Памагити. Стандарт ds1, Том 3Инспекция бурильных колонн Пятое изданиеАвторы Грант Петтит
 Скачать 5.87 Mb.
|
|
Отметка перешлифовки по API Ниппель Муфта 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 380 фаски равен максимальному диаметру фаски минус 1/32 дюйма. — Максимальный диаметр фаски, рассчитанный на основе напряжения уплотнения 40% от MYS, больше наружного диаметра минус 3/64 дюйма. Таким образом, максимальный диаметр фаски равен наружному диаметру минус 3/64 дюйма. A.4 Рекомендации по инспекции и ремонту коррозионных язв на поверхности проточки цилиндров Поверхности, подлежащие очистке и инспекции, включают все поверхности по длине проточки цилиндров в пределах требуемых длин проточки цилиндров, указанных в Таблице 3.9 или 3.10.1, в зависимости от конкретного случая. Все коррозионные язвы должны быть проверены с использованием соответствующего метода капиллярной дефектоскопии или метода влажных магнитных частиц. Любые трещины или трещиноподобные индикации, выявленные на коррозионных язвах, служат основанием для забраковки изделия. Шлифование или ремонт трещин или трещиноподобных индикаций не допускается. A.4.1 Коррозионные язвы, которые соответствуют требованиям пункта 3.11.5.11 по забраковке и не содержат трещин или трещиноподобных индикаций, могут быть отремонтированы в соответствии со следующими рекомендациями. a. Максимальная глубина ремонтируемой поверхности не должна превышать 3/32 дюйма по отношению к поверхности проточки муфты (диаметр проточки муфты должен соответствовать требованиям Таблицы 3.9 или 3.10.1, в зависимости от конкретного случая). b. Отремонтированная зона (язва) должна плавно переходить в при¬легающую поверхность проточки цилиндра на минимальном расстоянии, равном двум диаметрам первоначальной язвы (в самом широком месте), но не более чем на расстоянии, равном трем диаметрам первоначальной язвы. c. Отремонтированная поверхность должна быть гладкой на ощупь и не должна содержать надрезов или ступенчатых изменений. A.4.2 При ремонте коррозионных язв на проточке цилиндров применяются следующие ограничения: a. Одна ремонтная операция может занимать не более 45 градусов по окружности X 2 дюйма длины проточки цилиндра при измерении от центра ремонтируемой зоны. b. Ремонт или плавный переход, который может привести к изменениям полнопрофильной или находящейся в зацеплении резьбы, запрещен. c. Ремонт или плавный переход, который может привести к изменениям поверхности уплотнения или других геометрических параметров изделия, влияющим на работу или производительность изделия, запрещен. A.5 Рекомендации по инспекции и ремонту коррозионных язв по внутреннему диаметру ниппеля Поверхности, подлежащие очистке и контролю, включают весь внутренний диаметр ниппеля на длину, превышающую длину резьбовой части. Инспекция внутренних поверхностей оборудования с внутренним диаметром ниппеля 2 дюйма или меньше не проводится. Все коррозионные язвы должны быть проверены с использованием соответствующего метода капиллярной дефектоскопии или метода влажных магнитных частиц. Любые трещины или трещиноподобные индикации, выявленные на коррозионных язвах, служат основанием для забраковки изделия. Шлифование или ремонт трещин или трещиноподобных индикаций не допускается. |