旧油管判定及分级应用关键技术标准规范.doc
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1、旧油管鉴定及分级应用技术规范(征求意见稿)1范畴本原则合用于中华人民共和国石化西北油田分公司旧油管修复过程中分级鉴定、修复工艺和修复质量规定。2规范性引用文献本技术合同引用如下原则。倡导使用下列原则最新版本。API SPEC 5CT套管和油管规范API SPEC 5B套管、油管和管线管螺纹加工和检查规范API RP 5B1套管、油管和管线管螺纹测量和检查推荐作法中华人民共和国石油化工股份有限公司 油管和套管采购技术规范(第1某些:普通油管和套管)试行中华人民共和国石化西北油田分公司 套管和油管采购规定3 分级条件本原则以旧油管内外表面缺陷深度为重要根据,结合旧油管剩余长度,油管分级准则为:3.
2、1一级油管a) 缺陷深度10%原则壁厚;b) 管体内壁不容许存在线性轴向磨损缺陷;c) 管体长度符合API SPEC 5CT表C.27所列范畴2规定。3.2二级油管a) 10%原则壁厚缺陷深度30%原则壁厚;b) 管体内壁存在壁厚损失12.5%线性轴向磨损缺陷;c) 管体长度符合API SPEC 5CT表C.27所列范畴1或范畴2规定,顾客可依照需要进行选取。3.3报废油管:具备下列条件之一油管直接判为报废油管a) 壁厚损失30%原则壁厚;b) 管体内壁存在壁厚损失12.5%线性轴向磨损缺陷;c) 管体弯曲;d) 内孔严重堵塞;e) 管体变形2处以上;f) 管体长度不大于顾客所选API SPE
3、C 5CT表C.27所列长度范畴规定。4 修复工艺旧油管应开展修复工艺涉及:清洗、通径、外观检查、打磨、探伤、分级鉴定、更换接箍、螺纹修理、试压、标记、检查、螺纹保护等项目。P110和110S及特殊钢级油管不容许进行矫直。5 修复质量5.1清洗和通径5.1.1 应具备清洗油管设备及配套生产线。5.1.2 修复油管清洗后,应达到内外壁无明显油污、蜡和结垢,内壁无锈蚀掉块等卡挂井下工具残留物质,油管内外壁应可以满足探伤对管体表面规定。5.1.3 每根修复油管都应进行全长通径实验。5.1.4 通径棒尺寸应符合API SPEC 5CT套管和油管规范中技术规定。5.1.5 通径实验不合格油管,应在相应缺
4、陷位置涂一条环绕蓝色色带,在管端0和180方向分别作出形蓝色标记。5.1.6 每个班在生产前和持续生产4h后来,应检查通径棒一次。5.2 外观检查和打磨5.2.1 初步目测分类检查项目应涉及:有无裂纹、裂缝、麻点、凹坑、内外表面腐蚀损伤、内外表面钢丝绳损伤(纵向)、外表面卡瓦和大钳咬伤、内表面抽油杆磨损、管体弯曲、接箍外观及螺纹、公端螺纹损伤状况等。5.2.2 对导致壁厚损失各类缺陷进行测量,按照分级原则进行鉴定。5.2.3对卡瓦和大钳咬伤等缺陷可以进行打磨,打磨后应对剩余壁厚进行测量并按照分级条件做出鉴定。5.2.4管子两端内壁腐蚀坑和管体内壁偏磨是旧油管常用缺陷,需要重点检查。5.3 探伤
5、和壁厚检测5.3.1 设备和人员5.3.1.1应具备一定精度自动无损检测设备和壁厚测量设备5.3.1.2自动化无损检测设备工作时对工件重复覆盖率必要不不大于等于120%。5.3.1.3 探伤设备信噪比不不大于8dB。5.3.1.4 自动化设备必要由具备计量认证资质单位对设备进行三年一次认证和一年一次计量。5.3.1.5无损检测人员必要通过相应无损检测机构培训,并获得一级或一级以上资质。5.3.1.6 二级油管分级检测:a) 无损检测人员获得二级或二级以上资质;b) 设备应通过相应考核后,能承担旧油管分级检测任务。5.3.2 无损检测办法(新增)无损检测办法见附表1所示。表1 无缝管、接箍坯料和
6、焊管管体无损检测办法产品钢级外观检查壁厚测定超声检查漏磁检查涡流检查磁粉检查a12345678管子和附件材料H40、J55、K55、N80 1类RNNNNNN80Q、L80、R95、M65RAAAAAP110RRAAANAC90、T95、C110、Q125RRCBBB接箍坯料H40、J55、K55、N80 1类RNANNNNN80Q、L80、R95、P110、C90、T95、C110、Q125RRAAAAN不规定 R规定检查 A应使用一种或几种办法检测外表面B除用超声检查外,还至少使用一种办法检测外表面C应使用超声办法检查内外表面 NA不合用a容许用磁粉办法进行端部区域检查。容许用磁粉办法结合
7、其他管体检查办法进行管体外表面检查。容许用磁粉办法进行接箍坯料外表面检查。接受全长磁粉检查接箍坯料不规定测定全长壁厚,然而规定对管子每一端使用机械办法测量壁厚。修改因素:引用自API 5B原则中无损检测办法,对5.3.1.1设备提出精确规定。5.3.2 探伤样管5.3.2.1一级油管样管:作为评判参照标样尺寸应符合API SPEC 5CT表C.43所述L2验收级别尺寸规定,参照标样应与被检油管具备相似直径、壁厚、钢级和材质。5.3.2.2 二级油管样管:作为评判参照标样尺寸选用2.2mm通孔样管,参照标样应与被检油管具备相似直径、壁厚、钢级和材质。5.3.3 探伤和壁厚检测5.3.3.1 通则
8、a) 进行探伤和壁厚检测前应在每根旧油管上打上钢印号作为唯一标记;b) 探伤和壁厚检测前应逐根登记钢印号;c) 工厂每个班在进行探伤和测厚检测前和持续探伤和测厚4小时后,应对探伤仪器和测厚仪器进行校准并保存校准记录。5.3.3.2 探伤a) 探伤前使用相应级别样管对探伤仪进行标定;b) 符合一级油管探伤规定鉴定为一级油管,不符合一级油管探伤原则进行二级油管探伤。一级油管按照第5.7条进行标记;c) 符合二级油管探伤规定鉴定为二级油管,不符合二级油管探伤原则应鉴定为报废油管。二级和报废油管按照第5.7条进行标记;d) 本原则规定自动无损检查操作中,管子两端也许存在一小段不能被检测到。在这种状况下
9、,未经检查管端区域应进行至少与自动无损检查具备相似检查限度手工检查。修改建议:将“一小段”修改为“盲区”修改因素:管子两端也许存在一小段不能被检测到就是油管通过自动探伤设备“盲区”,对“一小段”进行了名词替代。5.3.3.3 壁厚检测。在自动测厚过程中,发现不符合或接近相应级别油管剩余壁厚原则部位,应当进行周向与纵向人工复检,找到剩余壁厚最小值。5.3.4 油管探伤和壁厚检测后,一、二级油管进入螺纹修复工序。5.4 螺纹修复和更换接箍5.4.1 螺纹检查和鉴定5.4.1.1对于内外表面存在腐蚀缺陷油管,需要卸开接箍,对其工厂端螺纹以及现场端螺纹根部腐蚀状况进行检查,切头后对管端起100mm范畴
10、内内外表面腐蚀状况进行重点检查。5.4.1.2公端螺纹存在锈蚀、粘扣、破坏螺纹持续性及严重腐蚀坑应切头重新车扣。5.4.1.3接箍螺纹存在锈蚀、粘扣、破坏螺纹持续性各种缺欠应更换接箍。5.4.1.4接箍外表面存在腐蚀缺陷、端面损伤缺陷以及超过表1所列缺欠,应更换接箍。表1 接箍外表面缺欠容许深度 单位:mm接箍API 5CT规定第1组、第2组(除C90和T95钢级外)第3组110S钢级点坑和圆底凿痕夹痕和尖底凿痕点坑和圆底凿痕、夹痕和尖底凿痕油管3-1/20.760.640.763-1/24-1/21.140.760.89修改建议:增长合用于二级油管接箍外表面缺欠容许深度数据表格。修改因素:表
11、1中数据引自API原则,合用于一级油管。随着油管降级使用,接箍外表面缺欠也随之增长,接箍外表面缺欠容许深度若仍引用一级油管原则,维修过程中会引起大批更换接箍状况,存在成本挥霍问题,技术层面也存在一定漏洞,同步缺少数据支持。因而完井测试管理中心建议通过实验得出数据,增长合用于二级油管接箍外表面缺欠容许深度数据表格,避免上述状况浮现。5.4.2 修扣5.4.2.1 应具备管子螺纹加工车床及配套设备,并具备满足生产需要专用量具和螺纹规。5.4.2.2 修复管子螺纹质量应符合中石化油管和套管采购技术规范和西北油田分公司公司原则套管和油管采购规定以及生产厂家提供验收原则规定。注:TP-JC扣型二级油管,
12、在Lc范畴内最后3牙齿顶,容许存在因腐蚀坑导致点状缺欠。修改建议:将“注:TP-JC扣型二级油管,在Lc范畴内最后3牙齿顶,容许存在因腐蚀坑导致点状缺欠”删去。5.4.2.3 工厂应在线100%检查每根油管螺纹各项参数,离线抽检比例不低于30%,并保存检查记录。修改建议:工厂在生产线上每根油管螺纹各项参数检查办法执行油管厂家检查原则,工厂在成品检查时抽检比例不低于30%,并保存检查记录。5.4.3 更换接箍5.4.3.1 应具备机械上卸接箍设备及有关设施。5.4.3.2 管子接箍应是无缝,应具备与管子相似钢级和类型、相似或更高PSL,并通过与管子相似热解决,符合中石化油管和套管采购技术规范和西
13、北油田分公司公司原则套管和油管采购规定以及生产厂家提供验收原则规定。5.4.3.3 接箍上紧前,应在管子螺纹与接箍整个结合表面涂上螺纹脂,螺纹脂应符合SY/T 5199套管、油管和管线管用螺纹脂规定,特殊扣用螺纹脂应符合生产厂家规定。5.4.3.4 油管接箍应采用机械方式上紧,上扣扭矩参照附录2执行,建议将上扣扭矩控制在最佳扭矩与最大扭矩之间。5.5 油管试压5.5.1 应具备静水压实验生产线及配套设施。5.5.2 所有修复油管都应进行静水压实验。5.5.3 一级油管试压5.5.3.1实验压力45MPa,全压实验状态保持时间应不得少于10s。5.5.3.2 每批应有5%油管静水压实验压力达到6
14、9MPa,全压实验状态保持时间应不得少于10s。5.5.4 二级油管试压,实验压力69MPa,全压实验状态保持时间应不得少于10s。5.5.5 工厂在试压过程中应注意对螺纹保护,在试压完毕后应对螺纹外观进行检查,如果导致螺纹损伤,应重新修理和试压。5.6涂层与保护5.6.1 通过修复油管管体和接箍应有外涂层,以防止运送储存过程中生锈,应采用办法使涂层光滑、致密,并尽量不脱落,涂层级别应具备保护管子至少3个月能力。5.6.2完全完毕加工螺纹应装上外螺纹和内螺纹保护器。螺纹保护器设计、材料和机械强度应能保护螺纹和管端避免在正常装卸和运送中受损。外螺纹保护器应覆盖管子螺纹全长,内螺纹保护器应覆盖等于
15、螺纹总长度内螺纹。在运送与正常库存期间,螺纹保护器设计和材料应能保证在正常装卸和运送中使螺纹隔绝脏物和水。正常库存时间应约为一年。螺纹保护器螺纹形状应不损伤产品螺纹。5.6.3螺纹保护器材料不应具有能引起螺纹腐蚀或促使螺纹保护器与产品螺纹粘结成分,并能合用于-46+66服役温度。5.7 标记5.7.1 一、二级油管管体标记5.7.1.1 为便于追溯和辨认,修复完毕所有一、二级油管应做好标记,标记办法和位置见第5.7.1.2条,建议采用漆模印办法,标记内容涉及加工厂名称或商标、钢级、壁厚、外径、扣型、静水压实验压力、与否更换接箍等。5.7.1.2 漆模印标记规定:漆模印标记印在每根管子外表面上,
16、且在距接箍端不不大于0.6米处开始。标记顺序为: 加工厂标记 管子外径壁厚 钢级 扣型 静水压实验压力 与否更换接箍(更换标记为G,未更换为N) 级别(一级油管标注,二级油管标注),如图1所示。5.7.1.3 钢印标记规定:钢印标记印在每个管子距公端500mm处,标记顺序为:加工厂标记 钢级 扣型 静水压实验压力 与否更换接箍(更换标记为G,未更换为N)级别(一级油管标注,二级油管标注)。5.7.2色标5.7.2.1 API油管:一级油管管体与接箍色标,按照API原则相应条款执行;二级油管管体与接箍色标,在原一级油管色标后此外喷涂一公约50mm宽环绕绿色带。5.7.2.2 非API油管:一级油
17、管110S钢级管体在工厂端不不大于0.6米处管体上喷涂两公约50mm宽环绕管体黄色带,接箍外表面喷涂白漆后喷涂一公约50mm宽环绕接箍黄色带;在原一级油管色标后此外喷涂一公约50mm宽环绕绿色带。图1示例1:某公司标记为HD 油管规格型号为88.96.45 P110E 静水压实验压力为45Mpa,更换了接箍,一级油管,则标记为: 示例2:某公司标记为HD 油管规格型号为88.96.45 P110S TP-JC 静水压实验压力为69Mpa,更换了接箍,二级油管,则标记为:TP-JC 69Mpa 5.7.3 报废油管标记经鉴定为报废油管,应按照表2规定进行标记,逐根登记并保存记录。表2 不合格品标
18、记规则状 况标 识探伤不合格一条环绕管体红色带,并在管端0和180方向分别作出形红色标记,同步圈出管体探伤不合格部位。剩余壁厚不够和腐蚀坑超标一条环绕管体红色带,并在管端0和180方向分别作出形红色标记,同步圈出管体剩余壁厚不够和腐蚀坑超标部位。管体弯曲一条环绕管体红色带,并在管端0和180方向分别作出形红色标记。同步圈出弯曲部位。并在管端做S型标记。管体通径不合格一条环绕蓝色带,并在管端0和180方向分别作出形蓝色标记,同步圈出管体通径受阻部位。管端加厚区长度局限性一条环绕管体白色带,并在管端0和180方向分别作出形白色标记,同步圈出管端加厚区长度局限性部位。6 成品摆放6.1 油管要上架摆
19、放,不应将油管直接放在地面、导轨、钢铁或混凝土楼板上,油管管架要宽度适当,场地平整,管架两边高度差在5mm之内。6.2 摆放详细规定是:a)油管离地面距离不不大于460毫米,以免油管受到湿气和尘埃影响;b)油管应恰本地间隔放在管架上,以避免油管弯曲或丝扣损伤;c)排列油管时要散开交错排列,不能堆放在管架上;d)搁架两侧采用恰当办法以固定油管;e)摆放高度3 1/2不能超过8层,2 7/8不能超过10层。 修改建议:将6.2摆放详细规定内容改为a) 修复成品油管按所属单位、油管规格(外径、壁厚、钢级)、修复合格类型分区摆放,并设有标记。b) 管子应分层水平摆放,每层管子至少用2根垂直于管子木条或
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- 油管 判定 分级 应用 关键技术 标准规范
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