Памагити. Стандарт ds1, Том 3Инспекция бурильных колонн Пятое изданиеАвторы Грант Петтит
 Скачать 5.87 Mb.
|
|
Корректировка: Коэффициент прочности на изгиб – это понятие, применяемое исключительно к механизму усталостного изменения свойств материала в компонентах КНБК. С теоретической точки зрения, «сбалансированное» сое¬динение имеет самую высокую усталостную стойкость, поскольку обеспечивает равномерное распределение усталостного разрушения между муфтой и ниппелем таким образом, что ни тот, ни другой компонент не выйдут из строя преждевременно (см. Рисунок 5.5). Коэффициент BSR не имеет смысла при применении в отношении бурильных замков на обычных бурильных трубах, а также не оказывает влияния на другие эксплуатационные характеристики соединений КНБК. Первоначально установленное значение BSR, равное 2.5, привело к принятию в промышленности «стандартного» диапазона значений от 2,25 до 2,75 в качестве приемлемого для компонентов КНБК. Этот диапазон был скорректирован до трех действующих категорий размеров на основе эмпирических тенденций. Однако целевое значение, осно¬вано скорее на опыте, а не на вычислениях или большом объеме эмпирических данных. Поэтому это значение не считается ненарушимым. Эксплуатационная готов¬ность оборудования, необходимость решения вопроса и данные о предшествующих отказах помогают установить целевое значение BSR. Оптимальное решение, вероятно, заключается в использовании стандартных значений до тех пор, пока не появится возможность опытным путем определить другие параметры. В таком случае, при возникновении проблем значение коэффициента BSR может быть скорректировано, как показано на Рисунке 5.6. Комментарии: Если возникает необходимость в изменении коэффициента BSR, это может быть осуществлено одним из следующих способов: Путем добавления материала к более слабому компоненту или удаления материала с более прочного компонента. Первый вариант предпочтительнее с точки зрения предупреждения отказа. С другой стороны, он не всегда экономичен, поскольку требует полной замены оборудования. Для большинства стандартных КНБК особую важность имеет усталостная прочность, поэтому прочность при кручении редко становится объектом исследования в ходе инспекции. В случае с небольшими компонентами КНБК, где ключевым фактором является прочность при кручении, необходимо контролировать внутренний и наружный диаметры для поддержания прочности при кручении выше необходимого минимума. Механизм: Усталость Инспекция: Контроль размеров 3 368 5.8.2 Трещины Тип: A Основание: Наличие трещин на соединении КНБК или проточке под клиновой захват считается косвенным подтверждением того, что компонент поврежден и не подлежит ремонту. Примечание: Наличие трещин на соединениях КНБК является основанием для забраковки для всех Категорий обслуживания. Однако в Категориях 1 и 2 наличие трещин определяется визуально. В Категориях 3–5 для выявления трещин применяются Контроль соединений с использованием невидимого излучения, Ультразвуковой контроль соединений или Капиллярная дефектоскопия соединений (в зависимости от того, что применимо). Требования: Не допускаются. Справочные документы: DS-1: Разные процедуры инспекции. RP7G-2: Разные процедуры инспекции. Последствия: Трещина может продолжать увеличиваться до тех пор, пока не произойдет разрушение. Корректировка: Не рекомендуется. Комментарии: Почти все трещины на соединениях КНБК представляют собой усталостные трещины. Время формирования и увеличения трещины до размеров, позволяющих выявить ее в ходе инспекции, может занимать до 90 и более процентов от срока службы компонента. Учитывая обычную стоимость отказов бурильной колонны, эксплуатация компонентов с трещинами любого типа не является оправданной. Механизм: Усталость Инспекция: Визуальный контроль соединений, Контроль соединений с использованием невидимого излучения, УЗК соединений, Капиллярная дефектоскопия соединений 5.8.3 Размеры элементов для снятия напряжений Тип: C Основание: Элементы для снятия напряжений повышают усталостную стойкость соединения путем снижения напряжения на критических участках соединения. Допуск: Параметры варьируются в зависимости от соединения. Справочные документы: DS-1: Допустимые значения приведены в Таблице 3.9 для утяжеленных бурильных труб и в Таблице 3.10.1 для тяжелых бурильных труб. RP7G-2: Таблица D.10. Последствия: Отсутствие элементов для снятия напряжений с надлежащими размерами может сократить усталостный ресурс соединения. Рисунок 5.6. Общий процесс корректировки BSR Указать стандартный диапазон значений BSR Произошло разрушение? Увеличить BSR Уменьшить BSR Являлась ли усталость механизмом разрушения? Наблюдалось ли разрушение муфты? Продолжить указывать стандартный диапазон значений BSR Нет (разрушение ниппеля) Да Да Да Нет Рисунок 5.5. Контроль Коэффициента прочности на изгиб (BSR) путем контроля наружного и внутреннего диаметров соединения утяжеленной бурильной трубы проводится с целью равномерного распределения усталостного разрушения между муфтой и ниппелем. Первоначально установленное значение 2,5 является приблизительным. Локальный опыт и эксплуатационная готовность оборудования также играют важную роль 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 У ст алостная ст ойк ость (циклов) Повышенный риск преждевременного разрушения муфты Повышенный риск преждевременного разрушения ниппеля Максимальный срок службы Слабый ниппель Слабая муфта «Сбалансированное соединение» Коэффициент прочности на изгиб 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. |