все значительнее.

Наиболее уязвимыми местами в бурильной колонне являются места, где бурильные трубы сочленяются – как правило, это сварные или резьбовые соединения, укрепленные специальными замками. Как в любой системе, места сочленения элементов подвергаются наибольшему риску. И буровое оборудование и инструмент – не исключение.

Методы дефектосткопического исследования труб позволяют выявить основные проблемы как в местах сочленения, так и в телах бурильных труб. Кроме обнаружения наличия самой проблемы дефектоскопия бурильных труб может указать на локализацию дефекта. В качестве дефектов можно выделить такие как закалочные трещины, нарушения целостности металла, включения неметаллических компонентов, закаты, плены, раковины, а также трещины, возникшие по причине усталости материала.

Среди методик проведения дефектоскопии бурильных труб можно выделить толщинометрию тела трубы и ультразвуковое исследование тела и концов трубы для выявления дефектов продольной и поперечной ориентации. Для исследования качества поверхности трубы и поиска дефектов на ней также применяется магнитнопопрошковая методика, которая позволяет обнаружить усталостные трещины.

Касаясь вопроса выбора методики проведения дефектоскопии бурильных труб, стоит отметить, что такие исследования должны проводиться комплексно. Для эффективного выявления проблем нельзя ограничиваться выбором лишь одного метода исследования – то, что может выявить один метод, может быть пропущено при использовании другого. Основанием для выбора определенной методики служат как характер возможных повреждений, так и наличие самой возможности проведения дефектоскопии, а также материалы, формы и размеры исследуемых элементов, состояние поверхностей и многое другое.

Современные методики дефектоскопии бурильных труб позволяют произвести проверку новых труб непосредственно на месте производства, а также осуществить профилактическое исследование уже эксплуатировавшихся бурильных труб (как на участках трубно-инструментальных баз, так и непосредственно на буровом участке в процессе спуско-подъемных операций).

Вихретоковая дефектоскопия резьбы бурильных труб

При проведении буровых работ наибольшую нагрузку в бурильной колонне испытывают резьбовые соединения, которые должны обеспечивать надежное примыкание и соединение труб между собой. Вследствие такого воздействия резьба бурильной трубы подвержена высокому риску возникновения дефектов и, как следствие, возможному разрушению. К сожалению, визуальный осмотр не всегда позволяет корректно оценить состояние оборудования, поскольку множество дефектов невозможно заметить невооруженным взглядом.

На помощь специалистам в вопросе дефектоскопии бурильных труб приходит ряд методов неразрушающего контроля. В их числе – ультразвуковые и магнитопорошковые исследования состояния резьбовых соединений. Несмотря на широкое распространение этих методов, к сожалению, они не позволяют выявлять трещины более 3 и 5 мм соответственно. Такой показатель нельзя назвать достаточным, ведь наличие трещин такой величины уже может повлечь негативные последствия. При использовании магнитолюминесцентной суспензии в магнитопорошковой методике исследования существует возможность обнаружить дефекты глубиной от 0,1 мм, что является гораздо более приемлемым показателем. Но, к сожалению, трудозатратность такого способа контроля не позволяет использовать его для дефектоскопии всего арсенала бурильных труб.

Одним из наиболее перспективных методов неразрушающего контроля состояния резьбы бурильной трубы является вихретоковая дефектоскопия. Данный метод исследования основывается на анализе взаимодействия электромагнитного поля вихретокового преобразователя с электромагнитным полем вихревых токов, наводимых в исследуемом элементе, и может применяться как с ферромагнитными, так и с немагнитными сплавами. Применение вихретоковых преобразователей с тангенциальным возбуждением вихревых токов позволяет также существенно улучшить точность дефектоскопии, поскольку учитывают сложность профиля резьбы и его переменную высоту после сбега.

Поскольку наиболее уязвимым участком резьбового соединения являются именно витки сразу после сбега, отсутствие влияния на показатели вихретокового дефектоскопа высоты и формы профиля позволяет максимально точно определить наличие трещин во впадинах между витками.

Специальное удерживающее приспособление вихретокового дефектоскопа позволяет исключить возможность контакта резьбы с самим устройством, исключив тем самым возможность ее повреждения, но при этом позволяет снять показатели даже на участках, где впадины между витками плотно забиты грязью.

