МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ

(МГС)

INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION

(ISC)

ГОСТ

33006.2—

2014

(ISO 10407-2:2008)

Нефтяная и газовая промышленность

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ РОТОРНОГО БУРЕНИЯ

Часть 2

Контроль и классификация применяемых элементов бурового инструмента

Общие технические требования и методы контроля

(ISO 10407-2:2008, MOD)

Издание официальное

Москва

Стандартинформ

2015

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. № 46)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК(ИС0 3166) 004-97	Код страны по МК(ИСО 3166) 004-97	Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
Киргизия	KG	Кыргызстандарт
Россия	RU	Госстандарт
Таджикистан	TJ	Таджикстандарт
Узбекистан	UZ	Узстандарт
Украина	UA	Минэкономразвития Украины

4    Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 августа 2015 г. № 1138-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 33006.2-2014 (ISO 10407-2:2008) введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 января 2016 г.

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.

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 (еп).

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

ГОСТ 33006.2-2014

3.66    шаблон (drift): Цилиндрический измерительный прибор, используемый для определения минимального внутреннего диаметра.

3.67    язвина (pit): Углубление, являющееся результатом коррозии или удаления инородных частиц, попавших на поверхность в процессе производства.

1 — бурильная труба; 2 — корпус бурильного замка; 3, 5 — тело бурильной трубы; 4 — ниппель замка; 6 — сварной шов Рисунок 1 — Система обозначений бурильной трубы

1 — последний находящийся в зацеплении виток резьбы — ниппель; 2 — последний находящийся в зацеплении виток резьбы — тело; 3 — диаметр упорного торца резьбы, DF; 4 — уплотнение Рисунок 2 — Последний находящийся в зацеплении виток резьбы

4 Обозначения и сокращения

В настоящем стандарте используются следующие обозначения:

4.1 Обозначения

A_cs — площадь поперечного сечения;

D — наружный диаметр;

D_сй — диаметр зенковки;

Dp — диаметр упорного торца резьбы;

D_fr — диаметр уступа проточки под обратный клапан;

D_l — диаметр основания штифта;

D_LTorq — диаметр зенковки с малым вращающимся моментом;

D_rg —диаметр разгрузочной канавки;

D_tj — наружный диаметр бурильного замка; d_tj — внутренний диаметр бурильного замка;

5

ГОСТ 33006.2-2014

L_c — минимальная длина полнопрофильной резьбы;

L_Cyi —длина, измеряемая от последней риски до начала плавного волнового перехода проточки; L_eg —длина канавки под элеватор;

L_fn —длина ловильной головки;

L_pc —длина ниппельной резьбы;

L_pb —длина основы штифта;

L_qc —длина зенковки;

L_r —длина заплечика проточки под обратный клапан;

Z_RG —длина разгрузочной канавки;

L_sg —длина канавки клиновой плашки;

L_Tpr —длина плавного волноводного перехода проточки;

L_x —длина, измеряемая от заплечика до последней риски проточного цилиндра;

Q_c —диаметр зенковки;

r_EG    — радиус канавки под элеватор;

^rSG    — радиус канавки клиновой    плашки;

S_w    — ширина заплечика;

t    — средняя толщина стенки.

4.2 Сокращения

В настоящем стандарте используются следующие сокращения:

БТБУ (UDP)    — бурильная труба, бывшая в употреблении;

БРСО (SOBM) — буровой раствор на синтетической основе;

БРУО (ОБМ) — буровой раствор на углеводородной основе;

ВКТ (EUE)    — высаженный конец трубы;

БД (/D)    — внутренний диаметр;

ВПН (N1)    — витки под напряжением;

ДППТ (FWAC) — фильтрованный двухполупериодный переменный ток; ЗС (TJ)    — замковое соединение;

ИПБ (MWD)    — измерения в процессе бурения;

ИБТ (UDP)    — использованные бурильные трубы;

КНБК (ВНА)    — компоновка низа бурильной колонны;

ККПЖ (РТ) — контроль/осмотр количества проникающей жидкости; КПИ (BSR)    — коэффициент прочности на изгиб;

ЛТ (FF)    — лицевой торец;

МКМ (L7)    — малый крутящий момент;

МПД (MPI)    — магнитнопорошковая дефектоскопия;

НК (NDT)    — неразрушающий контроль;

НД (OD)    — наружный диаметр;

ПТ (DC)    — постоянный ток;

ИОО (OEM) — изготовитель оригинального оборудования;

ПТ (АС)    — переменный ток;

ППУД (FLUT) — полная поперечная ультразвуковая дефектоскопия; ПВ (FSH)    — полноэкранная высота;

ППТ (HWAC)    — полуфазный переменный ток;

РВО (WBM)    — раствор на водной основе;

ССП (S/N)    — соотношение сигнал/помеха;

СНП (SRG)    — снятие напряжения паза;

СВШ (SWBM)    — синтетический водный шлам;

ТБТ (HWDP)    — толстостенная бурильная труба;

ТО    — техническое обслуживание;

6

5.3 Упорядочивание информации

При применении настоящего стандарта во время контроля и осмотра элементов бурильной колонны, бывших в употреблении, владельцу оборудования следует установить требования к порядку проведения работ по каждому размеру и типу элемента:

a)    проводимый контроль и осмотр;

b)    исходный образец при его наличии;

c)    инструкции по маркировке;

d)    принятый критерий.

6 Гарантия качества

6.1    Общие сведения

Лаборатория¹, проводящая эксплуатационный контроль, должна осуществлять и поддерживать программу обеспечения контроля качества. Данная программа должна включать письменные процедуры осуществляемого контроля и осмотра (методики, функции управления и документацию), а также должна быть задокументирована в письменном виде.

Лабораторная программа обеспечения качеством должна предусматривать поверку применяемого измерительного оборудования. Частота, порядок, точность калибровки, функции управления и документация также должны учитываться.

