Шаблон Ушерова-Маршака — 890 рублей с НДС
Комплект ВИК «Сварщик»
Комплект ВИК «Энергетик»
Учебные плакаты по неразрушающему контролю
Фотоальбом дефектов основного металла
Комплект ВИК «Поверенный»
Гель для УЗК «Сигнал-1»
Универсальный шаблон сварщика УШС-3
Альбом радиографических снимков
Учебное пособие по визуальному и измерительному контролю. Цена: 990 руб.
Профилометр Mitutoyo Surftest SJ-210
Поверка средств измерений
Пленка ренгеновская Fujifilm IX80 9х12 Envelopak + Pb 50 листов. Цена: 8 736 руб.
Пленка рентгеновская Fujifilm IX100 10х24 Envelopak + Pb 50 листов. Цена: 14 196 руб.
Пленка рентгеновская Fujifilm IX100 9х12 Envelopack+Pb 50 листов. Цена: 8 736 руб.
Мы на маркетплейсах!
СПЕЦИАЛЬНОЕ ПРОЕКТНОЕ КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ БЮРО
НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО МАШИНОСТРОЕНИЯ
СПКТБ «НЕФТЕГАЗМАШ»
МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ НЕРАЗРУШАЮЩЕГО КОНТРОЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ УБТ
4296/755-00.025 МУ
СОГЛАСОВАНО
Госгортехнадзор России письмо N 10-13/46 от 19.07.99 г.
УТВЕРЖДАЮ
Директор Т.Х.Галимов 28.08.98
Зам. Директора Ф.А.Гирфанов
1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1 Утяжеленные бурильные трубы (далее УБТ) подвержены усталостному разрушению в условиях значительных знакопеременных нагрузок. В связи с тем, что тело УБТ является более жестким, чем резьбовое соединение, большая часть поломок труб выражается в виде выкрашивания отдельных витков замковой резьбы или поломок ниппельных и муфтовых концов.
1.2 В настоящей «Методике проведения неразрушающего контроля бурильных труб УБТ» излагается технология визуального и ультразвукового методов контроля.
1.3 Настоящая методика распространяется на контроль методом ультразвуковой дефектоскопии участков замковых резьб УБТ
178-229 мм. Резьбовые соединения при контроле УБТ должны быть развинчены.
1.4 При контроле выявляются поперечно ориентированные дефекты, преимущественно усталостные трещины во впадинах замковой резьбы.
1.5 Настоящая методика предназначена для ультразвукового контроля резьб УБТ как в условиях трубной базы, так и на буровой.
2 АППАРАТУРА
2.1 Для визуального контроля применяются оптические приборы с увеличением до 10, например, ЛИП-3-10
, ЛТ-1-4
2.2 Для контроля линейных размеров применяются:
Линейка — 500 мм ГОСТ 427-75;
Штангенциркуль ШЦ-I-300-0,05 ГОСТ 166-89.
2.3 Для НК акустическим (ультразвуковым) методом применяют в условиях лабораторий НК базы дефектоскопы УД2-12, УД-13П, УДИ-1-70, толщиномеры УТ-93П, УТ-81М, «Кварц-15»; 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 УБТ 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 муфтового и ниппельного концов УБТ типоразмера, подлежащего контролю. Каждый образец должен иметь два искусственных дефекта — риски прямоугольного профиля во впадинах резьбы глубиной 5
мм (рисунки 1, 2). 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 настройки ультразвукового прибора при контроле ниппельной резьбы УБТ
Сечение А-А выполнено по четвертой от торца впадине резьбы;
сечение Б-Б выполнено по второй от конца сбега впадине резьбы
Рисунок 2 — Испытательный образец для настройки ультразвукового прибора при контроле муфтовой резьбы УБТ
2.7 Каждый испытательный образец должен иметь маркировку. Маркировка наносится ударным способом и содержит:
порядковый номер образца;
типоразмер трубы.
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 УБТ 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, солидол ГОСТ 1033-79.
3.7.4 В качестве контактной жидкости рекомендуется также использовать жидкость следующего состава (А.С. 1298652):
3.7.4.1 Состав жидкости:
|
моющее средство МЛ-72 или МЛ-80 |
— 0,5 вес %; |
|
карбоксилметилцеллюлоза (КМЦ) |
— 1-2 вес %; |
|
вода |
— остальное. |
3.7.4.2 Приготовление жидкости:
В 5 л воды растворить 30 г МЛ-80, затем добавить 100 г КМЦ и оставить все для набухания КМЦ в течение 5-6 ч. Затем все перемешать до получения однородной массы. Для ускорения растворения КМЦ воду необходимо подогреть до 60-80 °С.
