Это резьба
Вы абсолютно правы. Если посмотреть под другим углом, отличным от рекомендуемого (отражение от угла, размер зоны сканирования, толщины) то А-скан дает прекрасную картину под углом 65 град. Ну 70 град многовато, что отражается на сигнале, он не так хорошо выделяется на общем фоне, не стал его приводить. А вот 65 – оптимально. Причем, общая картина ФР практически не меняется, что еще раз подтверждает все выше сказанное. Решетка расширяет кругозор контроля, а конкретно в данном случае от 38,5 до 80,1 градусов. А-скан всего лишь частный случай, один конкретный угол, имитация ПЭП с одной пьезопластиной в угоду НТД. А что, если отражатель будет под другим углом? Под углом 45, например, ничего не видно. Для ФР А-скан – это выдернутая из общего потока, отфильтрованная сумма сигналов в каком-то направлении, причем неплохо отфильтрованная. Обычным датчиком на 65 град качественно выделить такой красивый сигнал не удалось. Вопросов по степени выявляемости относительно обычного сканирования у меня лично вообще нет. ФР дает больше информации как ни крути.
Если по А-скану то зондирующий импульс и поверхность
AlexSinara
Профессионал
- Регистрация
- 20.07.2015
- Сообщения
- 883
- Реакции
- 564
Коллега, знакомые «буровые» дефектоскописты проявили интерес к тому, что у вас получается с контролем резьбы на замке, но, вместе с тем, возник ряд вопросов:
1.как обстоит дело с контролем ниппеля, т.к. «картинки» пока представлены с муфтовой части замка, а есть ли подобные «картинки» на ниппеле.
2. подскажите по какой методе/нормативке «рисуете картинки» (нтд на контроль бурильных труб), каков размер соп (диаметр, стенка, тип замка).
3. что собой представляет искусст. дефект – у вас озвучен: «…Тут обычный межрезьбовой "запил" небольшой глубины..» - это сколько = 0.?? мм, какова его длина).
4.как оформлен юридически переход на контроль по требованиям DS-1 (кстати, коллеги нк бур. оборудования и, в том числе труб, пишут: - «…На счёт МПД я с вами полностью согласен, не зря Американские и Европейские нефтегазодобывающие компании отказались от диагностики резьбовых соединений ультразвуковым методом, но сотрудники нефтегазодобывающих компаний, кто непосредственно курирует такие службы как наша, в большинстве случаев не пытаются вникать в методику дефектоскопии в целом… процент аварийности связанный с телом это около 5 %, а может и меньше, зона высаженных концов 60 %, зона резьбового соединение 30 %, а остальные 5 % все остальные факторы в совокупности).
5.согласно DS-1 cat.4-5 Инспекция методом УЗК д.б. для участков, зажимаемых клиньями и высаженной зоны. Инспекция замков в черном свете, т.е. магнитолюминесцентный контроль, узк отсутствует… и как быть с вашим: «… Выживут те, кто сумеет в эти стандарты вписаться, а требования там ого-го…».
6. «…ого-го…» - если не трудно - это какие, в чем они выражены – мкм, %...
Контроль ниппельной и муфтовой части производится с торца прямым датчиком, красивых показательных картинок нет.
Согласно DS-1:
3.16 Ультразвуковое обследование соединений
3.16.1 Сфера действия: Настоящая процедура охватывает обследование роторных соединений с заплечиками на наличие поперечных изъянов с использованием ультразвукового метода волн сжатия.
3.16.4 Стандартизация в полевых условиях:
а. Ультразвуковая установка должна стандартизоваться в полевых условиях на расстояние и чувствительность использованием стальных эталонов.
с. Вторичный эталон для стандартизации на чувствительность:
Вторичный эталон для стандартизации на чувствительность должен быть целым муфтовым соединением или частью муфтового соединения или трубой с минимальной толщиной стенки ½ дюйма. Эталон должен быть минимум на 1 дюйм длинней длины ниппеля.
Вторичный эталон для стандартизации на чувствительность должен содержать один поперечный надрез. Надрез должен наноситься на эталон на расстоянии, равном длине ниппеля (+1/2 дюйма, -0 дюйма) от поверхности сканирования. Если используется эталон в виде муфтового соединения, надрез должен помещаться на корень резьбы на таком же расстоянии. Надрез должен отвечать следующим требованиям:
Глубина = 0.080 дюйма ±0.005 дюйма
Ширина = 0.040 дюйма максимум
Длина = 0.500 дюйма, +0.500 дюйма, -0.125 дюйма.
Люминесцентный метод (как у них называется в «черном» свете) думаю здесь действительно будет предпочтительней. Придется комбинировать методы, насколько это возможно.
3.10 Ультразвуковое обследование мест захвата клиньями/высаженных концов
3.10.1 Сфера действия: Настоящая процедура охватывает ультразвуковое обследование волнами сдвига мест захвата клиньями и высаженных участков бывших в употреблении стальных бурильных труб и толстостенных бурильных труб. Этот метод используется для обнаружения поперечных и трехразмерных изъянов на внутренней и внешней поверхностях трубы. Обследуемая площадь включает участок от конусов бурильных замков до 36 дюймов от ниппельного заплечика бурильного замка и 48 дюймов от муфтового заплечика. Если этот метод применяется к толстостенным бурильным трубам, то площадь обследования также включает первые 36 дюймов трубы на обеих сторонах от центральной высадки.
3.10.2 Дефектоскопическая аппаратура:
с. Полевой вторничный эталон для стандартизации в полевых условиях должен содержать поперечные надрезы на внутренней и внешней поверхностях, отвечающие следующим требованиям:
Глубина = 5% от номинальной толщины стенки, ±0.004 дюйм, при минимальной глубине 0.012 дюйма
Ширина = 0.040 дюйма максимум
Длина = ½ дюйма максимум
СОПы выбираются как и везде максимально близко к параметрам реального объекта контроля.
d. Полевой вторичный эталон должен быть стальным и должен иметь такую же указанную толщину стенки и внешний диаметр или радиус кривизны, что и труба, подлежащая обследованию.
Судите сами насколько эти требования жесткие.
А объемы и методы контроля определяет заказчик в соответствии со своей программой обследования - захотят по телу трубы делать ультразвук – будут делать, кто с ценой согласится. Хотя понятно, что тут нужны автоматизированные системы основанные на методах измерения магнитного потока и его рассеяния.
Юридически – аттестуются оборудование и специалисты по каждому методу в соответствие со стандартом TH HILL DS-1 с выдачей сертификатов.
Согласно DS-1:
3.16 Ультразвуковое обследование соединений
3.16.1 Сфера действия: Настоящая процедура охватывает обследование роторных соединений с заплечиками на наличие поперечных изъянов с использованием ультразвукового метода волн сжатия.
3.16.4 Стандартизация в полевых условиях:
а. Ультразвуковая установка должна стандартизоваться в полевых условиях на расстояние и чувствительность использованием стальных эталонов.
с. Вторичный эталон для стандартизации на чувствительность:
Вторичный эталон для стандартизации на чувствительность должен быть целым муфтовым соединением или частью муфтового соединения или трубой с минимальной толщиной стенки ½ дюйма. Эталон должен быть минимум на 1 дюйм длинней длины ниппеля.
Вторичный эталон для стандартизации на чувствительность должен содержать один поперечный надрез. Надрез должен наноситься на эталон на расстоянии, равном длине ниппеля (+1/2 дюйма, -0 дюйма) от поверхности сканирования. Если используется эталон в виде муфтового соединения, надрез должен помещаться на корень резьбы на таком же расстоянии. Надрез должен отвечать следующим требованиям:
Глубина = 0.080 дюйма ±0.005 дюйма
Ширина = 0.040 дюйма максимум
Длина = 0.500 дюйма, +0.500 дюйма, -0.125 дюйма.
Люминесцентный метод (как у них называется в «черном» свете) думаю здесь действительно будет предпочтительней. Придется комбинировать методы, насколько это возможно.
3.10 Ультразвуковое обследование мест захвата клиньями/высаженных концов
3.10.1 Сфера действия: Настоящая процедура охватывает ультразвуковое обследование волнами сдвига мест захвата клиньями и высаженных участков бывших в употреблении стальных бурильных труб и толстостенных бурильных труб. Этот метод используется для обнаружения поперечных и трехразмерных изъянов на внутренней и внешней поверхностях трубы. Обследуемая площадь включает участок от конусов бурильных замков до 36 дюймов от ниппельного заплечика бурильного замка и 48 дюймов от муфтового заплечика. Если этот метод применяется к толстостенным бурильным трубам, то площадь обследования также включает первые 36 дюймов трубы на обеих сторонах от центральной высадки.
3.10.2 Дефектоскопическая аппаратура:
с. Полевой вторничный эталон для стандартизации в полевых условиях должен содержать поперечные надрезы на внутренней и внешней поверхностях, отвечающие следующим требованиям:
Глубина = 5% от номинальной толщины стенки, ±0.004 дюйм, при минимальной глубине 0.012 дюйма
Ширина = 0.040 дюйма максимум
Длина = ½ дюйма максимум
СОПы выбираются как и везде максимально близко к параметрам реального объекта контроля.
d. Полевой вторичный эталон должен быть стальным и должен иметь такую же указанную толщину стенки и внешний диаметр или радиус кривизны, что и труба, подлежащая обследованию.
Судите сами насколько эти требования жесткие.
А объемы и методы контроля определяет заказчик в соответствии со своей программой обследования - захотят по телу трубы делать ультразвук – будут делать, кто с ценой согласится. Хотя понятно, что тут нужны автоматизированные системы основанные на методах измерения магнитного потока и его рассеяния.
Юридически – аттестуются оборудование и специалисты по каждому методу в соответствие со стандартом TH HILL DS-1 с выдачей сертификатов.
Последнее редактирование:
AlexSinara
Профессионал
- Регистрация
- 20.07.2015
- Сообщения
- 883
- Реакции
- 564
Спасибо, получается, что представленные скриншоты – это в данный момент всего лишь пожелание-эксперимент…, а по поводу жестких требований можно отчасти не согласиться, т.к. есть РД 41-01-25-89 «Неразрушающий контроль бурового инструмента и оборудования при эксплуатации» http://www.ntcexpert.ru/documents/docs/rd-41-01-25-89.pdf , в котором также представлены требования к контролю замковой резьбы, возможно, они известны, но так или иначе. Трубы с приварными замками, а также изготовленные по API 5D прозвучивают (ниппель, муфта) по схеме от конца замка в сторону трубы, как это на ваших скринах…чувствительность устанавливают по пазу глубиной 3 мм (в DS-1 глубина 2,2 мм) - всего-то отличие немногим более 20%, так что «черт» не очень и страшен.. А, вот, с торца замка прозвучивают УБТ (утяжел/трубы) - муфта без ограничений по нар. диаметру, ниппель до 203 мм по предыдущей схеме, при диаметре свыше – с торца. Также предусмотрен магнитный порошок. Что до участков захвата клиньями – используют соп с поперечным пазом глубиной не менее 1мм или 10% от толщины стенки, да здесь «мягче», но уже, как год начал действовать 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» http://docs.cntd.ru/document/1200123491 Практические процедуры, содержащиеся в настоящем стандарте, являются рекомендованными для контроля 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 (надо отметить - текст и изложение перевода безобразны…). Интересно, что требования к соп созвучны с DS-1…, также любопытно, как там представлены требования к лаборатории и персоналу. А что по этому поводу требует TH HILL DS-1 и как «выкручиваетесь»… p.s. ГОСТ 33006.2-2014 (ISO 10407-2:2008),т.е. ISO 10407-2 – это «переведенная» в международный ранг рекомендуемая практика API RP 7G-2 . Как отметил вице-президент по инженерии фирмы OEM, Inc., внесший вклад в этот новый документ: «...Теперь все инспекторы неразрушающего контроля могут работать по единому и непредвзятому документу, направленному непосредственно на повышение производительности и профессиональной ответственности. По нашему мнению, этот документ может заменить другие, ныне используемые при контроле, как элементов бурового оборудования, так и может быть более полезным для инспекции/контроля труб по сравнению с другими общеотраслевыми документами, находящихся в настоящее время в обращении…»
Это когда внедрите этот документ, а пока ...ardon:
О каком документе вы пишите? Читайте внимательнее, что пишет Alex, чтобы не попасть в просак:
p.s. ГОСТ 33006.2-2014 (ISO 10407-2:2008),т.е. ISO 10407-2 – это «переведенная» в международный ранг рекомендуемая практика API RP 7G-2 .
ISO 10407-2 был принят в 2008 году,
2.27 Часто задаваемые вопросы:
Вопрос: Являются ли требования DS-1TM более жесткими, чем требования API для обследования бурильных колонн?
Ответ: На этот вопрос ответ необходимо давать в двух частях. Во-первых, в смысле свойств бурильных труб, требуемых для того, чтобы какой-то компонент был приемлемым в соответствии с критериями приемлемости высшего сорта или второго сорта, имеется очень незначительная разница между этими двумя стандартами. На самом деле, большинство критериев приемлемости DS-1TM было напрямую взято из Руководящих указаний API 7G. Однако, в смысле контроля качества процесса проведения обследования, DS-1TM устанавливает жесткие требования к тому, как инспектор должен калибровать и использовать свое оборудование. Руководящие указания API 7G в момент, когда пишутся эти строки, не рассматривает эти вопросы вообще. Следовательно, сравнение невозможно в этом области.
А все что не попало в DS-1 это и есть - рекомендательная практика. «Пожелание-эксперимент». Все новые российские документы удивительным образом напоминают вытяжку из зарубежных стандартов, вплоть до размеров браковочных пазов. Уверен, что это они, негодяи, украли наши домашние разработки, все, как обычно, придумывается у нас, но реализуется почему то, у них. Знакомая песня. И если уж наверху протолкнули эти стандарты к исполнению в России – будьте добры соответствовать. И когда мы говорим про жесткие требования – имеется ввиду не только размеры браковочных канавок, но и организация проведения контроля и требования к лабораториям. Чтобы соответствовать – нужно еще и оборудование закупать. Что бы не говорили производители, те же российские автоматизированные магнитные установки по контролю методом рассеяния магнитного потока – это все копии с америкосовских аналогов.
Здесь столько копий на форуме сломано по поводу качества документации на контроль, по каким ГОСТам работать. Была надежда, что «там, у них» порядка в этом вопросе больше. На деле пока получается «компот» из документов.
Чего стоят только кривые переводы «ихних» документов. Тот же контроль в «черном свете», даже страшно становится, «ультрафиолет» как-то привычней. Или вот еще перлы: для каждого канала, реакция на сигнал от эталонного надреза на внутренней поверхности должны стандартизоваться с использованием положения первого 1/2 пропуска или 1-1/2 пропуска. Не сразу и поймешь, что речь идет о прямом и дважды отраженном сигнале…
Вопрос: Являются ли требования DS-1TM более жесткими, чем требования API для обследования бурильных колонн?
Ответ: На этот вопрос ответ необходимо давать в двух частях. Во-первых, в смысле свойств бурильных труб, требуемых для того, чтобы какой-то компонент был приемлемым в соответствии с критериями приемлемости высшего сорта или второго сорта, имеется очень незначительная разница между этими двумя стандартами. На самом деле, большинство критериев приемлемости DS-1TM было напрямую взято из Руководящих указаний API 7G. Однако, в смысле контроля качества процесса проведения обследования, DS-1TM устанавливает жесткие требования к тому, как инспектор должен калибровать и использовать свое оборудование. Руководящие указания API 7G в момент, когда пишутся эти строки, не рассматривает эти вопросы вообще. Следовательно, сравнение невозможно в этом области.
А все что не попало в DS-1 это и есть - рекомендательная практика. «Пожелание-эксперимент». Все новые российские документы удивительным образом напоминают вытяжку из зарубежных стандартов, вплоть до размеров браковочных пазов. Уверен, что это они, негодяи, украли наши домашние разработки, все, как обычно, придумывается у нас, но реализуется почему то, у них. Знакомая песня. И если уж наверху протолкнули эти стандарты к исполнению в России – будьте добры соответствовать. И когда мы говорим про жесткие требования – имеется ввиду не только размеры браковочных канавок, но и организация проведения контроля и требования к лабораториям. Чтобы соответствовать – нужно еще и оборудование закупать. Что бы не говорили производители, те же российские автоматизированные магнитные установки по контролю методом рассеяния магнитного потока – это все копии с америкосовских аналогов.
Здесь столько копий на форуме сломано по поводу качества документации на контроль, по каким ГОСТам работать. Была надежда, что «там, у них» порядка в этом вопросе больше. На деле пока получается «компот» из документов.
Чего стоят только кривые переводы «ихних» документов. Тот же контроль в «черном свете», даже страшно становится, «ультрафиолет» как-то привычней. Или вот еще перлы: для каждого канала, реакция на сигнал от эталонного надреза на внутренней поверхности должны стандартизоваться с использованием положения первого 1/2 пропуска или 1-1/2 пропуска. Не сразу и поймешь, что речь идет о прямом и дважды отраженном сигнале…
Так вот, возвращаясь к теме форума, а то уже уехали опять. У нас привыкли работать немного по-другому. Делай как это возможно, пиши - как положено. Мудрость дефектоскописта. Умиляют рассуждения теоретиков в теплых кабинетах про требования к заказчику про соответствующую подготовку объекта к диагностике. Требуйте! Ну объясните суровому буровому мастеру, у которого своих дел полно, что он не прав. А ты приехал за 500 км по морозу на дальнюю буровую «швы посмотреть». Никто на словах, тем более письменно, ни от чего не отказывается. Просто тупо «зависаешь» на неделю на одном месте и ждешь, когда зачистят или обеспечат доступ. Прибор с ФР позволяет проводить контроль «не благодаря, а вопреки». За короткое время, по любой поверхности (почти), с высокой долей вероятности. Старые добрые «Панаметриксы» и «Крауткрамеры» - тоже хорошие для своего времени аппараты, но брать их с собой на объект уже не хочется. И дело не в том, что они и одним «пепом» все хорошо находят, а в том, что совокупность эксплуатационных характеристик – вес прибора, экран, время контроля на холоде, удобство, выявляемость - все немного уступает, и делать шаг назад не хочется. Сложные задачи требуют времени и сил, а на потоке чаще нет времени разбираться с вопросами «провис или не провис», хотя понимаю, что задачи и нормы браковки у всех разные. Инструмент отличный, но дорогой. И помощь от визуализации реальна. Причина истеричных криков «а докажи!» - она же понятна, в финансы все упирается, цены удручают, но гнилыми помидорами в артиста кидаться за это не стоит, он не виноват. Пусть рекламой другие занимаются, а нам для работы.
AlexSinara
Профессионал
- Регистрация
- 20.07.2015
- Сообщения
- 883
- Реакции
- 564
странно?? у себя они внедрили его еще семь лет назад и, пожалуй, забот не знают, имея единую нормативную базу – в чем скепсис-то… ежели по содержанию, так, существенных отличий между (API RP 7G-2 = ISO 10407-2=ГОСТ 33006.2) и DS-1 cat.. нет (читаем «матчасть»). Разве что гост допускает для лнк и спец-ов нк аттестацию согласно ПБ 03-372 и 03-440, в отличие всуе упомянутых - это SNT-TC-1A или ISO 9712. У нас на бескрайних нефтегазовых просторах ГОСТ 33006.2..(ISO 10407-2..) ни кто внедрять не навяливает, т.к. в преамбуле «озвучено»: …практические процедуры, содержащиеся в настоящем стандарте, являются рекомендованными для контроля и их не следует трактовать как обязательные к применению со стороны организаций или владельцев… вольному – воля. Коллега, причем тут «а пока…» или это коротко – о, до свидания…
Похожие темы