Программа обеспечения качества лаборатории должна включать записи, подтверждающие технические характеристики системы контроля, которая определяет необходимые индикаторы исходного положения. Подтверждение технических характеристик системы контроля качества должно проводиться по 6.2—6.6.

6.2    Поверка и эксплуатация оборудования

Поверка должна проводиться в зависимости от типа оборудования. Письменная процедура должна, как минимум, включать минимальные показатели индикатора исходного положения и допустимый предел соотношения сигнал — шум.

В письменном виде методика эксплуатации оборудования должна включать поэтапную настройку, предельные значения параметров, например, использование специальных электронных схем, детекторной матрицы и диапазон скоростей.

Данная методика должна подтверждать, что все проверяемое и контролируемое оборудование и материалы используются в определенном температурном режиме и пределе влажности, установленном изготовителем.

6.3    Описание оборудования

Оборудование, которое используют при проведении контроля и осмотра, необходимо детально описать и показать, что оно отвечает всем требованиям.

6.4    Степень квалификации персонала

Программа обеспечения качества работы лаборатории должна включать условия, определяющие образование, обучение и квалификацию персонала, осуществляющего контроль, в соответствии с настоящим стандартом.

Документы, определяющие степень квалификации персонала службы технического контроля, должны соответствовать требованиям раздела 7.

6.5    Данные по динамическому контролю/осмотру, определяющие технические

характеристики системы по расчетному показателю

Существует множество способов определения технических характеристик системы, например:

а) технические характеристики системы контроля могут определяться статистическими методами оценки проведения контроля и осмотра. Установив заданные параметры системы контроля и амплитуду реагирования дефектов, эти данные будут использоваться для распределения амплитуды реагирования. Эти данные далее станут основой при определении характеристик системы контроля;

ГОСТ 33006.2-2014

Ь) технические характеристики системы контроля также могут использоваться для демонстрации каждого порядка контроля и осмотра посредством образцовой меры с необходимыми расчетными показателями индикатора. После поверки системы в соответствии с методиками тестовый образец проверяется для установления показателя надежности во всех секторах.

6.6 Отчет

Отчет должен включать устанавливаемые параметры системы контроля качества, отражать носитель информации, обеспечивать единство измерения при калибровке/поверке и включать описание эталонного образца.

7 Квалификация персонала службы технического контроля

7.1    Общие сведения

Данный пункт определяет минимальные требования по квалификации и аттестации (при их применении) персонала, осуществляющего промысловые испытания элементов бурильной колонны, бывших в употреблении.

7.2    Письменное тестирование

Персонал лаборатории, осуществляющий контроль и осмотр элементов бурильной колонны, бывших в употреблении, в соответствии с настоящим стандартом должен проходить обучение, письменное тестирование и обладать необходимым опытом и квалификацией.

Письменное тестирование устанавливает следующее:

a)    административные обязанности и ответственность за выполнение процедуры;

b)    требования к квалификации персонала;

c)    документы, подтверждающие квалификацию.

7.3    Квалификация: ответственность и требования

Лаборатория несет ответственность за соблюдением требований по квалификации и ее повышение персоналом службы технического контроля. Требования к каждой квалификации включают следующий минимум:

a)    обучение и опыт, соответствующие уровню квалификации оператора;

b)    письменный и практический экзамены с удовлетворительными оценками;

c)    внешняя проверка;

d)    применение настоящего стандарта и соответствующих разделов в промышленности.

7.4    Учебные программы

Весь квалифицированный персонал должен получить письменно заверенное заключение о законченном обучении, проведенном в полной мере и разработанном специально для каждого уровня квалификации. Обучение может проводиться лабораторией или другой сторонней организацией. Программа должна включать следующее:

a)    особенности каждого используемого метода контроля;

b)    последовательность процедур проведения каждого метода контроля, в том числе поверку и эксплуатацию контрольного оборудования;

c)    соответствующие разделы, перечисленные в промышленных стандартах.

7.5    Экзамены

Экзамены могут проводиться лабораторией или любой другой организацией. Весь персонал службы технического контроля должен успешно пройти следующие испытания:

а) письменные экзамены, оценивающие знания общих и специализированных применяемых методов контроля и осмотра, программы контроля и проверка знания стандартов ISO, API и ASTM²;

b)    практические занятия или производственный экзамен, которые должны включать сборку оборудования, его поверку, методы контроля, требования к эксплуатации, а также анализ результатов и подготовку отчета;

c)    ежегодная проверка зрения (природное и скорректированное зрение). Чтения букв J-2 на тест-таблице Jaeger № 2 на расстоянии от 305 мм (12 дюймов) до 381 мм (15 дюймов); аналогичные тесты, например, способность воспринимать цифру Титмус 8, формулу Снеллена 20/25 (0,8), или проверка зрения квалифицированным врачом при помощи оптического прибора.

7.6    Опыт

Все кандидаты на получение квалификации должны иметь необходимый опыт для прохождения письменного тестирования.

7.7    Переквалификация

Требования по переквалификации должны определяться письменным тестированием. Переквалификацию всего персонала необходимо проводить не реже одного раза в пять лет*.

Если меняется работодатель или персонал не выполняет свои обязанности в полном объеме (на протяжении 12 мес.), то необходимо проводить его переквалификацию. Минимальными требованиями по переквалификации являются:

a)    необходимость получения допустимого балла на письменном экзамене, который проверяет знания текущих процедур контроля и осмотра, а также промышленных стандартов;

b)    представить доказательство достаточного опыта практической работы.

7.8    Документация

По всем программам повышения квалификации необходимо вести и хранить документацию. Минимальным требованием является хранение следующих документов:

a)    данные обо всем квалифицированном персонале (информация об окончании программы обучения и опыте работы);

b)    результаты экзаменов, хранящиеся в лаборатории и доступные для просмотра;

c)    данные о каждом квалифицированном специалисте, хранящиеся не менее одного года после даты аннулирования степени квалификации;

d)    все степени квалификации и относящиеся к ним документы должны быть утверждены уполномоченным персоналом лаборатории.

