ISO 10407-2:2008

Petroleum and natural gas industries - Rotary drilling equipment - Part 2: Inspection and classification of used drill stem elements

ISO 10407-2:2008 specifies the required inspection for each level of inspection and procedures for the inspection and testing of used drill-stem elements. For the purpose of ISO 10407-2:2008, drill stem elements include drill pipe body, tool joints, rotary-shouldered connections, drill collar, HWDP and the ends of drill-stem elements that make up with them. ISO 10407-2:2008 has been prepared to address the practices and technology commonly used in inspection. The practices established within ISO 10407-2:2008 are intended as inspection and/or testing guidance and are not intended to be interpreted to prohibit the agency or owner from using personal judgement, supplementing the inspection with other techniques, extending existing techniques or re‑inspecting certain lengths. ISO 10407-2:2008 specifies the qualification of inspection personnel, a description of inspection methods and apparatus calibration and standardization procedures for various inspection methods. The evaluation of imperfections and the marking of inspected drill stem elements is included. ISO 10407-2:2008 provides the original equipment manufacturers' requirements regarding the minimum information needed for the inspection of their specialized tools.

Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipement de forage rotatif — Partie 2: Contrôle et classification des éléments de garnitures de forage usagés

L'ISO 10407-2:2008 spécifie le contrôle requis pour chacun des niveaux de contrôle, les modes opératoires en la matière, ainsi que les essais sur les éléments des garnitures de forage usagés. Pour les besoins de l'ISO 10407‑2:2008, les éléments des garnitures de forage comprennent: le corps de la tige de forage, les joints de tige, les connexions épaulées rotary, la masse-tige, la tige lourde, ainsi que les extrémités des éléments des garnitures de forage qui les complètent. L'ISO 10407-2:2008 a été élaborée pour aborder toutes les pratiques et technologies couramment utilisées lors du contrôle. Les pratiques établies dans l'ISO 10407-2:2008 constituent un guide de contrôle et/ou d'essais et ne sont pas destinées à être interprétées comme empêchant l'agence ou le propriétaire d'utiliser son jugement personnel, de compléter le contrôle avec d'autres techniques, de développer les techniques existantes ou de soumettre certaines longueurs à de nouveaux contrôles. L'ISO 10407-2:2008 spécifie la qualification du personnel chargé du contrôle, une description des méthodes de contrôle, ainsi que des modes opératoires d'étalonnage et de standardisation de l'appareillage pour différentes méthodes de contrôle. L'évaluation des imperfections et le marquage des éléments des garnitures de forage soumis à contrôle sont inclus. L'ISO 10407-2:2008 fournit les exigences relatives au fabricant d'origine du matériel (OEM) concernant les informations minimales nécessaires au contrôle de leurs outils.

General Information

• Status: Withdrawn
• Publication Date: 14-Oct-2008
• ICS: 75.180.10 - Exploratory, drilling and extraction equipment
• Technical Committee: ISO/TC 67/SC 4 - Drilling and production equipment
• Drafting Committee: ISO/TC 67/SC 4/WG 1 - Drilling equipment
• Current Stage: 9599 - Withdrawal of International Standard
• Start Date: 06-Dec-2023
• Completion Date: 13-Dec-2025

Relations

• Revises: ISO 10407:1993 - Petroleum and natural gas industries - Drilling and production equipment - Drill stem design and operating limits
• Effective Date: 15-Apr-2008

Standards Content (Sample)

INTERNATIONAL ISO
STANDARD 10407-2
First edition
2008-10-15
Petroleum and natural gas industries —
Rotary drilling equipment —
Part 2:
Inspection and classification of used drill
stem elements
Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipement de forage
rotatif —
Partie 2: Contrôle et classification des éléments de garnitures de forage
usagés
Reference number
©
ISO 2008
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Fax + 41 22 749 09 47
E-mail [e-mail]
Web www.iso.org
Published in Switzerland
ii © ISO 2008 – All rights reserved

