Что такое переводник в бурении
ПЕРЕВОДНИКИ
Переводники предназначены для соединения элементов БК с резьбами различных типов и размеров. Переводники согласно ГОСТ 7360 разделяются на три типа:
1)
 |
Переводники переходные (ПП, рис. 3.15.а), предназначенные для перехода от резьбы одного размера к резьбе другого. ПП имеющие замковую резьбу одного размера называются предохранительными.
2) Переводники муфтовые (ПМ, рис. 3.15.б) для соединения элементов БК, расположенных друг к другу ниппелями.
3) Переводники ниппельные (ПН, рис. 3.15.в) для соединения элементов БК, расположенных друг к другу муфтами.
Переводники каждого типа изготовляют с замковой резьбой как правого, так и левого направления нарезки. Резьба должна соответствовать ГОСТ 5286-75 для бурильных замков.
ГОСТ 7360 предусматривает изготовление 90 типоразмеров переводников, которые охватывают практически все необходимые случаи их применения.
Пример условного обозначения переводника типа ПП с резьбами муфтовой З-147, ниппельной З-171:
То же, но с левой резьбой:
Переводники изготовляются из стали марки 40ХН (предел текучести 735 МПа).
3.2.6. СПЕЦИАЛЬНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
Калибраторы служат для выравнивания стенок скважины и устанавливаются непосредственно над долотом. Используются как лопастные калибраторы с прямыми (К), спиральными (КС) и наклонными лопастями (СТ), так и шарошечные. Диаметры калибратора и долота должны быть равны. Материал вооружения – твердый сплав (К, КС), алмазы (СТ), «Славутич» (КС).
Центраторы предназначены для обеспечения совмещения оси БК с осью скважины в местах их установки.
Стабилизаторы, имеющие длину в несколько раз большую по сравнению с длиной центраторов, созданы для стабилизации зенитного угла скважины.
Фильтр служит для очистки бурового раствора от примесей, попавших в циркуляционную систему. Устанавливается фильтр между ведущей и бурильными трубами. Основной элемент фильтра – перфорированный патрубок, в котором задерживаются примеси и при очередном подъеме БК удаляются. Применение фильтра особенно необходимо при бурении с забойными гидравлическими двигателями.
Обратный клапан устанавливают в верхней части бурильной колонны для предотвращения выброса пластового флюида через полость БК.
Кольца-протекторы устанавливают на БК для защиты от износа кондуктора, технической колоны, бурильных труб и их соединительных элементов в процессе бурения и спуско-подъемных операций.
3.3. УСЛОВИЯ РАБОТЫ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
Условия работы БК при роторном способе бурения и при бурении с забойными двигателями различны.
При роторном бурении БК, передающая вращение от ротора к долоту и нагрузку на долото, испытывает действие ряда сил. Верхняя часть БК под действием сил собственного веса и перепада давления в промывочных отверстиях долота находится в растянутом, а нижняя, воспринимающая реакцию забоя в сжатом состоянии. Следовательно, в БК имеется сечение, в котором отсутствуют осевые растягивающие и сжимающие силы. Выше этого сечения действуют напряжения растяжения, возрастающие к вертлюгу, а ниже него – напряжения сжатия, увеличивающиеся к долоту.
Передаваемый БК вращающий момент приводит к возникновению в ней напряжений кручения, а вращение колонны с определенной частотой порождает центробежные силы и, следовательно, изгибающие напряжения. Первые уменьшаются от вертлюга к долоту, а вторые имеют максимальное значение в нижней части БК. Одновременное действие на БК перечисленных выше сил осложняет условия ее работы при роторном способе бурения.
При бурении с забойными двигателями БК не вращается и испытывает в основном в растянутой и сжатой частях колонны соответственно напряжения растяжения и сжатия.
Изгибающие нагрузки, возникающие при потере сжатой частью прямолинейной формы невелики. Незначителен и реактивный момент забойного двигателя, и поэтому касательные напряжения, действующие на БК в направлении к вертлюгу, не достигают опасных значений.
Аварии при роторном бурении происходят, в основном, из-за поломок БК по причине усталостного износа резьб, сварочного шва, материала трубной части и присоединительных элементов. Аварии при бурении с забойными двигателями происходят, в основном, из-за прихватов, неподвижно лежащей на стенке скважины БК, и размыва резьбовых соединений и стенок труб.
3.4. ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ
При бурении нефтяных и газовых скважин применяют гидравлические и электрические забойные двигатели, преобразующие соответственно гидравлическую энергию бурового раствора и электрическую энергию в механическую на выходном валу двигателя. Гидравлические забойные двигатели выпускают гидродинамического и гидростатического типов. Первые из них называют турбобурами, а вторые – винтовыми забойными двигателями. Электрические забойные двигатели получили наименование электробуров.
Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, к валу которой непосредственно или через редуктор присоединяется долото.
Каждая ступень турбины состоит из диска статора и диска ротора (рис. 3.16).
В статоре, жестко соединенном с корпусом турбобура, поток бурового раствора меняет свое направление и поступает в ротор, где отдает часть своей гидравлической мощности на вращение лопаток ротора относительно оси турбины. При этом на лопатках статора создается реактивный вращающий момент, равный по величине и противоположный по направлению вращающему моменту ротора. Перетекая из ступени в ступень буровой раствор отдает часть своей гидравлической мощности каждой ступени. В результате вращающие моменты всех ступеней суммируются на валу турбобура и передаются долоту. Создаваемый при этом в статорах реактивный момент воспринимается корпусом турбобура и БК.
Как показали стендовые испытания турбины, зависимость момента от частоты вращения ротора почти прямолинейная. Следовательно, чем больше n, тем меньше М, и наоборот.
В этой связи различают два режима работы турбины:
1. тормозной, когда n = 0, а М достигает максимального значения,
2. холостой, когда n достигает максимального, а М = 0.
В первом случае необходимо к валу турбины приложить такую нагрузку, чтобы его вращение прекратилось, а во втором – совершенно снять нагрузку.
Максимальное значение мощности достигается при частоте вращения турбины n = n0.
Режим, при котором мощность турбины достигает максимального значения называется экстремальным. Все технические характеристики турбобуров даются для значений экстремального режима. В этом режиме работа турбобура наиболее устойчива, так как небольшое изменение нагрузки на вал турбины не приводит к сильному изменению n и, следовательно, к возникновению вибраций, нарушающих работу турбобура.
Режим, при котором коэффициент полезного действия h турбины достигает максимального значения называется оптимальным. При работе на оптимальном режиме, т.е. при одной определенной частоте вращения ротора турбины для данного расхода бурового раствора Q, потери напора на преодоление гидравлических сопротивлений в турбине DР минимальны.
При выборе профиля лопаток турбины стремятся найти такое конструктивное решение, чтобы при работе турбины кривые максимальных значений N и h располагались близко друг к другу. Линия давления DР таких турбин располагается почти симметрично относительно вертикали, на которой лежит максимум мощности.
Таким образом, при постоянном расходе бурового раствора Q параметры характеристики турбины определяются частотой вращения ее ротора n, зависящей от нагрузки на вал турбины (на долото).
При изменении расхода бурового раствора Q параметры характеристики турбины изменяются совершенно по другому.
Видно, что эффективность турбины значительно зависит от расхода бурового раствора Q. Однако увеличение расхода Q ограничивается допустимым давлением в скважине.
Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению плотности бурового раствора r.
Частота вращения ротора турбины n от изменения плотности r не зависит.
Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению числа ступеней.
ГОСТ 26673 предусматривает изготовление бесшпиндельных (ТБ) и шпиндельных (ТШ) турбобуров.
Турбобуры ТБ применяются при бурении вертикальных и наклонных скважин малой и средней глубины без гидромониторных долот. Применение гидромониторных долот невозможно по тем причинам, что через нижнюю радиальную опору (ниппель) даже при незначительном перепаде давления протекает 10 – 25% бурового раствора.
Значительное снижение потерь бурового раствора достигается в турбобурах, нижняя секция которых, названная шпинделем, укомплектована многорядной осевой опорой и радиальными опорами, а турбин не имеет.
Присоединяется секция шпиндель к одной (при бурении неглубоких скважин), двум или трём последовательно соединённым турбинным секциям.
Поток бурового раствора, пройдя турбинные секции, поступает в секцию – шпиндель, где основная его часть направляется во внутрь вала шпинделя и далее к долоту, а незначительная часть – к опорам шпинделя, смазывая трущиеся поверхности дисков пяты и подпятников, втулок средних опор и средних опор. Благодаря непроточной конструкции опор и наличию уплотнений вала, значительно уменьшены потери бурового раствора через зазор между валом шпинделя и ниппелем.
Для бурения наклонно – направленных скважин разработаны шпиндельные турбобуры – отклонители типа ТО.
Турбобур – отклонитель состоит из турбинной секции и укороченного шпинделя. Корпуса турбинной секции и шпинделя соединены кривым переводником.
Для бурения с отбором керна предназначены колонковые турбобуры типа КТД, имеющие полый вал, к которому через переводник присоединяется бурильная головка. Внутри полого вала размещается съёмный керноприёмник. Верхняя часть керноприёмника снабжена головкой с буртом для захвата его ловителем, а нижняя – кернорвателем, вмонтированным в переводник. Для выхода бурового раствора, вытесняемого из керноприёмника по мере заполнения его керном, вблизи верхней части керноприёмника имеются радиально расположенные отверстия в его стенке, а несколько ниже их – клапанный узел. Последний предотвращает попадание выбуренной породы внутрь керноприёмника, когда он не заполняется керном, и в это время клапан закрыт.
Керноприёмник подвешан на опоре, установленной между переводником к БК и распорной втулкой. Под действием гидравлического усилия, возникающего от перепада давления в турбобуре и долоте, и сил собственного веса, керноприёмник прижимается к опоре и во время работы турбобура не вращается.
3.4.2. ВИНТОВОЙ ЗАБОЙНЫЙ ДВИГАТЕЛЬ
 |
Рабочим органом винтового забойного двигателя (ВЗД) является винтовая пара: статор и ротор (рис. 3.17.).
Статор представляет собой металлическую трубу, к внутренней поверхности которой привулканизирована резиновая обкладка, имеющая 10 винтовых зубьев левого направления, обращённых к ротору.
Ротор выполнен из высоколегированной стали с девятью винтовыми зубьями левого направления и расположен относительно оси статора эксцентрично.
Кинематическое отношение винтовой пары 9: 10 и соответствующее профилирование её зубьев обеспечивает при движении бурового раствора планетарное обкатывание ротора по зубьям статора и сохранение при этом непрерывного контакта ротора и статора по всей длине. В связи с этим образуются полости высокого и низкого давления и осуществляется рабочий процесс двигателя.
Вращающий момент от ротора передаётся с помощью двухшарнирного соединения на вал шпинделя, укомплектованного многорядной осевой шаровой опорой и радиальными резино – металлическими опорами. К валу шпинделя присоединяется долото. Уплотнение вала достигается с помощью торцевых сальников.
ВЗД изготовляют согласно ТУ 39-1230.
Типичная характеристика ВЗД при постоянном расходе бурового раствора следующая. По мере роста момента М перепад давления в двигателе Р увеличивается почти линейно, а частота вращения вала двигателя снижается вначале незначительно, а при торможении – резко. Зависимости изменения мощности двигателя и К.П.Д. от момента М имеют максимумы. Когда двигатель работает с максимальным, режим называют оптимальным, а с максимальной мощностью – экстремальным. Увеличение нагрузки на долото после достижения экстремального режима работы двигателя приводит к торможению вала двигателя и к резкому ухудшению его характеристики.
Неэффективны и нагрузки на долото, при которых момент, развиваемый двигателем, меньше момента, обеспечивающего оптимальный режим его работы.
Характер изменения от момента М при любом расходе бурового раствора остаётся примерно одинаковым.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ЗАБОЙНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ
Что такое переводник в бурении
Drill-stem subs. Specifications
Дата введения 2016-08-01
Предисловие
Цели, основные принципы и общие правила проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены»
Сведения о стандарте
1 РАЗРАБОТАН Техническим комитетом ТК 357 «Стальные и чугунные трубы и баллоны» и Открытым акционерным обществом «Российский научно-исследовательский институт трубной промышленности» (ОАО «РосНИТИ»)
2 ВНЕСЕН Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК 523 «Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа»
3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 27 октября 2015 г. N 81-П)
За принятие проголосовали:
Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97
Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
Госстандарт Республики Беларусь
4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 9 декабря 2015 г. N 2129-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 7360-2015 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 августа 2016 г.
7 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Август 2019 г.
Информация о введении в действие (прекращении действия) настоящего стандарта и изменений к нему на территории указанных выше государств публикуется в указателях национальных стандартов, издаваемых в этих государствах, а также в сети Интернет на сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации.
В случае пересмотра, изменения или отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации в каталоге «Межгосударственные стандарты»
1 Область применения
Настоящий стандарт распространяется на переводники, предназначенные для соединения между собой элементов бурильной колонны, в том числе присоединения к ним инструмента, применяемого при бурении скважин, аварийного и породоразрушающего инструмента, систем геонавигации, керноотборного оборудования, а также для соединения элементов бурильной колонны с элементами колонн обсадных или насосно-компрессорных труб.
Переводники по настоящему стандарту предназначены для эксплуатации в скважинах, не содержащих коррозионно-агрессивных компонентов.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 9.301 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия металлические и неметаллические неорганические. Общие требования
ГОСТ 9.302 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия металлические и неметаллические неорганические. Методы контроля
ГОСТ 26.008 Шрифты для надписей, наносимых методом гравирования. Исполнительные размеры
ГОСТ 7565 (ИСО 377-2-89) Чугун, сталь и сплавы. Метод отбора проб для определения химического состава
ГОСТ 9012 (ИСО 410-82, ИСО 6506-81) Металлы. Метод измерения твердости по Бринеллю
ГОСТ 9454 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах
ГОСТ 10006 (ИСО 6892-84) Трубы металлические. Метод испытания на растяжение
ГОСТ 10692 Трубы стальные, чугунные и соединительные детали к ним. Приемка, маркировка, упаковка, транспортирование и хранение
ГОСТ 15150 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды
ГОСТ 21105 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод
Утратил силу на территории РФ. Действует ГОСТ Р 56512-2015.
ГОСТ 28487 Резьба коническая замковая для элементов бурильных колонн. Профиль. Размеры. Допуски
ГОСТ 31458 (ISO 10474:2013) Трубы стальные и изделия из труб. Документы о приемочном контроле
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.2 контрольные метки: Выполненные на конической расточке муфты или на основании ниппеля цилиндрические метки (в виде расточки или проточки) или штампованные метки (в виде окружности и отрезка прямой, касательной к окружности), предназначенные для идентификации износа и проведения ремонта резьбы и упорных поверхностей соединений переводников в процессе эксплуатации.
3.3 муфтовый конец, муфта: Элемент переводника с внутренней резьбой.
3.4 ниппельный конец, ниппель: Элемент переводника с наружной резьбой.
3.5 резьбовое упорное соединение, соединение: Соединение элементов бурильной колонны, имеющее коническую замковую резьбу и упорные поверхности (упорный торец муфтового конца и упорный уступ ниппельного конца).
3.6 резьбовое упорное соединение типа FH: Резьбовое соединение с широким проходным отверстием, в обозначении которого число означает ранее используемый наружный диаметр бурильной трубы в дюймах.
3.7 резьбовое упорное соединение типа NC: Резьбовое соединение «нумерационного» типа, в обозначении которого число означает кратность среднего диаметра резьбы в основной плоскости в миллиметрах к 2,54 мм, выраженную в виде целого значения.
3.8 резьбовое упорное соединение типа Reg: Резьбовое соединение «обычного» типа, в обозначении которого число означает ранее используемый наружный диаметр бурильной трубы в дюймах.
3.9 резьбовое упорное соединение типа З: Взаимозаменяемое с резьбовыми соединениями типов FH, NC и Reg (см. таблицу А.1, приложение А) резьбовое соединение, в обозначении которого число означает наружный диаметр большего основания конуса ниппельного конца в миллиметрах, округленный до целого значения.
3.10 переводник: Короткий патрубок с различными резьбовыми соединениями на противоположных концах для соединения концов элементов бурильной колонны с различными диаметрами или различными резьбовыми соединениями.
3.11 переводник муфтового типа (М): Переводник, имеющий два муфтовых конца.
3.12 переводник ниппельного типа (Н): Переводник, имеющий два ниппельных конца.
3.13 переводник переходного типа (П): Переводник, имеющий один муфтовый, другой ниппельный концы.
3.14 приработка: Операция свинчивания и развинчивания резьбового упорного соединения до начала его эксплуатации для обеспечения правильного свинчивания и уменьшения заедания резьбового соединения во время эксплуатации.
3.15 разгрузочные элементы: Разгрузочная расточка или разгрузочная канавка, выполняемые на ниппельном и муфтовом концах для уменьшения вероятности усталостного разрушения высоконагруженной части резьбового упорного соединения за счет уменьшения концентрации напряжений и повышения усталостной прочности соединения.
3.16 холодное деформационное упрочнение: Пластическая деформация впадин резьбы элемента соединения, осуществляемая без нагрева путем обкатки роликом с целью повышения усталостной прочности соединений.
3.17 элементы бурильной колонны: Бурильные трубы, ведущие бурильные трубы, вертлюг, переводники, толстостенные бурильные трубы, утяжеленные бурильные трубы, забойные двигатели, долота и коронки и другие изделия, входящие в состав бурильной колонны и имеющие резьбовые упорные соединения.
4 Обозначения и сокращения
4.1 В настоящем стандарте применены следующие обозначения:
Переводники для бурильных колонн
Переводники для бурильных колонн выполняют функцию объединения отдельных компонент в единую систему. В качестве таких элементов могут выступать участки колонны бурильных труб, а также оборудование, располагающееся в призабойной зоне, например – забойные двигатели.
Конструктивно переводники для бурильных труб выполняются в виде толстостенных патрубков небольшой длины, снабженных резьбовыми соединениями. В большинстве случаев резьбы на таких переводниках – замковые.
Классификация переводников для буровых колонн включает три типа устройств: переходные, муфтовые и ниппельные, обозначаемые соответствующей буквой при обозначении моделей (П, М и Н). Также существует категория предохранительных переводников, которая также обозначается буквой П. Каждый вид переводников может иметь ступенчатую или цилиндрическую конфигурацию и может быть изготовлен с правым или левым резьбовым соединением.
Переводники переходные соединяют фрагменты системы, у которых типы резьбы, а также ее диаметр отличается. Кроме того, они позволяют присоединить к бурильной колонне забойное оборудования. Предохранительные переводники обеспечивают функцию защиты резьбового соединения различных соединяемых между собой элементов от изнашивания в ходе работы. Если в случае переходного переводника с каждой стороны патрубок может иметь разные диаметры, то в случае предохранительных устройств для обоих концов этот показатель является единым.
Ниппельные и муфтовые переводники для бурильных колонн обеспечивают соединение между элементами, расположенными друг к другу одинаковым типом соединения – ниппелями или муфтами соответственно.
Дополнительно различается несколько видов переводников для насосно-компрессорных труб:
В качестве материала для производства переводников для бурильных колонн используется сталь марки не ниже 40XH, а к конечному продукту предъявляются высокие требования по качеству исполнения. Так, на переводниках не должно быть трещин, расслоений и иных дефектов, резьба должна быть гладкой, без заусенцев, забоин и прочих недостатков, которые способны повлиять на прочность и надежность резьбового соединения. Ресурс качественного переводника до момента проведения первого ремонта составляет не менее 750 операций по свинчиванию.
Чтобы задать вопрос или сделать заявку,
нажмите на кнопку ниже:
ГОСТ 7360-82 Переводники для бурильных колонн. Технические условия
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР
ПЕРЕВОДНИКИ
ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР ПО СТАНДАРТАМ
РАЗРАБОТАН Министерством нефтяной промышленности
В. Ф. Кузнецов; Д. Н. Полячек, канд. техн. наук (руководитель темы); В. Д. Шепелев (руководитель темы); В. С. Краснова; Л. Б. Милевская
ВНЕСЕН Министерством нефтяной промышленности
Зам. министра В. И. Игревский
УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 29 января 1982 г. № 383.
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР
ПЕРЕВОДНИКИ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН
Взамен
ГОСТ 7360-75
Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 29 января 1982 г. № 383 срок действия установлен
Настоящий стандарт распространяется на переводники для соединения между собой частей бурильной колонны и присоединения к ней инструмента, применяемого при бурении скважин, изготовляемые для нужд народного хозяйства и для экспорта.
1. ТИПЫ, ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И РАЗМЕРЫ
1.1. Переводники должны изготовляться типов:
1.2. Переводники каждого типа должны изготовляться с правыми и левыми резьбами исполнений:
(Измененная редакция, Изм. № 1).
1.4. Применяемость переводников приведена в приложении 1.
Взаимозаменяемость резьб, предусмотренных настоящим стандартом, и резьб по стандарту API 7 приведена в справочном приложении 2.
(Измененная редакция, Изм. № 1).
Обозначение замковой резьбы
Наружный диаметр переводника D (пред. откл. ±0,5)
Наружный диаметр ступени D 1 (пред. откл. ± 0,5)
Диаметр упорного торца и упорного уступа
Внутренний диаметр d (пред. откл. ± 0,6)
Расчетная масса, кг
* Размеры для справок.
Обозначение замковой резьбы
Наружный диаметр переводника D (пред. откл. ±0,5)
Наружный диаметр ступени D 1 (пред. откл. ± 0,5)
Диаметр упорного торца и упорного уступа
Внутренней диаметр d * (пред. откл. ±0,6)
Расчетная масса, кг
* Размеры для справок.
Пример условного обозначения переводника типа П с правой резьбой муфтового конца З-122 и ниппельного конца З-147:
Переводник П-122/147 ГОСТ 7360-82
То же, двухниппельного переводника с левой резьбой ниппельных концов З-147 и З-171:
Переводник Н-147/171 Л ГОСТ 7360-82
То же типа П с правой резьбой муфтового конца З-133 и ниппельного конца З-122 для бурильных труб с замками ЗП-162:
Переводник П-133/122 D = 162 ГОСТ 7360-82
То же для бурильных труб с замками ЗУК-155:
Переводник П-133/122 ГОСТ 7360-82
2. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
2.1. Переводники должны изготовляться в соответствии с требованиями настоящего стандарта по рабочим чертежам, утвержденным в установленном порядке, а предназначенные для экспорта также в соответствии с требованиями заказа-наряда внешнеторговой организации.
2.2. Переводники должны изготовляться из стали марки 40ХН по ГОСТ 4543-71 или из других сталей по физико-механическим свойствам не ниже, чем у марки 40ХН.
Механические свойства готовых изделий должны соответствовать указанным ниже:
Временное сопротивление разрыву s в МПа (кгс/см 2 ) не менее 882 (90)
2.3. На наружной и внутренней поверхностях переводников не должно быть трещин, раковин, волосовин, плен и расслоений.
Вырубка, заварка и заделка дефектных мест не допускается.
2.4. Разностенность ниппеля у торца конуса для переходных и ниппельных переводников не должна превышать:
2.6. Поверхности упорного уступа и упорного торца должны быть гладкими, без заусенцев, рванин, забоин и других дефектов, нарушающих плотность соединения.
Допуск плоскостности на ширине упорного уступа ниппельного конца или упорного уступа муфтового конца не более 0,07 мм.
2.8. Все элементы резьбовых соединений переводников должны быть фосфатированы по ГОСТ 9.301-78.
2.9. На наружной поверхности каждого переводника должен быть проточен поясок для маркировки (черт. 8а).
На переводниках с левыми резьбами, кроме маркировочного пояска, должен быть проточен опознавательный поясок (черт. 8б).
2.10. Резьбы переводников должны быть гладкими, без забоин, выкрошенных ниток, заусенцев, рванин, продольных углублений вдоль образующей резьбы и других дефектов, нарушающих непрерывность, герметичность и прочность резьбы.
(Измененная редакция, Изм. № 1).
3. ПРАВИЛА ПРИЕМКИ
3.1. Для проверки соответствия переводников требованиям настоящего стандарта предприятие-изготовитель должно проводить приемо-сдаточные и периодические испытания.
3.2. При приемо-сдаточных испытаниях проверяют:
5 % переводников на соответствие требованиям п. 2.1;
не менее двух переводников от партии на соответствие п. 2.2;
10 % переводников от партии на соответствие п. 2.11.
3.3. Партия должна состоять из переводников одного типоразмера, прошедших одинаковый режим термообработки по одному сопроводительному документу.
3.4. При периодических испытаниях проверяется ресурс переводника (п. 2.13), качество покрытия резьбы и все другие показатели, установленные настоящим стандартом.
3.5. Периодические испытания должны проводиться не реже одного раза в три года, не менее чем на трех переводниках одного типоразмера, взятых от партии, прошедшей приемо-сдаточные испытания.
3.6. Механические свойства стали переводников должны проверяться на двух отобранных от партии деталях одного типоразмера, прошедших термообработку по одинаковому режиму.
3.8. При неудовлетворительных результатах приемо-сдаточных и периодических испытаний хотя бы по одному показателю следует проводить дополнительные испытания по этому показателю на удвоенном количестве переводников, взятых из той же партии.
4. МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ
(Измененная редакция, Изм. № 1).
4.5. Отклонение от плоскостности должно проверяться по всей ширине упорных поверхностей ниппелей и муфт с помощью универсального инструмента или специальных приборов.
Торцевое биение в каждом ниппеле и в каждой муфте проверяется одновременно с проверкой резьбы калибрами.
Торцевое биение определяется как разность наибольшего и наименьшего расстояния между измерительной плоскостью калибра и упорными поверхностями ниппелей и муфт.
4.6. Качество покрытия на резьбе проверяется в трех равномерно расположенных точках по окружности нитки резьбы по ГОСТ 9.302-79.
5. МАРКИРОВКА, УПАКОВКА, ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ
5.1. На наружной цилиндрической поверхности маркировочного пояска каждого переводника должна быть нанесена клеймами шрифтом ПО-6 или ПО-8 маркировка, содержащая:
товарный знак предприятия-изготовителя;
обозначение переводника по настоящему стандарту;
дату выпуска (месяц и год);
надпись «Сделано в СССР» (для переводников, предназначенных на экспорт);
изображение государственного Знака качества по ГОСТ 1.9-67.
5.3. Резьбы переводников должны быть защищены колпаками для предохранения их от повреждения при транспортировании.
5.4. Переводники, предназначенные для экспорта, должны быть обернуты водонепроницаемой бумагой по ГОСТ 9569-79 в два слоя.
5.5. Переводники должны быть упакованы в ящики по ГОСТ 2991-85.
(Измененная редакция, Изм. № 1).
5.6. Переводники, предназначенные для экспорта, должны быть упакованы в деревянные ящики по ГОСТ 24634-81.
5.7. Транспортная тара должна маркироваться в соответствии с требованиями ГОСТ 14192-77 и заказа-наряда внешнеторговой организации.
5.8. Каждая партия переводников, направляемая в один адрес, должна сопровождаться документом, удостоверяющим соответствие их требованиям настоящего стандарта.
5.9. В сопроводительном документе должно быть указано:
наименование предприятия-изготовителя или товарный знак;
обозначение типоразмера переводника по настоящему стандарту;
количество переводников в партии;
результаты приемо-сдаточных испытаний;
5.10. На переводники, предназначенные для экспорта, товаросопроводительная документация должна соответствовать требованиям ГОСТ 6.37-79 и заказа-наряда внешнеторговой организации.
(Измененная редакция, Изм. № 1).
5.11. Транспортирование переводников допускается любым видом транспорта.
5.12. Переводники, рассортированные по типоразмерам, должны храниться под навесом или в закрытых помещениях на стеллажах или уложенными в штабели.
6. УКАЗАНИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ
6.1. Применяемость переводников, соединяющих части бурильных колонн, указана в рекомендуемом приложении.
7. ГАРАНТИИ ИЗГОТОВИТЕЛЯ
7.1. Предприятие-изготовитель гарантирует соответствие переводников требованиям настоящего стандарта при соблюдении условий хранения, транспортирования и эксплуатации.