7.9    Аттестация персонала

Программа по аттестации персонала, осуществляющего неразрушающий контроль, должна быть разработана соответствующей лабораторией. В качестве руководства может быть использован [2].

Примечание — Для этих целей рекомендуется документ, аналогичный [2], [3].

За проведение аттестации персонала, осуществляющего неразрушающий контроль, несет ответственность соответствующая лаборатория.

8 Процедуры общего контроля

8.1    Общие сведения

Данный раздел настоящего стандарта рассматривает общие процедуры, которые проводятся для всех методов контроля.

8.2    Требования к рабочему месту владельца/оператора при проведении контроля качества

Владелец/оператор должен обеспечить доступ к рабочему месту лицу, осуществляющему контроль качества, или перенести оборудование к месту проверки на специализированных подставках или столах подходящей высоты. Трубы, муфты и другие детали должны располагаться на одном уровне и

ГОСТ 33006.2-2014

находиться в свободном доступе для обеспечения вращения вокруг своей оси (полный оборот) при проведении проверки. При невыполнении данных требований проводить контроль качества в соответствии с настоящим стандартом не допускается. Трубы должны снабжаться предохранительными резьбозащитными кольцами.

8.3    Паспорт рабочего места

Нормативные документы, определяющие состояние рабочего места, должны быть легкодоступны. По запросу инспектора, осуществляющего контроль, могут быть представлены любые другие документы в соответствии с действующей системой менеджмента качества.

8.4    Процедуры, которые проводятся перед контролем и осмотром

8.4.1    Эксплуатационная пригодность оборудования

Каждая проверка начинается с определения эксплуатационной пригодности испытательного оборудования и теста его в рабочих условиях.

8.4.2    Идентификация

Перед проведением контроля бурильной колонны лаборатория должна провести ее идентификацию. При этом производится сравнение данных производственного заказа с маркировкой на элементах бурильной колонны (маркировка, размер, внутренний диаметр, код массы трубы на единицу длины, качество, изготовитель, характеристики и соединение).

8.4.3    Маркировка и регистрация

Во время контроля и осмотра необходимо маркировать и регистрировать серийными номерами каждый элемент бурильной колонны. Номер должен наноситься на коническую часть конца бурильной трубы, расположенную под углом 35° (или, если предусмотрено, 18°).

При продолжительной эксплуатации колонны бурильных труб могут быть сформированы путем замены или дополнения другими трубами. Поэтому серийный номер последней проверки должен быть нанесен на коническую часть конца бурильной трубы вместе с номерами предыдущих проверок. Каждая нумерация должна сопровождаться значением, определяющим последовательность проверок и изменений в оборудовании. Это показано на рисунке 3. Как правило, маркировка производится ударным клеймом и определяет классификацию, месяц/год и знак лаборатории, которая проводила контроль. Колонна бурильных труб должна быть промаркирована только после завершения необходимых проверок.

Изготовитель/владелец должен маркировать как бурильные трубы, так и колонну бурильных труб в целом. По соглашению владельца и проверяющей организации возможно использовать постоянный идентификационный номер (по необходимости) вместо стандартной нумерации. Также при соглашении с владельцем любому элементу оборудования без действительного и разборчивого серийного номера должен быть присвоен такой номер.

Необходимо следить, чтобы новые серийные номера не были поставлены на то же самое место, где стояли старые. Серийные номера должны ставиться в местах, где риск износа и других повреждений минимален.

8.4.4    Причина приостановления проверки

При осуществлении проверки колонны бурильных труб необходимо классифицировать все ее элементы (классы второй, третий или премиум). Проведение классификации может быть приостановлено при выявлении дефектов, не подлежащих ремонту (трещин, выбоин, щелей и т. п.). Прекращение проверки при выявлении неприемлимого состояния оборудования должно быть согласовано проверяющей организацией с владельцем оборудования.

8.5 Маркировка классификации бурильных труб и бурильных замков

8.5.1 Постоянный(ые) знак(и)

Постоянный(ые) знак(и), обозначающие классификацию трубы, должны быть нанесены следующим образом:

a)    на 35° или 18° наклонном заплечике бурильного замка с безмуфтовым резьбовым концом, как показано на рисунке 3;

b)    на других участках бурильного замка, не подверженных сильным деформациям и напряжениям, где маркировка не стирается после операции.

Необходимо избегать холодной стальной штамповки на наружной поверхности тела трубы. Один кернер обозначает премиум-класс, два — класс 2, три — класс 3 и четыре — металлические отходы.

8.5.2 Цветная маркировка

Цветная маркировка, обозначающая состояние бурильной трубы и бурильного замка, должна применяться:

a)    если бурильный замок идентичного класса или выше, то маркируется только труба;

b)    если класс бурильного замка ниже класса бурильного замка трубы, то маркируется только бурильный замок;

c)    бурильные замки, резьбу и уплотнения которых необходимо отремонтировать, маркируются в соответствии с рисунком 3 и таблицей 1.

_1_

_2_

&

3/

1 — маркировка состояния бурильного замка;

2 — цветная маркировка классификации бурильной трубы;

3 — шаблон/штамп для постоянной маркировки классификации тела бурильной трубы в соответствии с таблицей 1

Рисунок 3 — Идентификационный код цвета бурильной трубы Таблица 1

Классификация бурильного замка и бурильной трубы Число и цвет маркировки Состояние бурильного замка Цвет маркировки Премиум-класс Два белых Ремонт в мастерской или отходы Красный Класс 2 Один желтый — Зеленый Класс 3 Один оранжевый — — Отходы Один красный — —

8.6 Процедуры, которые проводят после контроля/осмотра

8.6.1    Классификация

Каждый участок трубы, бурильного замка и элемента бурильной колонны забойного двигателя должен классифицироваться в соответствии с разделом 10.

8.6.2    Очистка

Удаляют все магнитные частицы, жидкий пенетрант и очищающий материал с соединений.