3.7.5 Увеличение вязкости контактной жидкости снижает чувствительность к выявлению дефектов. Поэтому в каждом случае следует выбирать контактную жидкость с минимальной вязкостью, обеспечивающей надежный акустический контакт преобразователь-контролируемая деталь.
3.8 Настройку дефектоскопа на заданную чувствительность производят по образцам, которые входят в комплект дефектоскопа, а затем по испытательным образцам, для чего на поверхность контролируемого образца наносят контактную среду и устанавливают прямой преобразователь.
3.9 На месте проведения НК должны иметься:
1) подводка от сети переменного тока напряжением 127/220 В. Колебания напряжения не должны превышать ±5%. В том случае, если колебания напряжения выше, применять стабилизатор;
2) подводка шины «земля»;
3) обезжиривающие смеси и вода для промывки;
4) обтирочный материал;
5) набор средств для визуального контроля и измерения линейных размеров;
6) аппаратура с комплектом приспособлений;
7) компоненты, необходимые для приготовления контактной среды;
набор средств для разметки и маркировки.
4 ПОРЯДОК КОНТРОЛЯ
4.1 Во время подготовки УБТ к контролю их подвергают визуальному контролю невооруженным глазом и с помощью оптических средств, указанных в п.2.1. При этом выявляют крупные трещины, задиры, подрезы.
4.2 Рабочую настройку ультразвукового дефектоскопа производят по испытательным образцам (см. п.2.6). Прямой ультразвуковой преобразователь прижимают к торцу испытательного образца и, перемещая его зигзагообразно по окружности торца, находят положение преобразователя, при котором амплитуды эхо-импульсов от ближнего (2) и дальнего (2
) искусственных дефектов будут максимальными. Регулировкой ручек ВРЧ и «Ослабление» выравнивают амплитуды от дальнего и ближнего дефектов, устанавливая их в пределах 2/3 высоты экрана дефектоскопа (рисунки 3, 4).
1 — зона настройки АСД;
2,2
— эхо-импульсы от искусственных дефектов;
3 — шумы в начале развертки
Рисунок 3 — Изображение на экране дефектоскопа при настройке
1 — преобразователь;
2,2
— искусственные дефекты; а
— поверхность муфты УБТ;
б — поверхность ниппеля УБТ
Рисунок 4 — Схема контроля резьб со стороны торцевых поверхностей муфты и ниппеля УБТ
4.3 Зону автоматического сигнализатора дефектов (АСД) устанавливают таким образом, чтобы начало зоны находилось на 2-3 мм левее эхо-импульса от ближнего дефекта, а конец на 5-8 мм правее эхо-импульса от дальнего дефекта. Зондирующий импульс должен находиться за пределами зоны АСД.
По шумам в начале развертки судят о наличии акустического контакта.
Чувствительность блока АСД регулируют так, чтобы включение АСД происходило от эхо-импульсов обоих . искусственных дефектов, а отключение АСД — при уменьшении чувствительности дефектоскопа на 2-3 дб.
4.4 Повторив поиск дефектов на образце 2-3 раза переходят к контролю резьб УБТ.
4.5 Перед контролем с помощью переключателя «Ослабление» повышают чувствительность дефектоскопа по сравнению с чувствительностью оценки на образце на 3-5 дб и ведут поиск дефектов.
4.6 Контроль участков резьбы на поисковой чувствительности производят, перемещая преобразователь по предварительно смазанным контактной жидкостью торцам контролируемых УБТ.
4.7 При срабатывании АСД дефектоскопа:
1) измеряют максимальную амплитуду эхо-импульса дефекта;
2) определяют местоположение дефекта;
3) определяют условную протяженность дефекта (длину пути пройденного преобразователем при включенном АСД).
4.8 Через 0,5 ч после начала контроля, а затем через каждые 1,5-2 ч работы проверяют настройку дефектоскопа по испытательному образцу, согласно п.п.4.2-4.3.