РД 39-2-787-82
Методика дефектоскопии концов бурильных труб

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Методика определяет технологию и порядок проведения неразрушающего контроля концов бурильных труб на буровых и на трубных базах производственных объединений Министерства нефтяной промышленности.

Оглавление

I. Методика ультразвуковой дефектоскопии концов бурильных труб типа ТБВК

1.1 Общие положения

1.3 Настройка аппаратуры

1.4 Проведение контроля

1.5 Оценка качества изделий

II. Методика дефектоскопии замковых резьб элементов бурильной колонны

2.1 Общие положения

2.3 Подготовка к контролю

2.4 Проведение контроля

2.5 Оценка результатов контроля

2.6 Периодичность проверок

Дата введения01.11.1982
Добавлен в базу01.09.2013
Завершение срока действия01.11.1987
Актуализация01.02.2020

Этот документ находится в:

  • Раздел Экология
    • Раздел 75 ДОБЫЧА И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ, ГАЗА И СМЕЖНЫЕ ПРОИЗВОДСТВА
      • Раздел 75.180 Оборудование для нефтяной и газовой промышленности
        • Раздел 75.180.10 Оборудование для разведки, бурения и добычи
        • Раздел Строительство
          • Раздел Нормативные документы
            • Раздел Отраслевые и ведомственные нормативно-методические документы
              • Раздел Проектирование и строительство объектов нефтяной и газовой промышленности

              Организации:

              27.09.1982ПринятМиннефтепром
              28.09.1982УтвержденМинистерство нефтяной промышленности СССР
              РазработанВНИИТнефть
              Нормативные ссылки:
              • РД 39-2-381-80Методика ультразвуковой дефектоскопии зоны сварного шва бурильных труб типа ТБПВ и классификация труб по результатам контроля
              • ГОСТ 5286-75Замки для бурильных труб
              • ГОСТ 631-75Трубы бурильные с высаженными концами и муфты к ним. Технические условия

              Чтобы бесплатно скачать этот документ в формате PDF, поддержите наш сайт и нажмите кнопку:

              Разработана Всесоюзным научно-исследовательским институтом разработки а эксплуатации нефтепромысловых труб.

              Директор института С.М.Данелякц.

              Методикд дефектоскопии концом бурильных труб типа ТБВК состав-ленд Ь.А.Богатыревым, Т.С.ГорбунозоЯ, А«Г,Требиным, методика дефектоскопии замковых резьб элементов бурильной колонны - А.Г.Требиным, В.Ф.Мрдошккнм.

              с начальником Технического управления Мкннефтепрома Ю.Н.БаЯди-коъш 27.СЫ. i982 г.

              с начальником Управления по развитию техники, технологии и организации бурения А,Б.Перовым 26.0ЬЛ962 г.

              Утверждена первым заместителем министра нефтяной промышленности В.И.И]Вревским 2Ь.09.1962 г.

              © Всесоюзный научно-исследовательский институт разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб, 1963.

              2* МЕТОДИКА ДГОНСГОСКОПИИ ЗАШОВЫХ РЕЗЬБ

              адЕмаггов бурильной кононны 2.1. общие ПОЯСНЕНИЯ

              2.1 Л. Настоящая методика распространяется на контроль методами ультразвуковой и магнитопорошсовой дефектоскопии участков замковых резьб элементов бурильной колонны (замков бурильных труб, УБТ, переводников и других элементов) всех типоразмеров, применяемых в нефтяной проишленности.

              2.1.2. При контроле выявляются поперечно ориентированные дефекты» преимущественно усталостные трещины во впадинах замковой резьбы.

              2.1.3. Ультразвуковой метод используют для контроля замковой резьбы УБТ и переводников как в условиях трубной базы, так и на буровой*. Однако ультразвуков»! методом можно проконтролировать УБТ и переводники, у которых ширина торцевой плоскости муфты и ниппеля составляет не менее II мм.

              Магнитопорошковый (магнитолюминесцентный) метод может бить использован для контроля замковых резьб всех типоразмеров, всех элементов бурильной колонны. Однако из-за высокой трудоемкости, необходимости тщательной очистки резьбы этот метод мало пригоден для использования в условиях буровой, Магнитолюминесцвнтный метод целесообразно использовать в особо ответственных случаях, например при бурении сверхглубоких скважин. При этом контроль необходимо проводить в цеховых условиях.

              2.1.4. Методические указания по вопросам поверки испытатель «ос обраацов, оформления результатов контроля, техники безопасности приведены в инструкции "Нер&зрушапций контроль бурильных труб".