8.6.3    Вычисление длин

Рассчитывают сумму длины всех категорий оборудования и его элементов. Проверяют их общее количество после первого подсчета.

8.6.4    Защита резьбы

После проверки убеждаются, что резьба сухая и чистая. Наносят на резьбу смазку для роторного заплечика, сделанную в соответствии с [4] или по решению владельца/оператора. Наносят ее на весь резьбовой участок по контуру, в том числе заплечики и канавки резьбы. В районе с холодным климатом необходимо предварительно нагреть смазку при нанесении на элементы резьбы до использования оборудования. Многокомпонентные смазки для резьбы нельзя разбавлять растворителем. Если необходимо, установливают чистый колпачок для предохранения резьбы, а затем туго его затягивают.

Примечание — Следует изучить справочник по безопасному использованию волокнистого материала. Необходимо хранить и размещать контейнеры с неиспользованными смазочными материалами в соответствии с правилами.

ГОСТ 33006.2-2014

8.6.5    Таблица контрольных проверок рабочего места

Перед тем как покинуть рабочее место, представитель лаборатории должен убедиться, что выполнены следующие действия:

a)    трубный подсвечник: лаборатория должна убедиться, что каждый ряд труб покрыт кожухами и защищен, что не осталось свободно движущихся труб, которые могли бы упасть с рабочих стеллажей. Также запрещается оставлять трубы на земле;

b)    устранение обломков: с рабочего места необходимо убрать после работы все обломки;

c)    утилизация растворителя: очищающий растворитель должен быть полностью устранен с рабочего места.

Примечание — Растворители, очистители, неочищенный парафин и производственные отходы могут содержать опасные вещества. При использовании таких материалов сначала надо изучить справочник по безопасному использованию материала. Должны быть предусмотрены хранение, транспортировка, эксплуатация и утилизация производственных отходов и контейнеров. Необходимо следовать соответствующим инструкциям по утилизации растворителей и производственных отходов, бывших в употреблении.

8.6.6    Контрольная маркировка

8.6.6.1    Общие сведения

В данном пункте представлено руководство по единой контрольной маркировке элементов бурильной колонны, бывших в употреблении.

8.6.6.2    Полномочия

Классификация каждого проверенного интервала должна осуществляться только квалифицированным персоналом. Однако любой член бригады может быть направлен на проведение необходимых описаний, маркировки по образцу и цветной маркировки.

8.6.6.3    Бурильная труба

а)    Порядковый номер

Каждый отрезок испытанной бурильной трубы должен иметь уникальный номер, отштампованный на 35° наклонного заплечика ниппеля бурильного замка. Порядковый номер должен стоять после месяца и года проверки, маркировки классификации и названия/марки организации, которая проводила контроль (см. рисунок 3). Размер штампов должен быть не больше 10 мм (3/8 дюйма). Если на оборудование нанесены трассируемые серийные номера, то штамп порядкового номера можно и не ставить. А остальные штампы должны обязательно стоять на местах. Маркировка классификации должна ставиться только после завершения всех необходимых проверок. Она должна показывать самый низкий показатель классификации трубы и бурильного замка.

б)    Цветная маркировка

Тело трубы

Каждый отрезок тела трубы должен быть отмечен цветной маркировкой для бурильной трубы в соответствии с таблицей В.18 (приложение В) и для насосно-компрессорной трубы в соответствии с таблицей В.19 (приложение В), бывших в употреблении. Цветная маркировка должна находиться на расстоянии 0,5 мм (18 дюймов) от конической части конца бурильной трубы, расположенной под углом 35°. Ширина цветной маркировки должна равняться 51 мм (2 дюйма).

Все развинченные трубы должны иметь 25-миллиметровую (1 дюйм) полосу по диаметру трубы, которая показывает и изолирует поврежденную часть трубы. Цвет маркировки должен выбираться в соответствии с классификацией дефектов. Причина отказа работы бурильной трубы должна быть отмечена рядом с полосой цветной или другой несмываемой маркировкой.

Замки бурильных труб

Каждый бурильный замок, не соответствующий требованиям по минимальному наружному диаметру, внутреннему диаметру или ширине заплечика, приведенным в таблице С.6 (таблице D.6) (приложения С и D), должен быть помечен цветной полосой в центре бурильного замка. Эта цветная полоса показывает, что на бурильный замок не воздействует крутящий момент, равный как минимум 80 % требуемого крутящего момента тела трубы.

Состояние бурильного замка

Все поврежденные части бурильного замка должны иметь 25,4-миллиметровую (1 дюйм) красную полосу, находящуюся на наружном диаметре смежного с заплечиком уплотнения. При наличии такой полосы оборудование необходимо ремонтировать в мастерской в соответствии с рисунком 3. Причина отказа оборудования должна быть отмечена рядом с красной полосой цветной или любой другой отметкой, которая не сотрется во время ремонтных работ. Эти маркировки должны быть удалены после ремонта.

Все соединения, не отремонтированные до проведения проверки и осмотра оборудования, должны иметь 25,4-миллиметровую (1 дюйм) зеленую полосу на наружном диаметре соединения смежного с заплечиком уплотнения в соответствии с рисунком 3. Причина отказа оборудования должна быть отмечена рядом с зеленой полосой или любой другой отметкой, которая не сотрется во время ремонтных работ. Эти маркировки должны быть удалены после ремонта.

Необязательная цветная маркировка

Цветная маркировка, показывающая дополнительную информацию об оборудовании, может быть нанесена на тело трубы рядом с маркировкой классификации. Необязательная цветная маркировка может использоваться для обозначения лаборатории, порядкового номера деталей, уровня проверки, дополнительной проверки, времени выполнения проверки (месяц/год). Надпись должна равняться не менее 25,4 мм (1 дюйм) в длину.

Цветная шаблонная маркировка спусковой бурильной колонны должна быть нанесена на минимальную остаточную стенку оборудования в качестве акцента.