4.9 Оценка результатов контроля
4.9.1 Резьбы УБТ должны быть отбракованы по результатам ультразвукового контроля в следующих случаях:
1) если амплитуда эхо-импульса дефекта равна по высоте амплитуде эхо-импульса от искусственного дефекта или превышает ее;
2) если обнаруженный на «поисковой» чувствительности дефект является протяженным, т.е. если расстояние перемещения преобразователя-искателя по окружности торца между точками, соответствующими моментам исчезновения сигнала от дефекта, составляет более 20 мм.
4.9.2 Особенно тщательно необходимо исследовать те участки торца, при контроле которых появляется эхо-импульс, расположенный на правом краю зоны АСД. Такое положение импульса соответствует опасным виткам резьбы муфты и ниппеля, где наиболее вероятно возникновение усталостной трещины.
4.9.3 Если при контроле замковой резьбы ультразвуковым методом на экране дефектоскопа не появится никаких импульсов в зоне контроля или импульсы появляются на поисковой чувствительности и исчезают при незначительном смещении искателя, УБТ считается бездефектной.
4.10 Периодичность контроля УБТ
4.10.1 При каждом случае восстановления (ремонта) на трубной базе.
4.10.2 На буровой перед началом бурения каждой новой скважины, через каждые 450±50 ч чистого времени бурения после ввода комплекта УБТ в эксплуатацию. В дальнейшем периодичность проверки замковых резьб УБТ устанавливается руководством объединения или УБР в зависимости от типоразмера УБТ, геологических условий, способа бурения. При этом необходимо по возможности совмещать проведение проверок с окончанием бурения скважины, а также с переходом с одного типоразмера УБТ на другой.
4.11 Маркировка УБТ приведена в таблице 1.
Таблица 1
|
Вид изделия |
Состояние трубы |
Результат контроля |
Маркировка |
|
УБТ |
Новая или восстановленная после ремонта |
Удовлетворяет требованиям стандарта на новые УБТ |
Белая полоса |
|
Подлежащая ремонту |
Труба имеет дефект, но может быть восстановлена |
Зеленая полоса, после ремонта перекрашивается в белый цвет |
|
|
Брак |
Труба имеет дефект и не может быть восстановлена |
Красная полоса |
5 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ КОНТРОЛЯ
5.1 Результаты контроля каждой УБТ, а также данные о ремонте, замене замков заносят в регистрационную карточку, составляемую на каждую трубу. Пример регистрационной карточки на УБТ приведен в приложении А.
5.2 По окончании контроля составляют акт, форма которого приведена в приложении Б.
6 ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ
6.1 Дефектоскопия бурильных труб должна проводиться специально обученным персоналом, имеющим соответствующее удостоверение.
6.2 При проведении работ по ультразвуковому контролю дефектоскопист должен руководствоваться ГОСТ 12.1.001-89, ГОСТ 12.2.003-91, ГОСТ 12.3.003-86, действующими «Правилами эксплуатации электроустановок потребителей»*, утвержденными Госэнергонадзором 31 марта 1992 года и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей»**, утвержденными Госэнергонадзором 21 декабря 1984 года.
Дефектоскописты должны иметь квалификационную группу по электробезопасности не ниже второй.
6.3 При выполнении контроля должны соблюдаться требования «Санитарных норм и правил при работе с оборудованием, создающим ультразвук, передаваемый контактным путем на руки работающих» N 2282-80, утвержденных Минздравом СССР, и требования безопасности, изложенные в технической документации на применяемую аппаратуру, утвержденной в установленном порядке.
6.4 Уровни шума, создаваемого на рабочем месте дефектоскописта, не должны превышать допустимых по ГОСТ 12.1.003-83.
6.5 При организации работ по контролю должны соблюдаться требования пожарной безопасности по ГОСТ 12.1.004-91.