              При работе с магкитодшинесцентным порошком "Люмагпор-I” необходимо соблюдать требования безопасности, приведенные в ТУ 6-14-295-77 на этот порошок: помещение, где производится работа о порошком, должно быть оборудовано общеобменной вентиляцией, а места наибольшей запыленности - местной вентиляцией. Необходимо применять также индивидуальные средства защиты - респиратор, защитные очки, резиновые перчатки, спецодежду, соблюдать правила личной гигиены.

              2.1.5. Нормы времени на контроль разрабатываются лабораториями неразрушающего контроля объединений с привлечением специалистов отраслевых нормативно-исследовательских станций и утверждаются руководством объединения.

              2.2.1. Для ультразвукового контроля участков замковых резьб 7БТ и ггареьодкииов применяют дефектоскопы типа ДУК-66» УД-10П, УД-10УА и прямые преобразователи на частоту 5 МГц» входящие в комплект Д^уоКТОСКОПОВ. Контроль в условиях буровой проводят с помощью передвижных дефектоскопических установок ГВДЛ кяи ЦДУ-Ш,

              2*2.2. Настройку ультразвукового дефектоскопа производят с применением ислытателышк образцов. Испытательные образцы изготовляют иэ муфтового и ниппельного концов УНТ типоразмера, подлежащего контрол» 11 . Каждый образец должен иметь два искусственных дефекта - риски прямоугольного профиля во впадинах реаьбы глубиной 5^*^ мм (рнс. 3, 4). Риски наносят дисковой фрезой, предварительно «^контролировав перпендикулярность оси испытательного образца плоскости фрезы.

              2.2.3. Для магнитопорошковой дефектоскопии применяют магнитные

              дефектоскопу, например ЛЦД-70, ЦД50П, а также ультрафиолетовые облучатели, входящие в комплект люминесцентных дефектоскопов ЦД-Э2Л или •

              2.2.4. В качестве яцдикаторв. для выявления трещин во впадинах резьбы (три контроле магнитит методом рекомендуется использовать магнитолюминесцентный порошок "Люиегпзр-I” (ТУ 6-14-295-77), изготавливаемый НПО “Краситель" (г. Рубежный ВорошиловгредскоЯ обл .1.

              С точки зрения охраны труда более целесообразно использовать мокрый метод магнитолчминэсцентного контроля, для чего в колбе вместимостью 1000 мл приготовляют раствор иэ 3,5 г калия двухромокислого, 7 г кальцинированной соды, 1,4 г смачивателя, 0,179 г анти-вспевиэвтеля и 700 мл водопроводной воды, который тщательно перемешивают и добавляют в него 3,5 г “Люмагпора-I" . Раствор интенсивно перемешивают до получения однородной суспензии.

              2.3. ПОДГОТОВКА К КОНТРОЛ)

              2.3.1. При контроле резьбовых концов УНТ и переводников ультразвуковым методом проверяемые замковые соединения должны быть растлены.

              Торцевые поверхности контролируемых изделий должны быть глад-

              Допускается для настройки аппаратуры использовать один испытательный образец, изготовленный иэ ниппельного конца УБТ контролируемого типоразмера.

              Дефектоскопия бурильных труб периодичность

              вернуться к странице

              Вопрос: УЗД бурильных труб проводят по наработке или раз в год?

              Нравится Показать список оценивших

              Сначала старые

              Mikhail Konyukh

              Нравится Показать список оценивших

              Александр Клочков


              Александр Клочков

              Тут много факторов, при которых проводится УЗД. Первое-это наработка, Второе- требование правил нефтяной и газовой промышленности, третье- регламент компании, четвертое- какие типы работ проводились

              Нравится Показать список оценивших

              Александр Клочков


              Александр Клочков

              Да и еще требование заказчика ни кто не отменял

              Нравится Показать список оценивших

              Александр Козакевич

              Александр, красавчик все правильно. Лично у нас в компании регламент на каждые виды труб есть часы наработки . Ведём ежесменно. И есть ежегодная или во время переезда . Как правило внутренний регламент всегда меньше по часам чем в рд и пбнгп. Вообщем и ещё есть такая ситуация когда авария с трубами тот тут сразу инспекцию повторно всего инструмента .

              Нравится Показать список оценивших

              Александр Клочков


              Александр Клочков

              Читайте также: