GBT 20656-2023 石油天然气工业 新套管、油管和钻杆现场检验

石油天然气工业新套管、油管和钻杆现场检验国家市场监督管理总局国家标准化管理委员会IGB/T20656—2023 V 12规范性引用文件 1 13.1术语和定义 13.2符号 53.3缩略语 54应用 64.1检验依据 64.2检验的适用性 64.3结果的重复性 64.4差异性的影响 64.5数据共享 75订货信息 76质量保证 77检验人员技术资格 87.1概述 87.2书面程序 87.3检验人员资格 87.4培训计划 87.5考核 87.6资历 97.7资格重审 97.8文件 97.9无损检测(NDT)人员认证 98一般检验步骤 98.1概述 98.2工作现场文件 98.3检验前准备 8.4检验结果记录和通知 8.5检验后处理 8.6工作场地的清理 Ⅱ 9.1概述 9.2验收基础 9.3拒收责任 10外观与几何尺寸检验 10.2应用 10.4精密卡尺(千分尺、游标卡尺、千分表) 10.5长度和直径测量器具 10.6深度规 10.7外表面照明设备 10.8内表面照明设备 10.9全长范围外观检验(FLVI) 10.10外径检验 10.11直度检验 10.12通径检验 10.13螺纹外观检验(VTI) 11硬度试验 11.3设备 11.4校准与标定 11.5日常检查 11.6检验步骤 12磁粉检测(MPI) 2012.1概述 12.3检测设备与材料 2012.4磁粉 12.5照明装置和内窥镜 2112.6检验要求 12.7校准 12.8电流设置 12.9周期检查 12.10端部区域检测(SEA) 2312.11分离接箍磁粉检测(UCMPI) Ⅲ12.12全长磁粉检测(FLMPI) 13电磁检测(EMI) 2513.1概述 13.2设备 13.4校准 13.5日常检查 13.6设备要求 13.7电磁检测(EMI)步骤 2814剩磁和退磁 2814.1通则 14.2应用 2815γ射线壁厚检测 15.1概述 29 2915.4标定检查 15.5检测要求 16电磁钢级比较检测 30 16.2应用 16.3设备 16.4标定检查 16.5钢级比较检测 17超声波检测 17.1概述 17.3校准、标定及检测的一般要求 17.4横向、纵向和斜向缺欠的检测 17.5参考标样 17.6纵向、横向和斜向缺欠检测程序 17.7管体壁厚检测 17.8纵向焊缝超声波检测 3417.9钻杆对接焊缝超声波检测 17.10手动超声波测厚 17.11手动超声波横波检测 18缺欠及偏差的评定 18.1概述 18.3设备 18.4校准与标定 3818.5外表面缺欠评定 18.6管体内表面缺欠评定 18.7焊缝评定 18.8磨痕评定 18.9大面积壁厚减薄评定 18.10管子加厚部分缺欠评定 4218.11接箍外表面缺欠评定 4318.12螺纹外观缺欠评定 4318.13三角形标记与上紧位置评定 4518.14直度评定 18.15外径评价 19.1概述 19.2权限 19.3一般原则 19.4一级油井管的标识 4719.5已修复管子的标识 19.6可修复(尚未修复)管子的标识 4819.7不可修复(拒收)管子的标识 4819.8通径不合格管子的标识 4819.9硬度不合格管子的标识 4919.10一级接箍的标识 4919.11已修复接箍的标识 19.12可修复(尚未修复)接箍的标识 4919.13不可修复(拒收)接箍的标识 附录A(资料性)本文件与ISO15463:2003结构编号对照一览表 附录B(规范性)国际单位制数据表 附录C(资料性)国际单位制图 75参考文献 V本文件代替GB/T20656—2006《石油天然气工业新套管、油管和平端钻杆现场检验》。与a)更改了适用范围(见第1章，2006年版的第1章);术语(见2006年版的4.1);c)增加了数据共享相关要求(见4.5);d)更改了无损检测人员的认证要求、e)增加了工作现场文件中对特殊螺纹接头的要求[见8.f)增加了对外露带金属对金属密封特殊螺纹接头的外观检验要求(见10.13.1);h)增加了外观检验步骤中对密封面外观检验的规定(见10.13.4);i)增加了密封面区域缺欠种类的规定(见10.13.5);j)更改了端部区域喷砂要求(见12.10.3,2006年版的13.10.3);k)更改了管体电磁检测涉及的钢级(见13.3.1,2006年版的14.3.1);1)更改了无损检测标样的刻槽宽度，由0.5mm或更小改为1.0mm或更小(见13.5.2、m)更改了油管和套管超声波检测涉及的钢级(见17.2.3,2006年版的18.2.3);n)更改了应采用自动化设备进行全长壁厚检验的钢级(见17.2.4,2006年版的18.2.4);o)增加了钻杆对接焊缝的超声波检测要求(见17.9);q)增加了金属密封特殊螺纹接头密封面区域缺欠作为拒收依据的规定(见18.12.1r)增加了金属密封面及台肩区域拒收的准s)更改了直度评定要求(见18.14.1,2006年版的19.14.1);t)删除了静水压试验要求(见2006年版的第20章);u)增加了管子和接箍标记的划分要求(见19.v)删除了不带接头钻杆的标记要求(见2006年版的21.3.6);x)更改了部分规格套管(除Q125钢级)接箍外径(见表B.17,2006年版的表A.17);第18章、第19章),便于本文件的应用； ——用规范性引用的GB/T18052替换了APIRP5B1(见8.2、表B.1)、GB/T23512替换了需求，删除了业界无歧义和不符合标准化要求的术语(见ISO15463:2003的4.1.2、4.1.3、——增加了工作现场文件中对特殊螺纹接头的要求(见8.2e)],满足用户使用特殊螺纹接头油井——增加了外观检验步骤中对密封面外观检验的规定(见10.13.4),满足用户使——增加了密封面区域缺欠种类的规定(见10.13.5),满足用户使用特殊螺纹接头油井管的检验——增加了金属密封特殊螺纹接头密封面区域缺欠作为拒收依据的规定(见18.12.——增加了金属密封面及台肩区域拒收的准则(18.12.7),保证特殊螺纹密封性能具有足够可——删除了静水压试验要求(见ISO15463:2003的第20章),该试验内容现场不具备可操作性；NⅡ——删除了不带接头钻杆的标记要求(见ISO15463:2003的21.3.6),以适应我国的钻杆产品生产——更改了钻杆通径规直径(见表B.8),与GB/T29166保持一致；——更改了部分规格套管(除Q125钢级)接箍外径(见表B.17),与GB/T19830保持一致；——增加了Q125钢级接箍外径要求(见表B.18),与GB/T19830保持一致；——更改了附录的性质(见附录C,ISO15463:2003的附录B),以符合GB/T1.1—2020的规定；——删除了“美国惯用单位制表”及相关公式和数据(见ISO15463:2003的附录C),增加可操作性，以符合我国的检测设备现状。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由全国石油天然气标准化技术委员会(SAC/TC355)提出并归口。本文件起草单位：中国石油集团工程材料研究院有限公司、中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司、大庆油田有限责任公司采油工程研究院、中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司、宝山钢铁股份有限公司、中国石油天然气股份有限公司青海油田分公司、中国石油化工股份有限公司西北油田分公司、天津钢管制造有限公司、中国石油集团渤海钻探工程有限公司、山东永利精工石油装备股份有限公司、中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司物资供应处、大庆钻探工程公司、西安三环石油管材科技有限公司、中国石油大学(北京)。本文件于2006年首次发布，本次为第一次修订。石油天然气工业新套管、油管和钻杆现场检验本文件给出了新套管、油管和钻杆现场检验、检测的项目和推荐步骤，规定了油田现场检验常用的操作方法及技术的要求。本文件还给出了检验人员资质、各种检验方法、操作程序及所用仪器的校准标定程序、缺陷的评定及已检验的油井管的标识方法。本文件适用于新套管、油管和钻杆的现场检验与试验，不适用于作为验收依据。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于GB/T9253石油天然气工业套管、油管和管线管螺纹的加工、测量和检验GB/T18052套管、油管和管线管螺纹的测量和检验方法GB/T19830石油天然气工业油气井套管或油管用钢管(GB/T19830—2023,ISO11960:GB/T22512.2石油天然气工业旋转钻井设备第2部分：旋转台肩式螺纹连接的加工与测量GB/T23512石油天然气工业套管、油管、管线管和钻柱构件用螺纹脂的评价与试验GB/T29166石油天然气工业钢制钻杆(GB/T29166—2021,ISO11961:2018,MOD)SY/T6445石油管材常见缺陷术语3.1术语和定义下列术语和定义适用于本文件。使用水平基线表示声波的传播距离或时间、垂直坐标表示反射波的幅度的数据显示方法。线圈匝数与通过线圈的电流安培数之积。2黑顶螺纹black-crestedthread由于原有(黑皮)轧制表面未被完全除去的一种没有完整牙顶的螺纹。仪器在使用前根据一个已知的参考基准进行比对的一种操作。一种穿过油井管内孔，在管内产生环向或周向磁场的载流导体。用直流电产生的剩余磁场或有源磁场。根据相关适用规范确定的大小或性质达到油管、套管和钻杆产品拒收程度的缺欠。部分或全部从油井管上去掉现有剩余磁场的过程。带有一个或多个传感器，用于保护传感器不受机械损伤的扫描装置。通径规driftmandrel根据适用标准，用来穿过管子以确定管子是否阻塞的机械加工而成的特定尺寸的圆柱体。电磁检测electromagneticinspection;EMI用来检测缺陷的涡流和漏磁的方法。误起始螺纹falsestartingthread出现在真正起始螺纹前面的圆螺纹倒角上的环形刀痕、压痕。铁磁性ferromagnetic材料能被磁化或被磁场强烈吸引的特性。现场端fieldend带有接箍、在油田现场进行上扣拧接的管子外螺纹端、接箍内螺纹端。3荧光磁粉检测fluorescencemagneticparticleinspection使用在黑光照射下能发出荧光的一种微粒很细的铁磁性检测介质的一种磁粉检测方法。增益gain对放大器或电路进行灵敏度调节。由放射性核素衰变所产生的高能、短波电磁辐射。用来测量磁通量的电磁计。在标准条件下，将一个硬钢球或金刚石压头压入一个光滑表面，以此来确定金属的软硬程度。根据相关适用规范所能检验出的在产品壁厚内或产品表面上的不连续或不规则处。与油井管轴线基本平行的磁场。能被单独磁化和被磁场吸引的细小铁磁性颗粒。一种测量磁场强度的电磁仪器。带有接箍、在工厂里进行上扣拧接的接箍内螺纹端、管子外螺纹端。不具有完整牙顶的螺纹。特定试样上制作的参考缺陷。4由轧入金属表面的杂质或由于腐蚀而造成的凹陷。使用动力钳或拧结机，通过机械方法使螺纹达到完全的连接的旋紧方法。特殊螺纹接头premiumconnection带金属对金属专门密封结构和/或为增加上扣扭矩或控制上扣位置而设置抗扭台肩的螺纹接头。一根或一节包含一个或多个参考缺陷的管子。扫描器scanner用于探测油井管缺陷且配有一个或多个传感器的探测装置。缺欠或缺陷所产生的信号与噪声信号之比。利用适当的参考标样调整检测仪器，以获得或建立一个已知并可重复产生的响应。表征油井管纵轴与某直线间的平行程度。试验区域testarea油井管上被磨平、锉平或压平除去表面脱碳层，并在其上进行硬度试验的区域。螺纹保护器threadprotector安装在油井管管端螺纹接头上，以保护螺纹和密封面不受损伤的保护器具。EMI或UT检测中建立的报警值。把管子的状况转换成一种电信号的装置。5d:加厚部位内径。W:除特殊间隙接箍外的带有标准螺纹接箍的规定外径。EBW:有效声束宽度(EffectiveBeamWidth)EMI:电磁检测(ElectromagEW:电焊套管(包括所带接箍)[ElectricweldedCasingFLD:全长通径(Full-lengthDrifted)FLEMI:全长电磁检测(Full-lengthElectromaFLMPI:全长磁粉检测(湿粉或干粉磁粉检测)[Full-lengthMagneticParticleInspection(wetorFLVI:全长范围外观检验(Full-lengthVisualInspection)MPI:磁粉检测(MagneticParticleInspection)NDT:无损检测(Non-destructiveTesting)PD:脉冲密度(PulseDensity)PTL:完好螺纹长度(PerfectThreadLength)UCMPI:分离接箍磁粉检测(UnattachedUTFL:全长超声检测(Full-lengthUltrasonicInspection)UTW:焊缝超声检测(UltrasonicInspectionVTI:螺纹外观检验(VisualTh6本文件中的做法推荐用于制造商生产的新油管、套管和钻杆的现场检验。检验的依据是b)按GB/T19830、GB/T29166、GB/T9253或GB/T22512.2中多种方法中的一种进行的B.1为本文件中所包括的油田现场的检测及其对应的油井管类型。在完成附加于检验合同的订货信息b)按GB/T19830、GB/T29166、GB/T9253或GB/T22512.2d)某些操作方法基于设备的较高或最大灵敏度进行检验，没有使用GB/T19830、GB/T29166或GB/T9253、GB/T22512由于4.3中所列原因，现场检测结果与工厂生产过程中的结果可能不一致。当现场检验结果不符的规定检验判定合格，但按本文件进行检验的油井管可能判定为拒收。拒收应按GB/T19830、GB/T29166、GB/T9253或GB/T22512.2规定的验收准则，或事先与制造商协商的补充限制准则。在没有按第18章评定，证实油井管确实存在缺陷时，现场NDT结果不应作为拒收的依据。在供需双7准确的现象发生。在确定数据共享检测项目时，考虑有些检测项目会受到运输、装卸和环境条件影5.1当规定使用本文件检验订购的新油井管时，对于每一种规格和类型的油井管，用户应确认如下6.1进行现场检验的机构应有一套与认可的质量标准一致的质量程序。质量程序应形成书面文件且6.3检验机构的质量程序文件应包括检测系统测定必要的参考标样能力的检定报告。为符合应能保证有效的测量范围(对于纵向和横向裂纹最小为100%)、最小缺口效应和最大信噪比；b)设备说明：用于检测的设备应予以充分说明，以证实其符合GB/T19830、GB/T29166或GB/T9253要求。c)人员资格：检验人员资格应符合第7章的要求。86.4检验机构的质量程序应包括符合本文件规定的从事检验工作的检验人员的教育、培训和资格根据本文件从事油井管现场检验的检验机构应有检验人员的教育、培训和资格认定的书面文件。检验人员的资格认定是检验机构的责任，可使用GB/T9445或ASNTSNT-TC-1A作为指导a)与检验人员资格等级相应的培训和实践经历；97.7.2所有人员的资格重审每5年至少进行一次。7.7.3若一个独立的检验机构在最近的12个月内没有进行过规定方法的检验或变换人员时，应进行b)具备资格的人员的培训情况、经历及考核的记录，由认证机构保存至少5年，并在有要求时7.9.1NDT人员认证程序应由认证机构制定，可使用GB/T9445或ASNTS7.9.3如果无损检测人员在12个月内未按认证的方法从事检验工作，应重新认证按此方法进行无损7.9.5检测显示的评定应由Ⅱ级或Ⅲ级资格人员完成，或在Ⅱ级或Ⅲ级资格人员监督下由I级人员b)钻杆现场检验提供GB/T29166、GB/T22512.2和SY/T6445;油井管拒收率超过所检验油井管的10%,则应通知用户或其代表。若可能，用户宜通知制造商或其每根管子或接箍可评定为如下等级中的一种(见第18章):e)不可维修单个分离接箍(拒收);用油漆按第19章规定标记每一根管子或接箍的级别。a)摆放。检验机构应确保每一排油井管都安全堆放(如用楔子),没有可自由滚动或从架子上掉落的松散或不安全的油井管，保证所有的油井管层间分离，在每一个垫木的正上方有隔离应给用户或指定代表一份关于工作完成情况的检验报告和附带文件的复印件，缺欠术语应与9.3.1若拒收产品在评价之后被证实与所适用的GB/T19830、GB/T29166、GB/T9253或9.3.2如拒收产品在评价后被证实与所适用的GB/T19830、GB/T29166、所用的仪器应至少每4个月用已知准确度的校正标准校准一次。的测量可采用10.5所列器具之一来完成。10.6.2和10.6.3规定适用于第18章缺欠评定所使用的深度规。a)将量规的读数调整为零或规定厚度值，调整时应保持量具触头相接触或在触头间放置标准厚b)应至少每4个月或在维修后使用一系列不同于10.6.2b)的标准厚度块校准量具的准确度；c)读数偏差应在标准厚度块最厚处的实际壁厚的2%以内；d)校准检查结果应标记在量规上，校准记录应包括校准结果、校准日期、有效期和校准员签名。具有直接日光照射条件时，不需要表面照明设备。被检表面光照强度至少应为500lx。照明设备应每4个月检查一次，检查记录应包括检查结果、日期和检验员签名。这个记录应现场可检查，当照明灯具相对于被检查表面的位置或亮度发生变化时，应检查照明设备。被检表面的光照强度至少应为500lx。在开始工作以前，应鉴定照明条件，以确保便携式照明设置能直接作用于表面检验。当照明灯具相对于被检表面的位置或亮度发生变化时，应检查照明情况。用于鉴定照明设备的光度表应至少每年校准一次。校准结果应在光度表上标记，校准记录应包括反射面应为无色的反光镜，以提供不失真的图像。反射面应平滑、清洁。有文件证明其能力的光源应作为内表面照明工具。在最大检验距离处，能产生光强大于1000lx的聚光光源可作为内表面照明工具，光源的透镜应保持清洁。内窥镜灯泡应符合表B.2要求。在开始工作前及工作过程中，局部或全部安装及重新安装内窥装置时，应检查内窥镜的分辨率。装配好的内窥镜应能够读出硬币上的日期(高不大于1.02mm)或能够读出放在距物镜101.60mm的距离内的JaegerJ-4字符。10.9全长范围外观检验(FLVI)整个管子内外表面，除螺纹部分外的全长外观检验旨在检测凿痕、刀口、凹坑伤、直度误差和其他外观可见的缺欠，对于焊管应特别注意焊缝及毛刺的修整。每根管子应滚动检验整个外表面。内表面的整体检验应采用10.8要求的高亮度照明灯光、反光镜和内窥镜(根据管体实际尺检验一批管子时，应逐根滚动管子。滚动时观察管子以检测直度，弯的或弓a)用粉笔标出每根管子外表面上部1/3部分；c)当上部外表面1/3部分检验完后，滚动管子再标出另外1/3部分；除螺纹部分外，应检验整个管体内表面的缺欠。油井管规格代号1不小于10-3/4时，可采用10.8所要求的照明光源，从两端进行外观检验。油井管规格代号1小于10-3/4时，最佳的检验方法是利用10.11.1直度检验是用来确定弯钩形管端或弓形管体的一种外观检验。进行直度检验的管子应放在的端部通径检验。通径检验使用的圆柱形通径规应根据GB/T19830、GB/T29166或本文件的要求某些规格的通径规直径可根据表B.3来计算；用于有内涂层管子的通径规应使用(如橡木)制成，尺寸可参考表B.6和表B.7。因涂层额外的厚度造成涂层部位通径不过，不作为拒收依据。b)通径规应为圆柱形，在两端可有连接物，不应使用盘形和杠铃形的通径规；通径规的端部可延伸到规定的圆柱体以外，且应制成容易进入管体的形状。有时管子现场的通径是为了在钻井时能够使用通用规格的钻头。允许通用规格钻头通过的通径规的尺寸见表B.4,使用这种特殊通径规通径的管子应按第19章推荐的方法标记。按以下步骤进行通径规检验。a)应测量通径规圆柱部分的长度(可用钢尺测量),通径规的规定长度见表B.3。b)通径规外径的测量应采用示值准确度为0.01mm的千分尺或机械卡尺，在温度相同时进行；应在通径规两端都进行直径测量，每端应呈90°测量两个方向。通径规的允许误差为：标准通径规标称尺寸偏差0.00mm～+0.02mm。使用偏差大于+0.02mm通径规时，可作为接收的依据，但不应作为拒收依据；有争议时，可用符合相关适用标准规定尺寸的精密钢制通径规仲裁该批管子接收或拒收。按以下步骤进行通径。a)通径检验前，应选择测量尺寸正确的通径规，并在每检验500根以后重新测量通径规的最b)通径规和被检管子应保持温度基本相同。c)通径规通过油管、套管全长和钻杆的加厚部分长度时，在施加一个不大于通径规自重的合理的外力后，通径规应能自如地通过油管、套管和钻杆加厚部分；通径规插入和移动时应特别小d)通径规不能通过整个油管、套管和钻杆加厚部分时，取出通径规并清理干净；如果需要，应对管e)尝试从管子的另一端再进行通径检验，如果第二次不能通过整个长度，应判为不合格，并立即VTI适用于外露的油井管螺纹接头，确定螺纹外观上有无明显的制造缺陷或机械损伤。检验时应使用螺纹轮廓量规(样板)而不使用磁粉检测和螺纹量规。检验过程中，目视可确定缺欠，应采用下述工具检验已发现的缺欠的大小。a)钢尺可精确地检测外螺纹及内螺纹有效螺纹区域长度。b)反射镜可用于检验内螺纹的承载面和牙底。c)聚光光源：符合10.8.2要求的聚光光源，用于内螺纹检验。e)钢卷尺可用于检测偏梯形螺纹非全顶或黑顶螺纹圆周方向上的长度。另外，现场应配备GB/T9253、GB/T22螺纹的维修不包含在该项检验中，但经用户和检验机构协商同意，在螺纹区域及无密封作用的其他区域的轻微维修是可以的。钻杆的台肩维修宜经制造商许可。未经制造商允许，特殊螺纹接头的金属密封面不应进行维修。外观检验步骤如下。a)卸去螺纹保护器并堆放在不妨碍工作的地方。直至重新安装螺纹保护器，外观检查过程中，应确保相邻两根油井管不发生碰撞，以免损伤未保护的螺纹；在螺纹、台肩或密封面未保护的情湿或发生冷凝的环境中；如无法避免上述环境，应采取措施防止螺纹、密封面或台肩面发生锈b)彻底清洗接头上的覆盖物，确保在接头上定外螺纹接头L。并记录。对内螺纹，根据接头类型，可对从镗孔(无镗孔为从管端)到接箍中心J平面加一牙螺纹(从接箍中心或直连型接头小端算起)的长度应按L。要求进行检验，这个区域定义为PTL,有效内螺纹计算长度见表B.9和表B.10。对特殊螺纹接头，扭矩台肩、密封面等区域应纳入检验范围。d)检验螺纹时，缓慢地滚动管子至少一整圈。e)外螺纹检验时，应对端面、倒角、螺纹的L。及非L。区域进行缺欠检测，螺纹轮廓量规用来确定螺纹的加工偏差。f)对于内螺纹，检验包括镗孔、密封面、PTL及PTL以外的螺纹区域的缺欠。密封环沟槽应检验位于沟槽两侧松动的或开始松动的飞边、丝条状拉丝和带状附着物，螺纹轮廓量规用来确定螺纹的加工偏差。当使用轮廓量规时，宜避免损伤螺纹的保护涂层。在外螺纹的密封面区域、L。区域和整个内螺纹区域，用以确定缺欠深度的试探性研磨和锉修是不准许的。下面列出的是能够导致螺纹拒收的缺欠种类，接收或拒收见18.12或GB/T9253、GB/T22512.2的尺寸数据。a)螺纹及具有密封功能的区域：4)非设计的台肩或台阶；6)非全顶螺纹(包括黑顶螺纹);20)刀屑(或金属丝屑);4)刀口状棱边(见附录C中图C.3);d)管子端部(内中或外部):3)摔坑/疤痕。e)内螺纹端部及镗孔：4)电弧烧伤。f)VTI不包含工厂端机紧。但是如果外观检验发现明显的机紧偏差，可按照第18章评定。所有列入a)～e)的缺欠，一经发现就应按18.12进行评定。本章规定了现场条件下的硬度试验方法，以确定硬度符合合同规定。GB/T19830、GB/T21966中未直接规定表面硬度现场检验。如需检验，用户应规定试验的部位和接收的准则(硬度范围)。多种类型的手提式硬度计适用于本项检验，部分类型的手提式硬度计准确度不够，只能进行一般性的硬度值测试(参考ASTME110)。ASTME110规定的其他类型的硬度试验计也可使用。硬度计应每年至少校准一次，每次维修后也应进行校准。校准应由校准机构实施并颁发有效证书。证书应记录校准日期、校准用标准硬度试验块的规定值、硬度块硬度计读数平均值及校准员姓名。每使用4个月，硬度计的准确度应在最后一个月末进行标定。通过测试两块标准硬度试块进行标定，每块试块应检测5个读数，两块试块的数值应有差别但应处于硬度计同一量程内，硬度计所使用的任何一个标准硬度试块5个读数的平均值都应在该硬度试块规定的量值范围内。标准硬度试块不应两面使用，其中一块的硬度值应处于待试验油井管规定的硬度值下限的±5个读数内，另一块应处在待试验油井管规定的硬度值上限的±5个读数内，每块标准HRC硬度试块的平均值不应小于20HRC,每块标准HRB硬度试块的平均值不应小于100HRB。11.5.3压头使用前应按制造商提供的说明进行的距离应大于其直径的3倍。与该块规定平均值相差应不大于2HRC。用余下的3个数计算平均值前，为减小误差的影响而放弃的0.25mm厚度，且应除去可能的脱碳层。在磨削或锉以前应确定壁厚尺寸以防止壁厚的减少超出允许的最小值。如果壁厚值已达到或接近允许的最小值，应选取一个替代部位。应确保检验区域光滑平异小于2HRC或4HRB。最近整数的读数应用粉笔或油a)每测100个读数以后；12磁粉检测(MPI)本章规定了新的铁磁性油井管湿式荧光磁粉或干磁粉检测所用材料、设备、技术要求以及程序。油井管进行MPI后可能剩磁过高，剩磁测量及退磁见第14章。油井管的磁化有很多种方式，这可能限制了该方法的应用。厚过渡带、整体连接接头以及管端。除MPI之外，外露螺纹(对特殊螺纹接头包括扭矩台肩、密封面)和管端部分应进行目视检查。接箍内、外表面均应用MPI方法检验横向、纵向缺陷。此外，应使用目视方法检查接箍的内、外应用MPI方法对包括加厚区和分离接箍在内的套管、油管、短钻杆及钻杆全长进行纵向缺陷检验。这一方法不包括螺纹检验，用户可要求在一个表面或从两个表面进行该项检验。通过向油井管内插入一个被绝缘的导体，从而在油井管中产生一个环形磁场，该被绝缘的导体是接有电源的闭合电路，电流大小在12.8.1中给出。电源包括一个用于显示电流大小的电流表，一个用于显示电流不足时的声光报警器。导体应与油井管表面绝缘，以防电接触或电弧烧伤表面。通过套在油井管上的一个线圈可在工件上产生一个纵向磁场，线圈上接入的电流大小符合12.8.2电源要求符合12.3.1规定。线圈匝数应清楚地标注于线圈上。由电缆制作的柔性线圈应捆扎或缠绕，以保持其各匝紧密排列。磁轭是手提式磁化装置，可用于检测与表面成任何方向的缺欠。磁轭既有固定触角也有可调式的触角，有交流和直流磁轭。在应用中，对于油井管，可调式触角较干磁粉颜色与工件表面应有反差。干磁粉应由不同尺寸的磁粉混合而成，比150μm筛孔还要细的质量应至少占75%,小于45μm筛孔尺寸的磁粉占质量的15%。混合干磁粉不应受污染，如受潮、境中检验工件表面时应能提供波长365nm、最小辐射强度为10W·m²的紫外光。应使用黑光感应应每4个月用钢棒、合适质量的钢板或已校准过的磁场强度配重提升试验棒对磁轭提升力进行校12.8.2选定值之间的差应不大于10%。的维修或更换、每检测50根油井管以及至少每连续工作4h后进行一次确认检查。12.9.4湿式荧光磁粉溶液应按照制造商说明书连续或间断搅拌和摇动。磁悬液体积浓度应在0.1%~0.4%,静置试验时间应是1h(油基型悬浮液)和30min(水基型悬浮液)。按照本文件进行的管端检测可能超出了GB/T19830、GB/T29166中规定的管端检测技术要符合第10章要求。推荐检验步骤如下。a)卸掉螺纹保护器后按要求清洁管端和螺纹。卸掉螺纹保护器的螺纹应小心操作，以防损伤b)按照12.3.1要求周向磁化管端。作为替代，如果能使用12.3.4所述的装置检查磁场强度和方e)采用连续法或剩磁法直流纵向磁场检f)按照第18章要求评价缺欠。g)磁粉或清洁剂滞留在螺纹或油井管上应不超过1d。GB/T20656—20h)螺纹表面裸露应不超过1d。磁化电流推荐值。作为替代，如果能使用12.3.4所述的连续法横向直流磁场，油井管内、外表面的直流磁场强度不小于按照12式中：注：安-匝(NI)数过大可能在接箍外表面产生磁粉堆积(干磁粉)和荧光磁粉的停滞，都会影响缺欠的显示。g)按照第18章评估所有的缺欠显示。h)在接箍或螺纹上的磁粉或清洁剂滞留应不超过1d。a)在管子内表面撒干磁粉。管子至少滚动一圈半，保证管子内壁全部被磁粉覆盖(360°范围覆b)采用内窥镜进行检查。对内窥镜的要求见10.8.3。c)该位置的管子内表面检查后，滚动管子，使磁粉覆盖的区域暴露出来，按上述步骤再次进行检查。当检测管子全长外表面时，应采用以下步骤：a)用标记方法以确保管子表面能100%得到检验；b)徒步从管子一端检验到另一端全部表面，每次检验管子的数量依赖于管子的外径；c)可制定合适的做法，通过逐渐转动管子分段检验整个管子表面，确保整个表面都能检验到；d)使用干磁粉或湿磁粉分段检验时，每段检验长度均应有足够多的重叠，以确保整个表面的覆盖；目检所需白光照度按12.5.2要求，所需黑光强度按12.5.3要求。按照第18章要求评价全部缺欠。13电磁检测(EMI)本章描述了铁磁性油井管管体中(除管端外)纵向和横向缺欠的EMI用设备和方法。EMI的管子有较大的剩磁，有关剩磁和退磁内容见第14章。13.2.2在漏磁检测装置中，强磁场施加到传感器下的管子中，传感器可检测到缺欠所在位置管子上的13.2.3在涡流检测装置中，通过一个或多个激励线圈在油井管中感应出电场，相应感应线圈可检测到由于缺欠存在而引起的电流变化。13.2.4现场使用检测技术中漏磁最为普遍。因此，本章节不对涡流检测系统进行说明。13.2.5纵向缺欠由磁化过的管子穿过旋转扫描器进行检测。通过调整扫描器或管子的旋转速度和管子的进给速度使相邻探测器检测轨迹有一定的重叠。13.2.6横向缺欠由磁化过的管子穿过固定式环形扫描器进行检测。13.2.7体积型缺欠既可用纵向扫描器也可用横向扫描器进行检测。13.3.1GB/T19830、GB/T29166中的EMI作为管体检测(H40、J55或K55钢级除外)和EW焊管检测(P110和Q125钢级的钢管焊缝除外)方法之一。按照本文件进行所有其他EMI超出了GB/T19830和GB/T29166要求。13.3.3本文件所述的EMI系统无法完全覆盖管端。管子端部使用磁粉检验或GB/T19830和13.4规定了确保检测设备发挥其能力所必需的最低要求。应在检测开始之前由用户和检验机构不应对立磁极。至少每4个月应使用指南针或磁强计进行一次磁极检查，磁化电路安装或维修后磁化脉冲器输出的信号应每4个月及每次维修后进行一次校准，以确定灵敏度。脉冲器应能产生13.5.1应在每次检测开始时进行EMI设备检查。所用参考标样应与待检工件具有相同的厚度和曲b)至少每连续操作4h或每检测50根进行一次，选时间较短者；e)维修后或更换影响检测系统性能的零件后重新工作前。槽深度应不超过GB/T19830或GB/T29166要求。各种刻槽(包括小于标准要求深度的刻槽)用于确检测时所用的刻槽宽度一般为1.0mm或更小。12.5%的现场检测刻槽深度的典型加工深度为10%的规定壁厚。5%的现场检测刻槽深度应按GB/T19830或GB/T29166要求加工。13.5.4加工的刻槽应可消除，剩余壁应不小于最小允许壁厚。含有钻孔的参考标样应明确为拒收。13.5.5检测仪器应调整到刻槽或钻孔产生振幅不小于全屏1/4高度，互相之间及与背景或管端噪声别处于时钟的12点、3点、6点、9点位置。来自每个刻槽或孔的最大显示高度变化不应超过平均高度的20%。刻槽或孔的显示应与背景噪声区分开来，且不小于满量程的1/4高度。b)增益选择保证至少开始的5根被检油井管产生的背景噪声振幅不大于满量程的1/8高度；c)若证实信号大于背景噪声，表明增益过高，应减小增益直到较小缺欠(小于公称壁厚的5%)信号不小于满量程的1/8高度；d)应使用人工/或自动化电路检查，以确保传感器的连续性。连续性检查可使用一种装置进e)每班检测过的第一根油井管和随后每25根油井管中的一根应按第14章对退磁情况进行MPI和EMI都是通过在油井管中产生感应磁场来进行检测。检测后油井管中纵向剩余磁场强度使用磁场强度计(磁强计)在油井管端部进行测量，待检油井管应与周围其他油井管隔离，大于机械式磁强计应最多4个月或维修后校准一次。当零位偏差大于最大刻度值的10%时，应进行维修。在整个检测范围内，准确度应在已校准可检测磁力10%之内。准确度检查应记录在仪器上和记录流强度就越大，与具体系统有关。对于外径不大于254mm的油井管，约6000A·T~b)连续工作4h,或每检测50根管子，选时间较短者。a)调整系统增益，显示已知参考标样2个厚度。b)调整系统增益，在所选的环形参考标样上(与待检管子具有相同外径和壁厚)读厚度值。可用千分尺或标定过的超声波测厚仪确定环形参系统读数显示标定到规定的刻度比例。最小厚度值读数显示应调整到参考标样所选最小厚c)若无参考标样，检测50根管子后，利用千分尺或标定过的超声波检测仪校验至少一根管子的GB/T19830和GB/T29166没有涉及基于油井管电磁特性的钢级比较检查。利用油井管不同钢b)连续工作4h或每检50根油井管，选时间较短者；b)变压类型比较仪系统。通过目视标识检查，确认前5根待检油井管钢级相同。前5根油井管c)补充性能试验。可用一个来自与被检材料相比磁性或导磁特性不同的参考标样的信号作为检17.2.6从理论上讲，全部6种类型的超声波检测既可用手动检测设备也可用自动化检测设备。在实测应用MPI、手动超声波检测或其他在GB/T19830和GB/T29166所规定的具有检测缺陷能力的检17.3.2A-扫描显示器荧光屏垂直线性和水平线性在与电路有关的任何维修后或者每6个月应至少进行一次校准，垂直线性和水平线性在满屏25%和75%之间允许最大偏差为满屏值±5%。如使用记录仪，其刻度线性应每6个月校准一次。确定转速和行进速度(检测速度)的仪器显示应每6个月校准一d)任何断电或电源更换(电池换成通道连续的脉冲密度(PD),设置工件行进速度和扫查器旋转速度组合，应保证对检测区域100%覆盖。度一般为1.0mm或更小。现场用12.5%可接收深度的刻槽实际深度为名义壁厚的10%。现场用5%可接收深度的刻槽实际深度应符合GB/T19830和GB/T29166要求。17.5.6仪器每个探头输出参考信号幅度应调整到满刻度的50%。按检验机构标准工作程序设定阈状和径向方向(在信号幅度上)效应进行检查。如一侧信号幅度小于另一侧信号幅度80%(2dB),则不确定缺欠显示并在管子外表面进行标记。按照第18章评价所有标记的显示。使用自动化检测设备全长壁厚时，管子或扫查器的线性和旋转组合100%覆盖管体。对仪器每个a)对自动化检测设备厚度测量结果进行校准时，由待检管子材料制作的参考标样至少应包括2个厚度且范围合适。参考厚度应由千分尺或标定过的超声波测厚仪(见17.10)进行检测。度差异应不小于规定壁厚的10%。刻槽或钻孔应相互间隔，使得每个刻槽或钻孔的显示清晰、彼此分离且相互无干扰或无管端影整到满刻度的50%。按检测方标准操作程序设定报警阈值，该阈值不应大于参考标样阈值。检测过程2)检查设备阈值设置和检测范围，包括管子(见图C.2)。转动反射体以及纵向钻孔可用于检查焊缝全厚度和熔合线两侧覆盖区的检b)补充作法B:可通过比较反射体两侧信号幅度峰值来对参考反射体径向方向和形状效应(在信号幅度上)进行检查。若一侧信号幅度小于另一侧信号幅度的80%(2dB),则不应使用这种检测应包括焊缝全长(除加厚过渡区和螺纹外),应采用稳定可靠的方式跟踪焊缝。用户和检验机a)采用17.8.2使用的扫查速度沿焊c)确认检测结果并记录，这些资料应由焊区进行超声检测。应使用能检测整个焊区的剪切波/横波超声设备，检测设备应能检测焊缝两侧测厚仪维修后或每6个月(以先到者为准)应至少对其范围读数的检测结果线性进行一次校准。如使用测厚仪评估管子内表面缺欠，测厚仪应能够检测出距平行面试块前表面至少9.5mm处0.8mm的平底孔，剩余壁厚测量偏差应小于±0.25mm。在每次维修后或最长6个月间隔(以先到者b)任何时候检测设备读数表明缺陷或比最小允许厚度小0.13mm时，应对检测设备进行检查c)测量壁厚时，去除待测管子表面一切松散异物并在该部位放置适量耦合剂。将探头稳固地按压在待检表面进行壁厚检测。如管壁的检测表面进行修磨，应在修d)当使用双晶探头[具有两个压电晶片(一个作为发射晶片，另一个作为接收晶片)的超声波探e)待壁厚检测数据稳定，与最小允许壁厚进行比较。检测数据稳定为保持相同厚度值(在±0.025mm以内)至少3s。f)壁厚检测读数作为管子分类验收依据时，应刮除表面全部涂层、疏松氧化皮且不损伤基体第18章缺欠的评价。h)频繁使用超声波探头后应检查探头接触面磨损情况。当磨损的探头表面引起壁厚检测数据不i)探头平稳地放置到参考标样上，壁厚检测数据显示不稳定，应维修或更换检测设备。17.11手动超声波横波检测超声波仪器是脉冲回波A-扫描显示探伤仪。探头频率应介于2.25MHz～10MHz,应使用透声楔横波声束在检测区域沿管子周向顺时针或逆时针传播。检测设备灵敏度应能使检测设备检测和显示出平行于主轴方向缺欠如裂痕、折叠和裂纹。透声楔块加工的轮廓应与管子的外部曲率吻合且保持折射声束角度。横波声束在检测区域沿管子纵向传播，检测设备灵敏度应能使检测设备检测和显示出横向三维缺横波声束在检测区域应与纵轴所预期的角度顺时针和逆时针方向传播，检测设备灵敏度应能检测并显示出倾斜方向的缺欠。手动超声波横波检测设备标定符合以下要求。a)参考标样应含有内外纵向、横向刻槽，刻槽应符合GB/T19830和GB/T219b)应通过比较反射体二侧峰值幅度来检查参考标样刻槽径向和形状的影响(信号幅度)。若一侧幅度小于另一侧幅度的89%(1dB),不应使用这种参考反射体进行灵敏度标定；对倾斜刻c)实际工作时，为消除标定和检测期间视觉偏差，应垂直观察A-扫描显示。d)为了准确定位缺欠，宜对距离进行标定；宜使用DSC(适用小角度声束)或DC试块进行A-扫描显示的距离标定，按照检验机构标准操作程序确定使用距离，但该距离不应小于材料中横波声程的1.5倍，应用中数字式声程显示也应对距离进行标定。e)仪器应调整至产生的参考信号幅度至少为荧屏满刻度的50%。除了17.3.3规定以外，以下情况应进行标定检查：a)任何时候参考幅度有±20%偏差；b)出现达到拒收程度的一个横波显示时。a)标定检查时，显示在参考阈值内有±10%FSH(满量程)变化；b)标定检查时，任何参考反射点已高出扫查读数的5%。本章叙述了按照本文件对现场检测出的缺欠和偏差的评定步骤。第9章包含了有关接收与拒收的b)壁厚卡尺(千分尺);用于缺欠评定的所有设备和参考标样应使用检验机构的质量保证程序规定的合格的基准进行校当电磁或超声设备的检测有缺欠显示，并在MPI中存在磁粉集聚，但不能明确一致说明是缺欠通过表面测量，任何线性缺欠的深度大于规定壁厚的10%或缺欠引起的壁厚减少，导致最小剩余a)处理方法A:显示的剩余壁厚不小于规定壁厚的87.5%的缺陷，可通过打磨去除；当打磨大于规定壁厚的10%时，应确认剩余的壁厚；通过打磨来消除缺欠c)超声测厚仪可测量缺欠处的最小壁厚，确定剩余壁厚是否小于规定厚壁的87.5%,及确定缺欠如果修整后槽深超过GB/T19830中规定，过度修整的焊缝可判定为缺陷。沟槽的深度是通过测使用的机械卡尺应符合GB/T19830、GB/T29166要求。如果测量壁厚值小于规定壁厚的87.5%,可认为是缺壁厚测量出现争议时，按GB/T19830、GB/T29166规定，以机械卡尺的直接测量结果为最终a)壁厚小于规定壁厚的87.5%;18.11接箍外表面缺欠评定18.11.2夹具痕迹，底部尖锐的沟槽或相似的缺欠不是缺陷，除非其深度大于表B.15所列。如果沟槽边缘有凸出的金属，应去除凸出物后测量深度。18.11.3H40及冲击试验在0℃上的J55、K55的合格接箍应无GB/T19830规定的可见伤痕、裂缝和18.11.4J55和K55钢级接箍应符合GB/T19830要求，并按GB/T19830要求标记。线性的缺欠如外表面裂纹不是缺陷，除非其深度大于表B.16所列值。其深度大于表B.16所列值。非金属夹杂物的迹象不是缺陷，除非其持续深度大于0.89mm。18.11.6缺欠深度的测量应从正常的接箍表面或轮廓开始延伸到缺欠的内部。所有的深度测量应根据18.5.3要求进行。评定线性缺欠的伤痕和裂纹应按照18.5.6或18.5.7进行。18.11.7所有的伤痕、裂缝或点蚀都可修磨去除。其他的缺陷或缺欠也可通过外表面的机加工和磨削去除或减小，以达到可接收的界限。修磨后的外径应在表B.17或表B.18规定范围内。测量已修磨接箍外径时，应检测修磨处接箍表面或轮廓(即因除去了缺陷或缺欠而形成的毛坯表面或磨光的轮廓)。修磨应贴近接箍的轮廓进行，以满足最小外径。18.11.8机械加工或修磨后测量应采用外径千分尺或其他分度在小数点后两位的适当的仪器。18.12螺纹外观缺欠评定一些螺纹区域表面不规则不会影响螺纹的连接强度和加压密封性能，除非它们足够大可形成泄漏通道。圆螺纹牙顶与螺纹牙底不直接接触，因此螺纹牙顶或牙底轻微的颤纹、撕裂、刀痕或其他不规螺纹区域表面的擦痕、轻微的凹痕及表面的不规则不一定有害。由于难以确定表面的擦痕、轻微的凹痕和表面的不规则以及它们怎样影响螺纹的性能，因而目前没有处理这些缺欠的准则。圆螺纹L。区域牙侧面是关键的密封参数。对油管和套管使用的特殊接头金属-金属密封面及钻杆螺纹的对顶台肩面，表面的任何毛刺、凹痕、颤纹或表面不规则都有可能导致泄漏，与特殊接头的设计有关。制造商应提供相关数值分析或实物试验等文件资料，证明密封面区域微小毛刺、凹痕、颤纹等不会导致接头泄漏，否则关于螺纹现场轻微的维修和18.12中规定的其他维修，只有在用户和检验机构之间协商同意后才在螺纹的任何部位，电弧烧伤应拒收。根据表B.9和表B.10确定标准螺纹的规定长度(例如L。和PTL)。非全顶螺纹区域缺欠拒收准则要求如下。子规定壁厚的12.5%时，可拒收。d)偏梯形套管，有一牙螺纹在大于25%圆周上出现黑顶，可拒收；多于两牙螺纹出现黑顶，可b)螺纹牙底延伸到管子的端面或管子端面呈刀口状棱边(包括不在倒角面上的),见图C.3,可对标准接箍的螺纹未延伸至中心或整体连接接头内螺纹未延伸到距端面L、+12.7mm处，应拒c)镗孔上的刀痕不应拒收，但可能表示不正确的镗孔直径、镗孔轴线不对中或螺纹轴线不对a)检查每根偏梯形套管现场端三角形标记的位置，使用钢板尺平行于管子的轴线测量从管端到a)对于规格为代号1:16、18-5/8和20的圆螺纹套管，检查现场端三角形标记的位置，使用钢板18.14.1所有管子直度应符合GB/T19830和GB/T应测量管子的外径(最大值或最小值)。测量的方法应符合GB/T19830和GB/T21966的规定。检验标记不应掩盖或混淆工厂原有标记(用以鉴别偏梯形螺纹三角形位置的油漆色带除外),标记箍应一起按同一类划分；如接箍有缺欠或缺陷(包括接箍上扣位置不符合要求),应将管子和接箍分对于规格代号1不小于2-3/8的油井管，白漆标记应标于邻近检验漆带或紧随工厂标记。标记应对于有缺陷但修磨处理后符合要求的管子，根据GB/T19830或GB/T29166,判为一级。19.6可修复(尚未修复)管子的标识对于有缺陷的根据GB/T19830或GB/T29166可进行修复处理而未处理的管子应划为可修复管子。如果是整体连接接头，则该管子和接头应一起归类划分。a)尽可能靠近鉴定过的一端绕管子画一圈黄色漆带；b)在管子外表面，用黄漆画出缺陷的总长度和宽度的轮廓；c)靠近缺陷用白漆标明缺陷的类型和深度；d)其他标记方法按19.3.5规定。19.7不可修复(拒收)管子的标识按GB/T19830、GB/T9253、GB/T22512.2或GB/T29166规定，应拒收含有缺陷的管子。应标记下列所有内容：a)尽可能靠近接箍、内螺纹端或鉴定过的一端绕管子画一圈红色漆带；b)在管子外表面用红漆画出缺陷总长度和宽度的轮廓；c)在缺陷每端绕管子各画一圈红色漆带；d)对于不合格的外螺纹端，红漆带应靠近不合格外端螺纹消失处(但不应画在螺纹上);e)靠近缺陷用白漆标明缺陷的类型和深度；f)标记方法按19.3.5规定。如果在一根管子上存在多个缺陷，应用红笔标注所有的缺陷，经用户和代理厂商协商，可只记录最严重的缺陷。19.8通径不合格管子的标识对每根不能通过规定尺寸通径规的管子，判为通径不合格。d)标记方法按19.3.5规定。c)硬度数值用白漆在靠近试验区d)标记方法按19.3.5规定。(资料性)表A.1给出了本文件与ISO15463:2003结构编号对照一览表。11233445566778表A.1本文件与ISO15463:2003结构编号对照情况(续)899表A.1本文件与ISO15463:2003结构编号对照情况(续)表A.1本文件与ISO15463:2003结构编号对照情况(续) 表A.1本文件与ISO15463:2003结构编号对照情况(续) 附录C附录B(规范性)国际单位制数据表表B.1～表B.20为国际单位制数据表。表B.1供油田现场用的检验产品类型N‘对检验缩略语的说明如下：FLEMI:全长电磁检测；FLMPI:全长磁粉检测(湿粉或干粉磁粉检测);FLVI:全长范围外观检验；UTFL:全长超声波检测；UTW:焊缝超声波检测；SEA:端部区域检测；UCMPI:分离接箍磁粉检测；FLD:全长通径；ALTFLD:全长变径通径；HRC或HRB:洛氏C标尺或B标尺硬度检测；VTI:螺纹外观检验；TG:螺纹测量。表B.1供油田现场用的检测(续)检验”SMLS:无缝套管或油管(包括所带接箍);EW:焊接套管(包括所带接箍);DP:钻杆除接头外部分；CPLG:分离接箍。对检测适用性的说明如下：All:检测适用于所有外径规格产品；