Приложение А
Регистрационная карточка на УБТ
|
Утяжеленная бурильная труба |
Условный диаметр: мм |
Наружный диаметр: мм |
Порядковый номер |
|
Внутренний диаметр: мм |
Длина: м |
Марка материала: |
|
|
Тип резьбового соединения: |
|||
|
Завод изготовитель: |
|
Дата |
Фактический наружный диаметр |
Длина |
Замена замка |
Количество часов работы трубы |
Примечание |
Приложение Б
Акт контроля
|
Заказчик |
||
|
Номер заказа |
||
|
Место выполнения контроля |
||
|
Группа, выполняющая контроль |
||
|
Наименование контролируемого материала, количество и др. технические данные |
||
|
Всего проверено труб |
||
|
Из них: ультразвуком |
||
|
шаблоном |
||
|
внутренним давлением |
||
|
Результаты контроля. |
||
|
Новая или восстановленная /белая круговая полоса шириной 4 см/ |
шт. |
|
|
Брак /красная круговая полоса шириной 4 см/ |
шт. |
|
|
Подлежащая ремонту /зеленая круговая полоса шириной 4 см/ |
шт. |
|
|
Дата контроля «____________»__________19______г. |
||
|
Подписи: |
||
|
Рук. группы, выполнявшей контроль |
Заказчик |
Приложение В
Перечень ссылочных нормативно-технических документов
1. ГОСТ 14782-86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые
2. ГОСТ 17410-78 Контроль неразрушающий. Трубы металлические бесшовные цилиндрические. Методы ультразвуковой дефектоскопии
3. ГОСТ 21105-87 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод
4. ГОСТ 23667-85 Контроль неразрушающий. Методы измерения основных параметров
5. ГОСТ 12.1.001-89 ССБТ. Ультразвук. Общие требования безопасности
6. ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ. Шум. Общие требования безопасности
7. ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования
8. ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны
9. Правила эксплуатации электроустановок потребителей. Москва. Энергоатомиздат. 1992
10. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. Москва. Гоэнергонадзор. 1994
11. Правила аттестации специалистов неразрушающего контроля*. Утв. Госгортехнадзором России 14.08.92 г.
12. Дефектоскоп ультразвуковой УД2-12 (2.1). Руководство по эксплуатации ЩЮ2.068.136 РЭ
13. РТМ 1.2.020-81 Руководящий технический материал. Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод контроля авиационных деталей. ВИАМ 1981 г.
14. РД 39-12-1224-84 Технология неразрушающего контроля кронблоков и талевых блоков. ВНИИТнефть. 1985
15. РД 39-0147014-527-86 Технология неразрушающего контроля крюкоблоков и крюков грузоподъемных механизмов. ВНИИТнефть. Куйбышев. 1986
16. РД 39-2-782-82 Методика дефектоскопии концов бурильных труб. ВНИИТнефть. 1983
17. Методика неразрушающего контроля утяжеленных, ведущих бурильных труб и переводников. ВНИИТнефть. 1978
18. Технология ультразвукового контроля резьб корпусов турбобуров. ВНИИТнефть. 1989
19. Неразрушающий контроль в химическом и нефтяном машиностроении. НИИХИММАШ. Москва. 1988
20. Дефектоскопия нефтяного оборудования. Москва. «Недра». 1975
-
#1
Здравствуйте.
Давайте попробуем разобраться с новыми НТД по контролю бурового и КРС-ного оборудования.
Судя по всему, многие авторитетные электронные архивы НТД считают недействующими РД по НК элеваторов и штропов, крюкоблоков/крюков, талевых блоков, ну и конечно РД 39-2-787-82 по бурильным трубам.
Так чем же нам руководствоваться?
Вот вроде как есть ГОСТ Р53683-2009 «Нефтяная и газовая промышленность Буровое и эксплуатационное оборудование ПОДЪЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Общие технические требования». Но судя по всему он предназначен больше для изготовителей, нежели для эксплуатирующие организации.
И есть ГОСТ Р ИСО 13534-2013 «Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование буровое и эксплуатационное. Контроль, техническое обслуживание, ремонт и восстановление подъемного оборудования». Но опять же, конкретики мало.
единственное что я понял из этих документов — методики НК должны разрабатывать изготовители. Или я не прав? поправьте.
На сайте Технического комитета 357 по стандартизации нашел план работ на 2014-2015 г. Обратите внимание на п.23 и п.24 касательно бурильных труб. Судя по всему будут рассмотрены условия эксплуатации и я !!!надеюсь!!! дефектоскопия.
Прикладываю на всякий случай еще и новый ГОСТ по ПВО и превенторам
-
Оборудование буровое и эксплуатационное. Оборудова
9 MB
· Просмотры: 246
-
Plan_rabot 2015 isp 01.12.2014 (1).pdf
234.2 KB
· Просмотры: 181
-
ГОСТ Р 53683-2009, ИСО 1353-2000 Буровое оборудование. Подъемн.pdf
708.8 KB
· Просмотры: 252
-
ГОСТ Р ИСО 13534-2013 НиГП Оборудование буровое и эксплуа.rar
875.2 KB
· Просмотры: 190
КОНСТ
Мастер дефектоскопии
-
#2
Не открывается ГОСТ по ПВО и превенторам (8,96 Мб)
-
#3
прошу прощения. перезаливаю
-
ПВО.rar
9 MB
· Просмотры: 224
КОНСТ
Мастер дефектоскопии
-
#5
электронные архивы электронными архивами, а есть информация от разработчиков, Росстандарта и т.п. организаций о том, что данные методики не действуют? ГОСТ по ПВК тоже от 1980 г., а действует.
-
#6
КОНСТ, возможно вы правы. Где тогда посмотреть, или запросить, действуют ли конкретные РД?
КОНСТ
Мастер дефектоскопии
-
#7
Я так понимаю, что действует все, что не отменено другим документом, письом от разработчиков, от Росстандарта, от Ростехнадзора…
-
#8
Я так понимаю, что действует все, что не отменено другим документом, письом от разработчиков, от Росстандарта, от Ростехнадзора…
Ну как бы нет получается.
Вот что пишут в некоторых комментариях когда указан статус «не действует» —
С 30.06.2003 г. в связи с вступлением в силу Федерального закона от 27.12.2002 N 184-ФЗ «О техническом регулировании» прекратил действие Закон РФ от 10.06.1993 N 5154-1 «О стандартизации», который причислял стандарты отраслей к нормативным документам по стандартизации. В 184-ФЗ не предусмотрена отраслевая стандартизация, осуществляемая федеральными органами исполнительной власти. В нем установлены только два уровня стандартизации (ст. ст. 13 — 17):
— национальная стандартизация, закрепленная за национальным органом РФ по стандартизации (Ростехрегулированием);
— стандартизация на уровне организаций, проводимая коммерческими, общественными, научными организациями, саморегулируемыми организациями и объединениями юридических лиц.
Более того, в п. 3 ст. 4 184-ФЗ специально отмечено, что федеральные органы исполнительной власти, к которым относятся и разработчики отраслевых стандартов) вправе издавать в сфере технического регулирования акты только рекомендательного характера.
После завершения переходного периода в 7 лет (п.7 ст. 46) с 30.06.2003г. (с 30.06.2010 г.) на территории РФ в сфере техрегулирования и стандартизации в т.ч. имеют право на хождение только указанные в законе документы. Отраслевых стандартов в числе таких документов нет.
Ростехрегулирование на своем официальном сайте разъясняет, что пути легитимизации отраслевых нормативных документов (ОСТ, ТУ, РД и др.) по установившейся практике выбирают сами отрасли, перерабатывая эти документы либо в национальные стандарты (ГОСТ или ГОСТ Р), либо в стандарты организаций. Специальными актами на федеральном уровне отраслевые стандарты отменяться не будут.
-
#9
госты гостами. на что ссылаться при контроле.на какие нормы контроля, отбраковки??
есть ряд башкирских методик проведения нк оборудования прс крс и буровых. больше ничего не нашел(
-
#10
Эти башкирские методики в основном повторяют известные РД 80х годов.
-
#11
[FONT="]lab-nk [/FONT][FONT="]Поставленным вопросам дан и ответ:… единственное что я понял из этих документов — методики НК должны разрабатывать изготовители… (точнее, как в ГОСТе -[/FONT][FONT="][/FONT]
[FONT="][FONT="]4.1.2.2 Разработка нормативной документации пользователем/владельцем[/FONT]). Упомянутые НТД приняты и утверждены Росстандартом, в которых приведены только «Общие технические требования», и они имеют большой минус — отсутствует согласование с Ростехнадзором (РТН) с целью применения на ОПО. Надо полагать, практически, все кто читал эту тему, так или иначе, связаны с контролем бурового оборудования и надеялись найти ясность, но увы… одно разочарование:…Эти башкирские методики в основном повторяют известные РД 80х годов… Но,любезный, не отменив РД, все и дальше бы вели контроль, не задумываясь о годах. ГОСТы нормальные, но в них отсутствует наиболее важный раздел – ОЦЕНКА по результатам контроля, т.е. нормы допустимости/недопустимости обнаруженных дефектов, по которым дают заключение о качестве, без этого норматив «мертвый». Волей-неволей приходится, изучать например,[/FONT] [FONT="]МУ 1198-00.007 Методика проведения неразрушающего контроля крюкоблоков и крюков (заменяет соответствующий РД), брать прибор и застегнув рукава – на буровую… Предлагаю в этом же разделе, тема УЗК Нефтяного оборудования от Shady , прочитать пост #10 от [/FONT][FONT="]08.10.2015[/FONT][FONT="] с наличием ссылок на действующие НТД. Удачи. [/FONT]
-
#12
наконец-то тема поднята я думал один это проверяю. Часто спрашиваю самих помбуров что им мешает и т.п. потом бракую, по деформациям и износам (выработкам). Иногда заказчик просит проверить партию труб т.к. ломаются. беру ПВК и МК и с тряпками в бой там всё наглядно всем понятно вопросов не возникает сразу в брак если что. Ну конечно толщиномер принимаем с заказчиком допустимую величину всё что меньше в лом. На самом деле нк проводится по режиму бурения и часам но они никто этого не видут вот потому и сочиняем отсебятину поломки если прекратились значит работа выполнена качественно. Но и они там перетягивают а с дури всё ломается. И ещё ложка каши никогда нормально поверхность заказчик не готовит соответственно качество НК падает но прокатывает т.к. поломки инструмента редкость (но не труб ми переводников).всё вроде
-
#13
наконец-то тема поднята я думал один это проверяю:
Вышел новый ГОСТ 33006.2-2014 -ISO 10407-2.2008 Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для роторного бурения
Обсуждение на https://defektoskopist.ru/showthread.php?t=2144
полная бредятина.
Пользуйтесь лучше DS-1, практически все внутренние методики контроля разработаны на его основе…
-
#14
Уважаемые здравствуйте! На данный момент накопил большую библиотеку НТД по Бур оборудованию и инструменту, бур трубе. Всё при большом желании можно найти на просторах сети.
Если нужно что то конкретно пишите.
-
#15
Эти башкирские методики в основном повторяют известные РД 80х годов.
Добрый День !!! Подскажите пожалуйста какие именно башкирские методики, очень интересно…
-
#16
Уважаемые здравствуйте! На данный момент накопил большую библиотеку НТД по Бур оборудованию и инструменту, бур трубе. Всё при большом желании можно найти на просторах сети.
Если нужно что то конкретно пишите.
Уважаемый loginza373!!! Добрый День!!! Можно с Вами как то в личку пригласить пообщаться по БурОборудованию и инструменту, опыт у нас есть , но много вопросов, может чему то продуктивному научимся из практики….НТД на браковку обсудим…Эл адрес lab@ts-serv.ru
Если есть желание пишите обсудим , просьба с пометкой :от loginza373 из форума
-
#17
Марсель4445, Добрый День Марсель!!!
-
#18
Всем привет! У меня вопрос по контролю бурильных труб: кто и с какой периодичностью проводит дефектоскопию?
-
#19
[No message]
-
НТД по буровому оборудованию.PDF
1.2 MB
· Просмотры: 143
-
#20
НТД по буровому оборудованию и как применять
Приветствую всех. Возможно я немного не в тему, но я думаю это частности. Возник вопрос: Чем можно заменить контроль Электромагнитным методом, может быть можно применить Метод магнитной памяти металла, с последующим подтверждающим контролем УЗК.
S.V. KHMELEV,A.B. KETOV,A.G. SHAFER «Technical Service Center» LLC («Neftservisholding» Group of Companies)Polazna town, Perm Territory, 618703, Russian Federation
Все буровое оборудование, которое используется при бурении скважин, подлежит постоянному периодическому контролю. Проверяется как механика, так и сам буровой инструмент – комплект бурильных труб. Контроль буровой трубы производится при поступлении трубы на буровую, перед началом работ и при прохождении определённого количества метров проходки, то есть примерно два раза в год. Данный подход экономит бюджет проекта и в разы повышает безопасность на производстве. Сегодня наиболее авторитетным международным сводом правил и процедур инспекции элементов бурильной колонны является стандарт DS-1, поскольку он предъявляет жесткие требования к процедуре калибровки и эксплуатации инспектором соответствующего оборудования ввиду увеличения тяжелых условий бурения и меняющейся политики управления рисками.
All drilling equipment used in drilling wells is subject to constant periodic monitoring of its suitability. Both the mechanics and the drilling tool itself are checked — a set of drill pipes. The drilling pipe is monitored when the pipe enters the drilling rig, before starting work and when passing a certain number of meters of penetration, that is, about twice a year. Such foresight saves the Customer’s budget, and helps drilling companies to take care of the safety of persomiel.
Целостность бурового оборудования, экспертиза его безопасности – важные параметры для команды, работающей на месторождении. Современная компоновка бурильной колонны включает в себя роторную управляемую систему, телесистемы и различное оборудование, стоимость которого исчисляется миллионами рублей. Износ тела трубы и резьбового соединения, дефекты в виде трещин, коррозионные и эрозионные повреждения могут привести к непоправимым потерям – как финансовым, так и связанным с безопасностью жизни и здоровья персонала на буровой. Своевременные методы обследования (инспекции) оборудования неразрушающими методами контроля призваны свести риски к минимуму. При этом обследование может быть проведено непосредственно на буровой площадке месторождения и на любом из этапов проведения буровых работ.
Постоянный периодический контроль бурового оборудования включает в себя проверку как механики – элеваторов, строп, противовыбросового оборудования, так и самого бурового инструмента – комплекта бурильных труб. Контроль буровой трубы чаще всего производится при поступлении трубы на буровую, перед началом работ, и при прохождении определенного количества метров проходки, то есть примерно два раза в год. Так, например, у компании «Газпромнефть» заключение о пройденном контроле бурового оборудования требуется предъявлять каждый раз, когда бригада встает на новую скважину. Как правило, одно звено специалистов по неразрушающему контролю обслуживает 6–7 буровых бригад, проводя полный спектр необходимого объема контроля, согласно мирового стандарта. Сегодня наиболее авторитетным международным сводом правил и процедур инспекции элементов бурильной колонны является стандарт DS-1, поскольку он предъявляет жесткие требования к процедуре калибровки и эксплуатации инспектором соответствующего оборудования ввиду увеличения тяжелых условий бурения и меняющейся политики управления рисками.
Результатом исследований бурильного оборудования является решение экономических и технологических задач в производственной деятельности:
• снижение эксплуатационных расходов за счет уменьшения трудоемкости и времени ремонта оборудования;
• предотвращение аварий, благодаря своевременному выявлению дефектов;
• увеличение долговечности оборудования при устранении дефектов на ранних стадиях их появления;
• оптимизация запасных деталей за счет прогнозирования отказов.
Своевременные методы обследования (инспекции) оборудования неразрушающими методами контроля призваны свести риски к минимуму. При этом обследование может быть проведено непосредственно на буровой площадке месторождения и на любом из этапов проведения буровых работ.
В рамках стандарта DS-1 обследование бурового оборудования проводится комплексно, включая четыре метода контроля:
• визуально-измерительный контроль;
• ультразвуковой контроль;
• магнитный метод, включая магнитно-порошковый метод контроля и метод рассеяния магнитного потока (ЭМИ);
• капиллярный контроль.
Постоянный периодический контроль бурового оборудования включает в себя проверку как механики – элеваторов, строп, противовыбросового оборудования, так и самого бурового инструмента – комплекта бурильных труб. Контроль буровой трубы чаще всего производится при поступлении трубы на буровую, перед началом работ, и при прохождении определенного количества метров проходки, то есть примерно два раза в год.
Во время визуально-измерительного контроля тело трубы, включая резьбовые соединения, осматривается полностью, проводятся замеры геометрических параметров тела трубы, резьбовых соединений, выявляются коррозионные и эрозионные повреждения труб, наличие трещин и других повреждений, состояние резьбы и мест захвата. Проверяется состояние внутренней поверхности трубы, оценивается состояние внутреннего покрытия (при наличии). Измерения выполняются с применением как специального, так и унифицированного измерительного инструмента.
Стандарт DS-1 впервые был издан в 1992 году компанией T.H. Hill Associates, Inc., представляющей отраслевую спонсорскую ассоциацию, состоящую из операторов и сервисных компаний в нефтегазовой добыче. Разработка проекта и подготовка к использованию на практике была проведена Ассоциацией инженеров по бурению (DEA).
Электромагнитный контроль (ЭМИ) тела трубы проводится с помощью портативной системы неразрушающего контроля магнитными методами. На сегодняшний день в Российской Федерации имеется лишь несколько изготовителей такого вида оборудования, его по праву можно назвать уникальным и даже редким. Система ЭМИ состоит из пульта управления, компьютера, намагничивающей катушки и датчиков. Катушка с датчиками перемещается по всей длине тела трубы для выявления поперечных или объемных (трехмерных) дефектов. При этом используется оборудование для контроля с применением метода рассеивания магнитного потока. На монитор компьютера выводится цифровая графическая информация. Это позволяет узнать, есть ли по телу трубы коррозионные и эрозионные повреждения, изменения толщины стенки, сквозные повреждения, трещины и другие дефекты. Данные, полученные в процессе контроля, сохраняются в памяти компьютера и могут быть воспроизведены при необходимости.
По результатам электромагнитной инспекции трубы проводится дополнительный контроль в местах выявленных индикаций, указывающих на наружные повреждения ферромагнитной трубы для подтверждения их наличия и принятия решения о дальнейшем использовании трубы. Дальнейшие исследования проводятся с применением магнитопорошкового метода контроля, выполняемого с применением метода сухой или влажной магнитно-люминесцентной дефектоскопии, особое внимание направлено на выявление трещин. Данный метод применим только на стальных буровых трубах, изготовленных из ферромагнитных сплавов.
Сегодня наиболее авторитетным международным сводом правил и процедур инспекции элементов бурильной колонны является стандарт DS–1, поскольку он предъявляет жесткие требования к процедуре калибровки и эксплуатации инспектором соответствующего оборудования ввиду увеличения тяжелых условий бурения и меняющейся политики управления рисками.
Для контроля буровой трубы, изготовленной из неферромагнитных сплавов, применяется капиллярный метод контроля.
Ультразвуковой метод применяется для выявления наружных и внутренних дефектов в местах, определенных стандартом. Ультразвуковая толщинометрия применяется для определения остаточной толщины стенки трубы в местах утончений, выявленных при электромагнитной инспекции, а при отсутствии таковых в местах, определенных стандартом.
Комплекс работ, предписанных стандартом, позволяет провести оценку состояния бурильной трубы, определить пригодность ее к дальнейшей эксплуатации и принять решение об использовании по каждой единице, возможности ремонта или списании. Критерии оценки для принятия такого решения подробно отражены в стандарте и служат основой для формирования однозначных выводов: порядок операций и способ их применения подробно определены, их строгое соблюдение – гарант качественного выполнения работ.
ВЫВОДЫ
Высокая квалификация специалистов, аттестованных для работы по стандарту, и наличие компетенций, основанных на многолетнем опыте в области бурения и нефтесервисных услуг, обеспечивают гарантированный результат исследований.
Непосредственная близость к месторождениям снижает затраты на мобилизацию, увеличивает оперативность и уменьшает сроки оказания услуг, а использование в работе оборудования отечественного производства влияет на окончательную стоимость услуг, делая цену конкурентоспособной и взаимовыгодной.
Наибольшую оперативность в проведении работ обеспечивают мобильные передвижные установки для контроля бурильных труб. Мобильная установка работает непосредственно на буровой площадке, исключая финансовые и временные затраты на перемещение бурильной трубы на стационарные базы контроля. Заключение о соответствии бурового оборудования установленным требованиям стандарта выдается сразу после обследования. В современных реалиях это – экономия времени и возможность сразу приступить к бурению на стратегических объектах ВИНК, предъявляющих высокие стандарты качества и культуры исполнения работ.
Высокая квалификация специалистов, аттестованных для работы по стандарту, и наличие компетенций, основанных на многолетнем опыте в области бурения и нефтесервисных услуг, обеспечивают гарантированный результат исследований.
На примере реального кейса: Основные объемы нефтегазодобычи сегодня территориально приходятся на регионы Западной Сибири. Для удобства заказчика и буровых компаний, а также снижения затрат на мобилизацию в г. Муравленко и в г. Новый Уренгой (ЯНАО) развернуто территориальное подразделение ООО «ЦТС», деятельность которого направлена на выполнение работ по диагностике оборудования и неразрушающему контролю бурового оборудования по стандарту DS-1. В 2022 году команда Центра Технического Сервиса (ГК «Нефтьсервисхолдинг») увеличила число экспертных бригад и производственных мощностей в два раза. Так, еще год назад количество обслуживаемых буровых бригад составляло 15 единиц, а в наступившем году вырастет до 25-ти. Ежемесячно специалисты ООО «Центр технического сервиса» выполняют исследования около 300 единиц бурового оборудования, свыше 1300 инспекций бурильных труб.
Одним из важнейших критериев выбора исполнителя и лучшим доказательством успешной работы служит отсутствие инцидентов, аварий и простоев, связанных с отказом контролируемого инструмента.
ООО «Центр Технического Сервиса»:
Тел. +7 (342) 654-15-01
e-mail: cts@cts.pnsh.ru
www.cts59.ru