8.6.6.4 Утяжеленные бурильные трубы и другие элементы бурильной колонны

а)    Белая маркировка

Белая маркировка, находящаяся близко к заплечику ниппеля, должна обозначать испытательную лабораторию, порядковый номер деталей, контроль, осмотр, необязательные проверки и время проведения проверок (месяц/год).

б)    Цветная маркировка

Тело звена компоновки низа бурильной колонны (КНБК)

На каждое звено КНБК должна быть нанесена белая маркировка. Она должна находиться на расстоянии 152,6 мм (6 дюймов) от заплечика ниппеля. Каждый участок с трещиной или отходами должен быть отмечен красной полосой вокруг поврежденной части. Причина отказа работы оборудования должна быть написана рядом с красной полосой несмываемым маркером.

Состояние соединения

Все поврежденные соединения, которые необходимо ремонтировать в мастерской, должны быть отмечены 25,4-миллиметровой (1 дюйм) красной полосой, расположенной на наружном диаметре рядом с заплечиком уплотнения. Причина отказа оборудования должна быть написана рядом с красной полосой несмываемым маркером. Данные маркировки необходимо удалить после ремонта.

Все соединения, не отремонтированные на месте до проведения проверки и осмотра, должны быть отмечены 25,4-миллиметровой (1 дюйм) зеленой полосой, расположенной на наружном диаметре рядом с заплечиком уплотнения. Причина отказа работы оборудования должна быть написана рядом с зеленой полосой несмываемым маркером. Данные маркировки должны быть удалены после ремонта.

8.6.7 Документация. Заключение по результатам проведения локальной проверки

Заключение по результатам проведения локальной проверки элементов КНБК должно включать:

-    описание проверенной детали;

-    серийный номер проверенной детали;

-    тип проверки и осмотра;

-    результаты проверки и осмотра;

-    даты проверки и осмотра;

-    описание условий, из-за которых может возникнуть отказ работы оборудования.

9 Общие требования к методу неразрушающего контроля

9.1    Общие сведения

В разделе 9 перечислены возможные требования, описания и необходимое оборудование, с помощью которого проводится контроль и осмотр элементов бурильной трубы, бывшей в употреблении, и оборудования КНБК.

9.2    Оборудование

9.2.1    Общие сведения

Данные требования должны распространяться на оборудование для визуального и пространственного контроля и осмотра элементов бурильной колонны, бывших в употреблении.

9.2.2    Штангенинструмент (микрометр, штангенциркуль, циферблатный штангенциркуль)

Штангенинструмент должен быть откалиброван в соответствии с лабораторной программой обеспечения качества. Калибровка должна регистрироваться на штангенинструменте и в журнале с датой проведения калибровки, сроком сдачи и инициалами лица, проводившего проверку.

14

ГОСТ 33006.2-2014

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

© Стандартинформ, 2015

В Российской Федерации настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

ГОСТ 33006.2-2014

9.2.3    Нерегулируемые приборы для измерения длины и диаметра

Приборы для измерения длины и диаметра состоят из стальных линеек, мерных лент и других нерегулируемых измерительных приборов. Точность прибора определяется программой по обеспечению контроля качества лаборатории.

9.2.4    Глубиномер

Инструмент должен быть откалиброван в соответствии с программой обеспечения контроля качества лаборатории. Калибровка должна регистрироваться на штангенинструменте и в журнале с датой проведения калибровки, сроком сдачи и инициалами лица, проводившего проверку.

9.3 Освещение

9.3.1    Освещение наружной поверхности

9.3.1.1    Направленное естественное освещение

При наличии направленного естественного освещения не требуется проводить проверку освещения поверхности.

9.3.1.2    Ночное освещение и освещение закрытого пространства

Уровень освещенности проверяемых поверхностей должен равняться не менее 538 лк (50 FC).

Освещение объектов в закрытых, ограниченных пространствах должно проводиться в соответствии с программой обеспечения контроля качества лаборатории. Проверка должна быть зарегистрирована в журнале с датой, показаниями приборов и инициалами лица, осуществляющего проверку. Данная запись должна быть доступна на рабочем месте.

9.3.1.3    Ночное освещение с переносным оборудованием

Уровень освещенности на проверяемых поверхностях должен равняться не менее 538 лк (50 FC).

Показатели освещения должны проверяться в начале рабочего дня. Они должны доказать, что переносное оборудование, установленное на проверяемых поверхностях, используется правильно. Освещение должно проверяться также во время рабочего дня, при перестановке осветительных приборов и изменениях интенсивности потока света, направленного на проверяемые поверхности.

Люксометр, используемый для измерения освещенности, должен быть откалиброван в соответствии с программой обеспечения контроля качества лаборатории. Данные по калибровке люксометра должны быть зарегистрированы на измерительном приборе и в журнале с датой калибровки, сроком сдачи и инициалами лица, проводившего проверку.

9.3.2 Освещение внутренних поверхностей

9.3.2.1    Зеркала, используемые для освещения

В качестве отражающей поверхности должно использоваться нетонированное (неокрашенное) зеркало, показывающее неискаженное изображение. Отражающая поверхность должна быть плоской и чистой.

9.3.2.2    Переносные лампы

Переносную лампу, обеспечивающую освещенность более 1076 лк (100 FC), находящуюся на максимальном контролируемом расстоянии, можно использовать для освещения внутренних поверхностей.

9.3.2.3    Другие источники освещения

Сертифицированный источник освещения, обеспечивающий требуемую освещенность, может использоваться для освещения внутренних поверхностей. Защитное стекло источника освещения должно быть чистым.

9.3.2.4    Прибор оптического контроля

Разрешение бороскопа, видео и другие оптические приспособления внутреннего контроля должны быть протестированы перед началом работ. А затем необходимо собрать весь прибор (или одну его часть). Цена деления шкалы не должна превышать 1,016 мм (0,040 дюйма) в высоту, или в качестве альтернативы используются буквы J-4 Jaeger размером 101,6 мм (4 дюйма), расположенные на линзе объектива. Они должны хорошо просматриваться через смонтированный прибор оптического контроля.

9.4    Оборудование для магнитнопорошковой дефектоскопии

9.4.1 Источники тока намагничивания

У источников тока намагничивания должен быть амперметр. Амперметры (считывающие параметры намагничивания тока) должны быть откалиброваны в соответствии с программой обеспечения контроля качества лаборатории. Калибровка должна быть зарегистрирована измерительным прибором и рабочим журналом, в котором должны быть записаны дата калибровки, срок сдачи и инициалы лица, выполняющего ее.

15

Содержание

1    Область применения.................................................................1

2    Нормативные ссылки.................................................................1

3    Термины и определения..............................................................2

4    Обозначения и сокращения...........................................................5

4.1    Обозначения....................................................................5

4.2    Сокращения.....................................................................6

5    Заключение о соответствии...........................................................7

5.1    Условия проведения контроля/осмотра..............................................7

5.2    Стабильность результатов.........................................................7

5.3    Упорядочивание информации......................................................8

6 Гарантия качества...................................................................8

6.1    Общие сведения.................................................................8

6.2    Поверка и эксплуатация оборудования..............................................8

6.3    Описание оборудования..........................................................8

6.4    Степень квалификации персонала..................................................8

6.5    Данные по динамическому контролю/осмотру, определяющие технические характеристики

системы по расчетному показателю....................................................8

6.6    Отчет..........................................................................9

7    Квалификация персонала службы технического контроля..................................9

7.1    Общие сведения.................................................................9

7.2    Письменное тестирование.........................................................9

7.3    Квалификация: ответственность и требования........................................9

7.4    Учебные программы..............................................................9

7.5    Экзамены.......................................................................9

7.6    Опыт...........................................................................10

7.7    Переквалификация...............................................................10

7.8    Документация...................................................................10

7.9    Аттестация персонала............................................................10

8    Процедуры общего контроля..........................................................10

8.1    Общие сведения.................................................................10

8.2    Требования к рабочему месту владельца/оператора при проведении контроля качества.....10

8.3    Паспорт рабочего места...........................................................11

8.4    Процедуры, которые проводятся перед контролем и осмотром...........................11

8.5    Маркировка классификации бурильных труб и бурильных замков........................11

8.6    Процедуры, которые проводят после контроля/осмотра.................................12

9    Общие требования к методу неразрушающего контроля....................................14

9.1    Общие сведения.................................................................14

9.2    Оборудование...................................................................14

9.3    Освещение.....................................................................15

9.4    Оборудование для магнитнопорошковой дефектоскопии................................15

9.5    Ультразвук......................................................................17

9.6    Оборудование для электромагнитной дефектоскопии..................................18

10 Контроль и классификация бурильной колонны..........................................18

10.1    Тело трубы. Визуальный контроль всей длины.......................................18

10.2    Тело трубы. Измерение наружного диаметра........................................19

10.3    Тело трубы. Ультразвуковое измерение толщины стенок...............................20

10.4    Тело трубы. Электромагнитная дефектоскопия.......................................22

10.5    Тело трубы. Ультразвуковой поперечный контроль/осмотр всей длины трубы

и измерение толщины стенок..........................................................24

10.6    Тело трубы. Ультразвуковой продольный и поперечный осмотр всей длины трубы

и измерение толщины ее стенок.......................................................26

10.7    Тело бурильной трубы. Наружная магнитнопорошковая дефектоскопия

критических областей................................................................28

10.8    Тело бурильной трубы. Двунаправленная наружная магнитнопорошковая дефектоскопия

критической области.................................................................30

IV

ГОСТ 33006.2-2014

10.9 Тело трубы. Полный контроль/осмотр остаточной толщины стенок.....................34

10.10    Тело трубы. Ультразвуковой контроль/осмотр критической области.....................35

10.11    Тело трубы. Расчет площади поперечного сечения...................................38

10.12    Тело трубы. Ознакомление с документами (отслеживаемость).........................38

10.13    Тело трубы. Оценка/анализ и классификация.......................................38

10.14    Бурильные замки..............................................................42

10.15    Бурильные замки. Выявление деформации муфты и растяжения ниппеля...............46

10.16    Ремонт бракованных бурильных замков............................................47

10.17    Бурильные замки. Контроль/осмотр ниппеля, наружного диаметра муфты

и внецентренного износа.............................................................47

10.18    Бурильные замки. Измерение ниппеля замка, наружного диаметра муфты

бурильного замка и определение наличия внецентренного износа...........................49

10.19    Бурильные замки. Контроль/осмотр ниппеля бурильного замка и места на замке

для захвата ключом..................................................................50

10.20    Бурильные замки. Измерение ниппеля бурильного замка и определение

размера места установки ключа на муфте...............................................51

10.21    Бурильные замки. Магнитнопорошковая дефектоскопия ниппельной резьбы.............52

10.22    Бурильные замки. Магнитнопорошковая дефектоскопия внутренней резьбы.............53

10.23    Бурильные замки. Измерение внутреннего диаметра ниппеля бурильного замка..........54

10.24    Магнитнопорошковая дефектоскопия соединения наружного диаметра на наличие

тепловых трещин....................................................................55

10.25    Двусторонняя магнитнопорошковая дефектоскопия соединения наружного диаметра

[наличие тепловых трещин (мокрый способ)].............................................56

10.26    Бурильные замки. Измерение глубины зенковки, длины основания штифта и ширины

уплотнения.........................................................................59

10.27    Соединение КНБК. Визуальный контроль скосов, уплотнений, резьбы

и частей оборудования, снимающих остаточное напряжение................................60

10.28    КНБК. Измерение наружного диаметра муфты, внутреннего диаметра ниппеля,

диаметра раззенкованной части и определение расположения тестового образца (при наличии).. .63

10.29    КНБК. Контроль/осмотр диаметра упорного торца резьбы.............................64

10.30    КНБК. Измерение диаметра упорного торца резьбы..................................65

10.31    КНБК. Магнитопорошковая дефектоскопия внутренней и внешней резьбы...............65

10.32    Соединение КНБК. Капиллярная дефектоскопия внутренней и внешней резьбы..........67

10.33    КНБК. Определение размеров деталей, снимающих остаточное напряжение.............69

10.34    Измерения длины раззенкованной части, ниппеля и шейки ниппеля....................70

10.35    Утяжеленная бурильная труба. Визуальный полноразмерный контроль/осмотр наружного и внутреннего диаметра, маркировки, длины ловильной головки и места

установки ключа.....................................................................72

10.36    Магнитнопорошковая дефектоскопия элеваторной канавки УБТ и буртика бурильной трубы .. .72

10.37    Определение размеров элеваторной канавки УБТ и буртика бурильной трубы............74

10.38    Переводники. Визуальный полноразмерный контроль/осмотр наружного и внутреннего

диаметра, длины ловильной головки, радиальных изменений сечений и маркировки............75

10.39    Измерение выступа проточки под обратный    клапан..................................76

10.40    Магнитнопорошковая дефектоскопия переходников. Определение полной, внутренней

и наружной длины...................................................................78

10.41    Толстостенные бурильные трубы (ТБТ). Визуальный контроль/осмотр, определение

полноразмерного наружного и внутреннего диаметра, маркировки и места установки ключа......79

10.42 Визуальный контроль и отчет по характеру износа ведущей или рабочей трубы..........80

10.43    Магнитнопорошковая дефектоскопия критических областей ведущей или рабочей трубы. . . .82

10.44    Магнитнопорошковая полноразмерная дефектоскопия ведущей или рабочей трубы

и отдельно каждой ее секции..........................................................82

10.45    Стабилизатор бурильной колонны (визуальный контроль/осмотр наружного

и внутреннего диаметра), определение длины ловильной головки состояния лопатки, калибра-кольца и маркировки.........................................................82

10.46    Магнитнопорошковая дефектоскопия лопастей стабилизатора на наличие трещин........84

10.47    Функциональная диагностика....................................................85

V

ГОСТ 33006.2-2014

10.48    Двусторонняя влажная магнитнопорошковая дефектоскопия лопастей стабилизатора

(на наличие трещин).................................................................86

10.49    Визуальный контроль/осмотр ударных ясов (бурильных, ловильных), амортизаторов,

наддолотных переводников...........................................................88

10.50    Контроль/осмотр с целью технического обслуживания................................89

10.51    Измерения областей износа в соответствии с требованиями ИОО......................89

10.52    Контроль/осмотр оборудования, бывшего в употреблении, проводится в соответствии

с требования ИОО...................................................................90

10.53    Система измерения забойного оборудования в процессе бурения.

Каротаж во время бурения. Внешний вид, полная длина наружного и внутреннего диаметров, маркировка, визуальный контроль/осмотр армирования/наплавки твердым сплавом и наружных покрытий................................................................90

10.54    Двигатели и турбины. Проведение визуальной дефектоскопии полной длины, наружного/внутреннего диаметров, маркировок, армирования/наплавки твердым сплавом

и наружных покрытий................................................................91

10.55    Расширительные коронки, скребки, селективный расширитель скважины.

Визуальная дефектоскопия полной длины, наружного/внутреннего диаметров, маркировки, армирования/наплавки твердым сплавом и наружных покрытий.............................92

10.56    Станок для роторного бурения. Внешний вид, полная длина наружного и внутреннего

диаметров, маркировочные надписи, включая визуальный контроль/осмотр армирования/наплавки твердым сплавом и наружных покрытий.................................................93

10.57    Полноразмерная дефектоскопия отклонения ствола скважины от шаблона..............94

10.58    Контроль/осмотр запатентованного оборудования...................................94

10.59    Контроль/осмотр армирования/наплавки твердым сплавом............................95

10.60    Поперечная магнитнопорошковая дефектоскопия наружного/внутреннего диаметров

ниппельной резьбы..................................................................98

10.61    Тело трубы. Проведение внутренней магнитной дефектоскопии критических областей... .100

10.62    Тело трубы. Проведение двусторонней, внутренней магнитной дефектоскопии

критических областей...............................................................101

10.63    Наружная проверка API резьбового соединения высаженных концов труб..............102

Приложение А (справочное). Требования изготовителя оригинального оборудования (ИОО).......105

Приложение В (справочное). Обязательные и дополнительные процедуры контроля/осмотра

оборудования и классификация услуг....................................................106

Приложение С (обязательное). Единицы международной системы измерений..................116

Приложение D (обязательное). Единицы американской системы измерений....................145

Приложение Е (справочное). Требования по различным этапам контроля/осмотра...............173

Приложение F (справочное). Контроль/осмотр специлизированных замковых соединений

бурильных колонн....................................................................176

Приложение G (справочное). Контроль/осмотр резьбы запатентованного соединения спусковой

колонны, бывшего в употреблении......................................................180

Приложение ДА (справочное). Сведения о соответствии межгосударственных стандартов

ссылочным международным стандартам.................................................182

Библиография.......................................................................183

VI

ГОСТ 33006.2-2014 (ISO 10407-2:2008)

СТАНДАРТ

Нефтяная и газовая промышленность

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ РОТОРНОГО БУРЕНИЯ Часть 2

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

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.

Издание официальное

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.

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

ГОСТ 33006.2-2014

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).

Примечание — Применительно к рабочей зоне колонны бурильных труб критическая область располагается от конца трубы до поверхности на расстоянии 508 мм (20 дюймов) или до места расположения вмятин, образованных клиньями, в зависимости оттого, что находится ближе.

3.31    лаборатория (agency): Организация (в том числе лаборатория неразрушающего контроля), которая согласно условиям контракта должна произвести осмотр/контроль элементов бурильных колонн, бывших в употреблении, руководствуясь указанными критериями и требованиями.

3.32    ловильная головка (fish neck): Область с уменьшенным диаметром, расположенная у верхнего края буровой штанги, которую захватывает ловильный инструмент.

3.33    маркировка (label): Минимальная отшлифованная поверхность для нанесения обозначения размера трубы, ее массы на единицу длины или размеры и тип резьбового упорного соединения.

3.34    монтажный заплечик муфты (make-up shoulder): Уплотнительный заплечик муфты на резьбовом упорном соединении.

3.35    муфта бурильного замка (box end): Резьбовое соединение бурильного замка с внутренней резьбой.

3.36    надрез (cut): Зарубина, не оставляющая глубоких следов на металле, как правило, вследствие воздействия острых объектов.

3.37    нижний клапан ведущей бурильной трубы (задвижка-переводник ведущей трубы) [lower kelly valve (kelly cock)]: Полнопроходной клапан, установленный под ведущей бурильной трубой, с наружным диаметром, равным наружному диаметру замка бурильной трубы.

3.38    основание штифта (pin base): Поверхность безрезьбового типа на штифтовом соединении большого диаметра, прилежащего к выступу муфты.

3.39    отказ (failure): Событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта.

3.40    переводник (sub): Короткая резьбовая деталь трубы, используемая для соединения частей компоновки бурильной колонны в следующих случаях: например, при пересечении с другим соединением или для предотвращения изнашивания дорогостоящих элементов компоновки.

3

3.41    переводник долота (bit sub): Переводник, как правило, с двумя муфтами, используется для соединения долота с бурильной колонной.

3.42    переходной переводник (bottleneck sub): Переводник с двумя различными наружными диаметрами.

3.43    поверка (standardization): Совокупность операций, выполняемых в целях подтверждения соответствия средств измерений метрологическим требованиям.

3.44    пользователь (user): Физическое лицо или компания, эксплуатирующие оборудование или материал, либо использующее стандарты.

3.45    последний находящийся в зацеплении виток резьбы (last engaged thread): Последний виток резьбы на ниппеле бурильного замка, находящийся в зацеплении с муфтой соединительного замка или на муфте соединительного замка, находящегося в зацеплении с ниппелем бурильного замка (рисунок 2).

3.46    премиум-класс (premium class): Наивысший класс в иерархии классификации эксплуатации бурильных труб, бывших в употреблении, качественнее классов 2 и 3.

3.47    программа обеспечения качества (quality programme): Утвержденная задокументированная система по обеспечению качества.

3.48    проверка (check): Определение годен/не годен для измерений в критической области.

3.49    профиль резьбы (thread form): Профиль выступа и канавки резьбы в плоскости осевого сечения резьбы.

3.50    прямой переводник (straight sub): Переводник с постоянным наружным диаметром.

3.51    резьба на полную глубину (full-depth thread): Резьба, впадина которой лежит на меньшей конической насадке наружной резьбы или на большей конической насадке внутренней резьбы.

3.52    резьбовое упорное соединение (rotary shouldered connection): Резьбовое соединение элементов бурильной колонны, имеющее коническую резьбу и упорные поверхности (уступ ниппельного конца и торец муфтового конца), создающие уплотнение в соединении.

3.53    стабилизатор (stabilizer): Часть компоновки бурильной колонны, используемой для центрирования или контроля нижней ее части.

3.54    тело бурильной трубы (drill-pipe body): Бесшовная стальная труба с высаженными концами (рисунок 1).

3.55    тело трубы (pipe body): Бесшовная труба без высадки и переходных участков, измененных при высадке.

3.56    тепловые повреждения (heat checking): Образование поверхностных трещин вследствие быстрого нагревания и охлаждения детали.

3.57    толстостенная бурильная труба (ТБТ) [heavy-weight drill pipe (HWDP)]: Труба с утолщенными стенками, используемая в переходной зоне для снижения износа и уменьшения осевой нагрузки на буровое долото в наклонных скважинах.

3.58    ударный яс (освобождающий инструмент) (jar): Механическое или гидравлическое устройство, используемое в ударной штанге буровой установки для передачи ударной нагрузки другому элементу ударной штанги, в особенности если этот элемент прихвачен в скважине.

3.59    усталость (fatigue): Процесс постепенного накопления повреждения материала под действием переменных напряжений, приводящих к изменению свойств: образованию трещин, их развитию и разрушению.

3.60    усталостная трещина (fatigue crack): Трещина, вызванная усталостью материала.

3.61    усталостное разрушение (fatigue failure): Разрушение материала нагружаемого объекта до полной потери его прочности или работоспособности вследствие распространения усталостной трещины.

3.62    утяжеленная бурильная труба (drill collar): Толстостенная труба или труба для обеспечения сплошности или плотности по массе на или около режущей части долота.

3.63    фильтрованный двухполупериодный переменный ток (ДППТ) (filtered FWAC): Двухпо-лупериодный переменный ток, выпрямляемый путем пропускания через электрический конденсатор или другое электрическое устройство с целью устранения колебаний, вызванных переменным током.

3.64    царапина (gouge): Дефект поверхности, представляющий собой углубление неправильной формы и произвольного направления, образующегося в результате механических повреждений, в том числе при складировании и транспортировании.

3.65    шаг резьбы (pitch): Расстояние по линии, параллельной оси резьбы, между средними точками ближайших одноименных боковых сторон профиля резьбы, лежащими в одной осевой плоскости по одну сторону от оси резьбы.

Примечание — При прохождении одного оборота резьбы шаг равняется витку.

4

1

Лаборатория на территории Российской Федерации и Таможенного союза должна быть аттестована в соответствии с ПБ 03-372-00. Переаттестация лаборатории должна проводится не реже одного раза в три года.

2

В Российской Федерации в соответствии с ПБ 03-440-02 переаттестация должна проводиться не реже одного раза в три года.