Contents Page
Foreword. vi
Introduction . vii
1 Scope .1
2 Normative references .1
3 Terms and definitions .2
4 Symbols and abbreviated terms .8
4.1 Symbols .8
4.2 Abbreviated terms .9
5 Conformance.10
5.1 Basis for inspection .10
5.2 Repeatability of results .11
5.3 Ordering information.11
6 Quality assurance.11
6.1 General.11
6.2 Standardization and operating procedures .11
6.3 Equipment description.12
6.4 Personnel qualification .12
6.5 Dynamic test data demonstrating the system capabilities for detecting the reference
indicators.12
6.6 Reports .12
7 Qualification of inspection personnel .12
7.1 General.12
7.2 Written procedure.12
7.3 Qualification responsibility and requirements .13
7.4 Training programmes.13
7.5 Examinations.13
7.6 Experience.13
7.7 Re-qualification.13
7.8 Documentation.14
7.9 NDT personnel certification.14
8 General inspection procedures.14
8.1 General.14
8.2 Owner/operator work site requirements for quality inspection.14
8.3 Documents at job site .14
8.4 Pre-inspection procedures .15
8.5 Drill-pipe and tool-joint classification markings .15
8.6 Post-inspection procedures .16
9 General non-destructive inspection method requirements .19
9.1 General.19
9.2 Equipment .19
9.3 Illumination.20
9.4 Magnetic-particle-inspection equipment.21
9.5 Ultrasonic .23
9.6 Electromagnetic inspection units .24
10 Drill stem element inspection and classification .24
10.1 Pipe body — Full-length visual inspection .24
10.2 Drill body — Outside diameter gauging .25
10.3 Pipe body — Ultrasonic wall-thickness gauging. 27
10.4 Pipe body — Full-length electromagnetic inspection (EMI) . 29
10.5 Pipe body — Full-length ultrasonic transverse and wall thickness . 31
10.6 Pipe body — Full-length ultrasonic transverse, wall thickness and longitudinal inspection. 34
10.7 Drill-pipe body — External magnetic-particle inspection of the critical area . 37
10.8 Drill-pipe body — Bi-directional external magnetic-particle inspection of the critical area . 40
10.9 Pipe body — Full-length wall-loss inspection. 43
10.10 Pipe body — Ultrasonic inspection of the critical area. 46
10.11 Pipe body — Calculation of cross-sectional area. 49
10.12 Pipe body — Document review (traceability). 50
10.13 Pipe body — Evaluation and classification. 50
10.14 Tool joints . 55
10.15 Tool joints — Check for box swell and pin stretch. 60
10.16 Repair of rejected tool joints. 61
10.17 Tool joints — Check tool-joint pin and box outside diameter and eccentric wear . 61
10.18 Tool joints — Measure tool-joint pin and box outside diameter and check for eccentric
wear . 64
10.19 Tool joints — Check tool-joint pin and box tong space. 65
10.20 Tool joints — Measure tool-joint pin and box tong space. 66
10.21 Tool joint — Magnetic-particle inspection of the pin threads . 67
10.22 Tool joint — Magnetic-particle inspection of box threads. 69
10.23 Tool joints — Measure tool-joint pin inside diameter . 70
10.24 Magnetic-particle inspection of the connection OD for heat-check cracking . 71
10.25 Bi-directional wet magnetic-particle inspection of the connection OD for heat-check
cracking. 72
10.26 Tool joints — Measure the tool-joint counterbore depth, pin-base length and seal width . 76
10.27 BHA connection — Visual inspection of bevels, seals, threads and stress-relief features. 77
10.28 BHA — Measure box outside diameter, pin inside diameter, counterbore diameter and
benchmark location if a benchmark is present. 80
10.29 BHA — Check bevel diameter. 82
10.30 BHA — Measure bevel diameter. 83
10.31 BHA — Magnetic-particle inspection of the pin and box threads. 84
10.32 BHA connection — Liquid-penetrant inspection of the pin and box threads. 86
10.33 BHA — Dimensional measurement of stress-relief features. 88
10.34 Length measurements of the counterbore, pin and pin neck . 90
10.35 Drill collar — Visual full-length OD and ID, markings, fish-neck length and tong space. 91
10.36 Drill-collar elevator groove and slip-recess magnetic-particle inspection . 92
10.37 Drill-collar elevator-groove and slip-recess measurement . 95
10.38 Subs (full-length visual OD and ID), fish-neck length, section-change radius and markings . 96
10.39 Float-bore recess measurements. 97
10.40 Magnetic-particle inspection of subs — Full-length, internal and external . 99
10.41 HWDP — Visual full-length OD and ID, markings and tong space . 101
10.42 Visual inspection and wear pattern report for kelly . 102
10.43 Magnetic-particle evaluation of critical areas on kellys. 104
10.44 Magnetic-particle evaluation, full length, of the drive section on kellys. 104
10.45 Stabilizer (full-length visual OD and ID), fish-neck length, blade condition, ring gauge and
markings . 104
10.46 Magnetic-particle inspection of the base of stabilizer blades for cracking . 106
10.47 Function test. 108
10.48 Bi-directional, wet magnetic-particle inspection of the base of stabilizer blade for
cracking. 109
10.49 Visual inspection of jars (drilling and fishing), accelerators and shock subs . 112
10.50 Maintenance review . 113
10.51 Dimensional measurement of wear areas as specified by OEM requirements . 113
10.52 Original equipment manufacturer designated testing for used equipment. 114
10.53 MWD/LWD — Visual, full-length OD and ID, and markings, including visual inspection of
hard-banding and coatings. 114
10.54 Motors and turbines — Visual, full-length OD and ID and markings, including visual
inspection of hard-banding and coatings . 116
iv © ISO 2008 – All rights reserved

10.55 Reamers, scrapers, and hole openers — Visual, full-length OD and ID and markings,
including visual inspection of hard-banding and coatings.117
10.56 Rotary steerable — Visual, full-length OD and ID and markings, including visual
inspection of hard-banding .118
10.57 Full-length drift.119
10.58 Proprietary equipment inspection .120
10.59 Hard-banding inspection .121
10.60 Transverse magnetic-particle inspection of tool-joint OD and ID under the pin threads .124
10.61 Drill-pipe body — Internal magnetic-particle inspection of the critical area.126
10.62 Drill-pipe body — Bi-directional, internal magnetic-particle inspection of the critical area.128
10.63 API external upset-thread connection inspection.130
Annex A (normative) Original equipment manufacturer (OEM) requirements .132
Annex B (normative) Required and additional inspections by product and class of service.134
Annex C (normative) SI units .144
Annex D (informative) USC units .173
Annex E (informative) Inspection-level guidelines .202
Annex F (informative) Proprietary drill stem connection inspection.206
Annex G (informative) Used work-string tubing proprietary-connection thread inspection.211
Bibliography .213

Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards bodies
(ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out through ISO
technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical committee has been
established has the right to be represented on that committee. International organizations, governmental and
non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work. ISO collaborates closely with the
International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of electrotechnical standardization.
International Standards are drafted in accordance with the rules given in the ISO/IEC Directives, Part 2.
The main task of technical committees is to prepare International Standards. Draft International Standards
adopted by the technical committees are circulated to the member bodies for voting. Publication as an
International Standard requires approval by at least 75 % of the member bodies casting a vote.
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of patent
rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights.
ISO 10407-2 was prepared by Technical Committee ISO/TC 67, Materials, equipment and offshore structures
for petroleum, petrochemical and natural gas industries, Subcommittee SC 4, Drilling and production
equipment.
This first edition of ISO 10407-2, together with ISO 10407-1, replaces ISO 10407:1993, which will be
cancelled when both ISO 10407-1 and ISO 10407-2 have been published and which has been technically
revised.
ISO 10407 consists of the following parts, under the general title Petroleum and natural gas industries —
Rotary drilling equipment:
⎯ Part 2: Inspection and classification of used drill stem elements
A Part 1, dealing with drill stem design and operating limits, is under development.
vi © ISO 2008 – All rights reserved

Introduction
Users of this International Standard should be aware that further or differing requirements can be needed for
individual applications. This International Standard is not intended to inhibit a vendor from offering, or the
purchaser from accepting, alternative equipment or engineering solutions for the individual application. This
can be particularly applicable where there is innovative or developing technology. Where an alternative is
offered, the vendor should identify any variations from this International Standard and provide details.
This International Standard shall become effective on the date printed on the cover but may be used
voluntarily from the date of distribution.
This International Standard includes provisions of various natures. These are identified by the use of certain
verbal forms:
⎯ SHALL is used to indicate that a provision is MANDATORY;
⎯ SHOULD is used to indicate that a provision is not mandatory, but RECOMMENDED as good practice;
⎯ MAY is used to indicate that a provision is OPTIONAL;
⎯ CAN is used to indicate a POSSIBILITY.

INTERNATIONAL STANDARD ISO 10407-2:2008(E)

Petroleum and natural gas industries — Rotary drilling
equipment —
Part 2:
Inspection and classification of used drill stem elements
1 Scope
This part of ISO 10407 specifies the required inspection for each level of inspection (Tables B.1 through B.15)
and procedures for the inspection and testing of used drill stem elements. For the purpose of this part of
ISO 10407, drill stem elements include drill pipe body, tool joints, rotary-shouldered connections, drill collar,
HWDP and the ends of drill stem elements that make up with them. This part of ISO 10407 has been prepared
to address the practices and technology commonly used in inspection.
The practices established within this part of ISO 10407 are intended as inspection and/or testing guidance and
are not intended to be interpreted to prohibit the agency or owner from using personal judgement,
supplementing the inspection with other techniques, extending existing techniques or re-inspecting certain
lengths.
This part of ISO 10407 specifies the qualification of inspection personnel, a description of inspection methods
and apparatus calibration and standardization procedures for various inspection methods. The evaluation of
imperfections and the marking of inspected drill stem elements is included.
This part of ISO 10407 provides the original equipment manufacturers' requirements regarding the minimum
information needed for the inspection of their specialized tools in Annex A.
2 Normative references
The following referenced documents are indispensable for the application of this document. For dated
references, only the edition cited applies. For undated references, the latest edition of the referenced
document (including any amendments) applies.
ISO 10424-1, Petroleum and natural gas industries — Rotary drilling equipment — Part 1: Rotary drill stem
elements
4)
ISO 11961 , Petroleum and natural gas industries — Steel drill pipe
API RP 7A1, Testing of Thread Compound for Rotary Shouldered Connections

4) To be published. (Revision of ISO 11961:1996, Petroleum and natural gas industries — Steel pipes for use as drill
pipe — Specification)
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.
3.1
agency
entity contracted to inspect used drill stem elements using the methods and criteria specified
3.2
A-scan
ultrasonic instrument display where distance is represented on the horizontal axis and signal strength on the
vertical axis
3.3
bending-strength ratio
BSR
ratio of the section modulus of the box thread at its last engaged thread to the pin thread at its last engaged
thread
3.4
bevel diameter
outer diameter of the contact face of the rotary shouldered connection
3.5
bit sub
sub, usually with two box connections, that is used to connect the bit to the drill stem
3.6
bottleneck sub
sub with two distinct outside diameters
3.7
box end
end of pipe with internal threads
3.8
box thread
internal (female) threads of a rotary shouldered connection
3.9
class 2
second in the hierarchy of used drill pipe service classifications for used drill pipe that does not meet premium
class requirements
3.10
class 3
third in the hierarchy of used drill pipe service classifications for used drill pipe that does not meet class 2
requirements
3.11
calibration
adjustment of instruments to a known basic reference often traceable to the national standards body
NOTE Calibration typically is documented in a log book and by a tag applied to the instrument.
3.12
check
go/no-go determination that dimension is within tolerances
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3.13
corrosion
alteration and degradation of material by its environment
3.14
critical area
area from the base of the tapered shoulder of the tool joint to a plane located 660 mm (26.0 in) away, or the
end of the slip marks, whichever distance is greater
See Figure 4.
NOTE When applied to the work-string tubing area, it is from the end of the pipe to a plane located 508 mm (20 in)
away, or the end of the slip marks, whichever distance is greater.
3.15
cut
incision without removal of metal caused by a sharp object
3.16
dent
local change in surface contour caused by mechanical impact, but not accompanied by loss of metal
3.17
drift
cylindrical gauge used to check the minimum inside diameter
3.18
drill collar
thick-walled pipe or tube designed to provide stiffness and concentration of mass at or near the bit
3.19
drill pipe
drill pipe body with weld-on tool joints
See Figure 1.
3.20
drill-pipe body
seamless steel pipe with upset ends
See Figure 1.
3.21
drill stem
all members between the swivel or top drive and the bit; includes drill string
3.22
drill string
several sections or joints of drill pipe with the tool joints that are joined together
3.23
failure
improper performance of a device or equipment that prevents completion of its design function
3.24
fatigue
process of progressive localized permanent structural change occurring in a material subjected to conditions
that produce fluctuating stresses and strains at some point or points and that can culminate in cracks or
complete fracture after a sufficient number of fluctuations
3.25
fatigue failure
failure that originates as a result of repeated or fluctuating stresses having maximum values less than the
tensile strength of the material
3.26
fatigue crack
crack resulting from fatigue
3.27
filtered FWAC
full-wave current rectified by passing it through a capacitor or other electrical device to remove the fluctuations
associated with alternating current
3.28
fish neck
region with a reduced diameter at or near the upper end of a drill string member which fishing tools can grab
3.29
full-depth thread
thread for which the thread root lies on the minor cone of an external thread or lies on the major cone of an
internal thread
3.30
gall
surface damage on threads and seals caused by localized friction
3.31
gouge
elongated grooves or cavities caused by mechanical removal of metal
3.32
grind, noun
area where metal was removed with an abrasive wheel in the process of evaluation or repair on an
imperfection
3.33
hard-banding
hard-facing
sacrificial or wear-resistant material applied to component’s surface to prevent wear of the component
3.34
heat checking
formation of surface cracks formed by the rapid heating and cooling of the component
3.35
heavy-weight drill pipe
HWDP
pipe with thick wall used in the transition zone to minimize fatigue and as bit weight in directional wells
3.36
inspection
process of measuring, examining, testing, gauging or otherwise comparing the product with the applicable
requirements
3.37
jar
mechanical or hydraulic device used in the drill stem to deliver an impact load to another component of the
drill stem, especially when that component is stuck
4 © ISO 2008 – All rights reserved

3.38
kelly
square- or hexagonal-shaped steel pipe connecting the swivel to the drill pipe
NOTE The kelly moves through the rotary table and transmits torque to the drill stem.
3.39
label
dimensionless designation for the pipe body size, pipe body mass per unit length or the size and style of a
rotary shouldered connection
3.40
last engaged thread
last thread on the pin engaged with the box or the box engaged with the pin
See Figure 2.
3.41
lead
distance parallel to the thread axis from a point on a thread turn and the nearest corresponding point on the
next turn, i.e. the axial displacement of a point following the helix one turn around the thread axis
3.42
lower kelly valve
kelly cock
essentially full-opening valve installed immediately below the kelly, with outside diameter equal to the tool joint
outside diameter
NOTE The valve can be closed to remove the kelly under pressure and can be stripped in the hole for snubbing
operations.
3.43
make-up shoulder
sealing shoulder on a rotary shouldered connection
3.44
measure
determining of dimensional value and recording of it on a worksheet
3.45
mill slot
flat machined area on the outside diameter of a tool joint where grade, weight code and optional serial number
information is stamped
3.46
owner
company or person who specifies the type of inspection or testing to be conducted and who has the authority
to order it performed
3.47
pi tape
flexible steel tape that, when wrapped around the circumference of a cylinder, indicates the average outside
diameter
3.48
pin base
non-threaded area at the large end of the pin connection adjacent to the shoulder
3.49
pin end
end of the pipe with external threads
3.50
pipe body
seamless steel pipe excluding upset and upset-affected areas
See Figure 1.
3.51
pit
depression resulting from corrosion or removal of foreign material rolled into the surface during manufacture
3.52
pitch
axial distance between successive threads
NOTE In a single start thread, pitch is equivalent to lead.
3.53
premium class
highest in the hierarchy of used drill pipe service classifications, better than class 2 and class 3
3.54
quality programme
established documented system for ensuring quality
3.55
rotary shouldered connection
connection used on drill stem elements that have coarse, tapered threads and sealing shoulders
3.56
seamless pipe
wrought steel tubular product made without a weld seam
3.57
slip area
that part of the pipe body where there is visible evidence of the trip slips having been repeatedly set numerous
times in the same area
See Figure 4.
NOTE At the upper end, it is typically located approximately 560 mm (22 in) from the box-tool joint elevator shoulder,
and extends from that point approximately 660 mm (26 in) toward the pin end. It can be located elsewhere depending on
rig design and positioning of handling equipment. It does not include occasional setting of slips in other areas as a result of
fishing operations, drill stem tests and similar applications.
3.58
stabilizer
member of the drill stem assembly used to centralize or control the direction of the bottom-hole assembly
3.59
straight sub
sub with no outside diameter change
3.60
standardization
adjustment of instruments prior to use to an arbitrary reference value
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3.61
sub
short, threaded piece of pipe used to connect parts for the drilling assembly for various reasons, such as
crossing over to a different connection, or to save wear and tear on more expensive elements
3.62
thread form
thread profile in an axial plane for a length of one pitch
3.63
tolerance
amount of variation permitted
3.64
upper kelly cock
valve immediately above the kelly that can be closed to confine pressure inside the drill stem
3.65
upset
forged end of a drill pipe tube used to increase wall thickness
3.66
user
company or person who employs the equipment
3.67
weight code
unique numerical code for each outside diameter of drill pipe, normally stamped on the pin base and in the mill
slot, which provides wall thickness and pipe body mass per unit length information

Key
1 drill pipe 4 tool joint pin
2 tool joint box 5 pipe body
3 drill pipe body 6 weld
Figure 1 — Drill-pipe nomenclature
Key
1 last engaged thread – pin
2 last engaged thread – box
3 bevel diameter, D
F
4 seal
Figure 2 — Last engaged threads
4 Symbols and abbreviated terms
4.1 Symbols
A cross-sectional area
CS
D outside diameter
D diameter of counterbore
cb
D bevel diameter
F
D diameter of float bore recess
FR
D diameter of pin base
L
D diameter of low-torque counterbore
LTorq
D diameter of stress-relief groove
RG
D outside diameter of tool joint
tj
d inside diameter of tool joint
tj
l elevator groove depth
e
l slip groove depth
s
L length of box connection
BC
L length of baffle recess
br
L length from shoulder to non-pressure flank on last full-depth thread box
BT
L minimum-length full-crested threads
c
L length from last scratch to beginning of the tapered section of boreback
Cyl
L length of elevator groove
eg
L length of fish neck
fn
L length of pin thread
PC
L length of pin base
pb
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L length of counterbore
qc
L length float-bore recess
R
L length of stress-relief groove
RG
L length of slip groove
sg
L length of tapered section of boreback
Tpr
L length from shoulder to last thread scratch in boreback cylinder
X
Q counterbore diameter
c
r elevator groove radius
EG
r slip groove radius
SG
S shoulder width
w
t average wall thickness
4.2 Abbreviated terms
AC alternating current
dB decibels
BHA bottom-hole assembly
BSR bending-strength ratio
DC direct current
EBW effective beam width
EMI electromagnetic inspection
EUE external upset ends
FF full face
FLUT full-length ultrasonic transverse
FSH full screen height
FWAC full-wave rectified alternating current
HWAC half-wave alternating current
HWDP heavy-weight drill pipe
ID inside diameter
LT low torque
LWD logging while drilling
MT magnetic-particle inspection
MWD measuring while drilling
NDT non-destructive testing
NI ampere turns
OBM oil-based mud
OD outside diameter
OEM original equipment manufacturer
PD pulse density
PT liquid penetrant inspection
S/N signal-to-noise ratio
SOBM synthetic oil-based mud
SRG stress-relief groove
SWBM synthetic water-based mud
TJ tool joint
TPR taper
UDP used drill pipe
UT ultrasonic inspection
WBM water-based mud
µW microwatts
5 Conformance
5.1 Basis for inspection
5.1.1 General
This part of ISO 10407 contains practices for use in the inspection, evaluation and classification of used drill
stem elements. Guidelines to assist the user in determining the appropriate level of inspection are provided in
Annex E.
The inspections for each level of inspection are shown in Annex B; these practices can be placed in one of the
following levels.
a) Inspections shown under the standard inspection that are specified as mandatory for classification
constitute the minimum inspection requirements for classification of the drill stem element.
b) Inspections that are specified as mandatory for classification when moderate service inspection is
specified constitute minimum inspection requirements for classification of the drill stem element according
to moderate service inspection requirements.
c) Inspections that are specified as mandatory for classification when critical service inspection is specified
constitute minimum inspection requirements for classification of the drill stem element according to critical
service inspection requirements.
d) Inspections that are not specified as mandatory may be specified based on drilling conditions.
5.1.2 Required inspection tables in Annex B
The tables in Annex B list the required inspections for each of the above levels inspection. The following is a
list of drill stem elements covered in the tables in Annex B.
⎯ Table B.1 identifies the inspections available and specifies which inspections are required for each level
of inspection for used drill pipe bodies, as well as the additional services available.
⎯ Table B.2 identifies the inspections available and specifies which inspections are required for each level
of inspection for used tool joints, as well as the additional services available.
⎯ Table B.3 identifies the inspections available and specifies which inspections are required for each level
of inspection for connections used on bottom-hole assemblies, as well as the additional services available.
⎯ Tables B.4 through B.14 identify the inspections available and specify which inspections are required for
each level of inspection for bottom-hole-assembly drill stem elements other than connection inspections,
as well as the additional services available.
⎯ Table B.15 identifies the inspections available and specifies which inspections are required for each level
of inspection for used tubing work strings.
10 © ISO 2008 – All rights reserved

5.2 Repeatability of results
Non-destructive inspection and measurement processes inherently produce some variability of results.
Some of the factors attributable to this variability are as follows:
a) permissible options in the selection of practices for use in the inspection of specific attributes;
b) permissible options in the selection of reference standards;
c) variations in the mechanical and electronic designs used by each equipment manufacturer of
non-destructive inspection systems;
d) lack of exact repeatability within the performance capability of a single non-destructive inspection system
set-up.
5.3 Ordering information
In specifying the application of this part of ISO 10407 to an order for the inspection of used drill stem elements,
the owner of the equipment should specify the following order information for each size and type of element:
a) inspection(s) being applied;
b) reference standard, if applicable;
c) acceptance criteria;
d) instructions for marking.
6 Quality assurance
6.1 General
The agency performing field inspection shall implement and maintain a quality programme. The agency’s
quality-management programme shall be documented and shall include written procedures for all inspections
performed, as well as all procedures, control features and documentation.
The agency's quality programme shall address calibration of equipment. The frequency, range, accuracy and
procedure for calibration, control features and documentation shall be included.
The agency's quality programme shall include records that verify inspection-system capability for detecting the
required reference indicators. The verification of inspection-system capability shall be addressed in
accordance with 6.2 through 6.6.
6.2 Standardization and operating procedures
The standardization procedures vary with the different types of equipment. As a minimum, the written
procedure should include the minimum reference indicator response and allowed limit for signal-to-noise ratio.
The written operating procedures should provide the required steps, control settings and parameter limits,
such as the use of special electronic circuits, use of a special detector array and range of velocities being
used. Procedures shall be in place to ensure that all equipment and materials employed for testing and
examination are used within the temperature and humidity limits established by the manufacturer.
6.3 Equipment description
The equipment used to conduct the inspection should be described in sufficient detail to demonstrate that it
meets the requirements.
6.4 Personnel qualification
The agency's quality programme shall include provisions for the education, training and qualification of
personnel performing inspections in accordance with this part of ISO 10407.
Documentation of qualification of inspection personnel shall meet the requirements of Clause 7.
6.5 Dynamic test data demonstrating the system capabilities for detecting the reference
indicators
There are many methods of verifying system capability, such as the two described in a) and b) below.
a) Inspection-system capability can be established by using statistical techniques for assessment of
inspection performance. By establishing inspection-system set-up parameters and response amplitude of
the applicable reference flaws, data points are established to determine the distribution of response
amplitudes. These data, then, become the basis for establishing the capability of the inspection system.
b) Inspection-system capability can also be demonstrated for each inspection order by use of a reference
standard with the required reference indicators. After the system is standardized according to the written
procedures, the test standard is inspected at a number of positions to establish the reliability in all
quadrants.
6.6 Reports
Reports shall include all system settings, signal archival media, traceability of calibration, standardization and
set-up procedures and a drawing of the test standard.
7 Qualification of inspection personnel
7.1 General
Clause 7 sets forth the minimum requirements for qualification and certification (where applicable) of
personnel performing field inspection of used drill stem elements.
7.2 Written procedure
Agencies performing inspection of used drill stem elements in accordance with this part of ISO 10407 shall
have a written procedure for education, training, experience and qualification of personnel.
The written procedure shall establish the following:
a) administrative duties and responsibilities for execution of the written procedure;
b) personnel qualification requirements;
c) required documentation verifying all qualifications.
12 © ISO 2008 – All rights reserved

7.3 Qualification responsibility and requirements
The qualification requirements and qualification of inspection personnel shall be the responsibility of the
agency.
The requirements for each applicable qualification shall include the following as a minimum:
a) training and experience commensurate with the inspector’s level of qualification;
b) written and practical examinations with acceptable grades;
c) v
...

NORME ISO
INTERNATIONALE 10407-2
Première édition
2008-10-15
Industries du pétrole et du gaz naturel —
Équipement de forage rotatif —
Partie 2:
Contrôle et classification des éléments
de garnitures de forage usagés
Petroleum and natural gas industries — Rotary drilling equipment —
Part 2: Inspection and classification of used drill stem elements

Numéro de référence
©
ISO 2008
DOCUMENT PROTÉGÉ PAR COPYRIGHT

©  ISO 2008
Droits de reproduction réservés. Sauf prescription différente, aucune partie de cette publication ne peut être reproduite ni utilisée sous
quelque forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique, y compris la photocopie et les microfilms, sans l'accord écrit
de l'ISO à l'adresse ci-après ou du comité membre de l'ISO dans le pays du demandeur.
ISO copyright office
Case postale 56  CH-1211 Geneva 20
Tel. + 41 22 749 01 11
Fax + 41 22 749 09 47
E-mail [e-mail]
Web www.iso.org
Version française parue en 2012
Publié en Suisse
ii © ISO 2008 – Tous droits réservés

Sommaire Page
Avant-propos . iv
Introduction . v
1  Domaine d'application . 1
2  Références normatives . 1
3  Termes et définitions . 2
4  Symboles et abréviations . 8
5  Conformité . 10
6  Assurance qualité . 12
7  Qualification du personnel de contrôle . 13
8  Modes opératoires généraux de contrôle . 15
9  Exigences générales relatives à la méthode de contrôle non destructif . 21
10  Contrôle et classification des éléments des garnitures de forage . 26
Annexe A (normative) Exigences relatives au fabricant de l'équipement d’origine . 145
Annexe B (normative) Contrôles requis et supplémentaires par produit et classe de service . 147
Annexe C (normative) Unités SI . 160
Annexe D (informative) Unités USC . 190
Annexe E (informative) Lignes directrices relatives aux niveaux de contrôle . 219
Annexe F (informative) Contrôle des connexions des garnitures de forage propriétaires . 223
Annexe G (informative) Contrôle des filetages des connexions des colonnes de production
propriétaires usagées . 229
Bibliographie . 231

Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes nationaux de
normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est en général confiée
aux comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude a le droit de faire partie du
comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales et non
gouvernementales, en liaison avec l'ISO participent également aux travaux. L'ISO collabore étroitement avec
la Commission électrotechnique internationale (CEI) en ce qui concerne la normalisation électrotechnique.
Les Normes internationales sont rédigées conformément aux règles données dans les Directives ISO/CEI,
Partie 2.
La tâche principale des comités techniques est d'élaborer les Normes internationales. Les projets de Normes
internationales adoptés par les comités techniques sont soumis aux comités membres pour vote. Leur
publication comme Normes internationales requiert l'approbation de 75 % au moins des comités membres
votants.
L'attention est appelée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l'objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable de ne
pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence.
L'ISO 10407-2 a été élaborée par le comité technique ISO/TC 67, Matériel, équipement et structures en mer
pour les industries du pétrole et du gaz naturel, sous-comité SC 4, Équipement de forage et de production.
Cette première de l'ISO 10407-2, avec l’ISO 10407-1, remplace l’ISO 10407:1993, qui sera annulée lorsque
l’ISO 10407-1 et l’ISO 10407-2 auront été publiées et qui ont fait l’objet d’une révision technique.
L'ISO 10407 comprend les parties suivantes, présentées sous le titre général Industries du pétrole et du gaz
naturel — Équipement de forage rotatif:
 Partie 2: Contrôle et classification des éléments de garnitures de forage usagés.
Une Partie 1, traitant de la conception des garnitures de forage et des limites de fonctionnement est en cours
d’élaboration.
iv © ISO 2008 – Tous droits réservés

Introduction
Il convient que les utilisateurs de la présente partie de l’ISO 10426 soient informés que des exigences
différentes ou complémentaires peuvent être nécessaires pour des applications particulières. La présente
partie de l’ISO 10426 n’a pas pour intention d’empêcher un vendeur d’offrir, ou un acheteur d'accepter, des
équipements ou des solutions d'ingénierie alternatifs dans le cas de cette application particulière. Ceci peut
particulièrement s’appliquer lorsque l’on se trouve en présence d’une technologie innovante ou en cours de
développement. Lorsqu’une autre solution est offerte, il convient que le vendeur identifie toutes les différences
avec la présente partie de l'ISO 10426 et fournisse des détails.
La présente Norme internationale doit prendre effet à la date indiquée sur la couverture, mais peut être
utilisée sur la base du volontariat à compter de la date de distribution.
Elle comprend des dispositions de différentes natures. Ces dispositions sont identifiées par l'emploi de
certaines formes verbales:
 «DOIT» est utilisé pour indiquer qu’une disposition est OBLIGATOIRE;
 «IL CONVIENT DE» est utilisé pour indiquer qu’une disposition n’est pas obligatoire, mais est
RECOMMANDÉE au titre de bonne pratique;
 «IL EST POSSIBLE QUE» est utilisé pour indiquer qu’une disposition est FACULTATIVE;
 «PEUT» est utilisé pour indiquer que c'est une POSSIBILITÉ.
NORME INTERNATIONALE ISO 10407-2:2008(F)

Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipement de forage
rotatif —
Partie 2:
Contrôle et classification des éléments de garnitures de forage
usagés
1 Domaine d'application
La présente partie de l’ISO 10407 spécifie le contrôle requis pour chacun des niveaux de contrôle
(Tableaux B.1 à B.15), les modes opératoires en la matière, ainsi que les essais sur les éléments des
garnitures de forage usagés. Pour les besoins de la présente partie de l’ISO 10407, les éléments des
garnitures de forage comprennent: le corps de la tige de forage, les joints de tige, les connexions épaulées
rotary, la masse-tige, la tige lourde, ainsi que les extrémités des éléments des garnitures de forage qui les
complètent. La présente partie de l’ISO 10407 a été élaborée pour aborder toutes les pratiques et
technologies couramment utilisées lors du contrôle.
Les pratiques établies dans le présent document constituent un guide de contrôle et/ou d'essais et ne sont
pas destinées à être interprétées comme empêchant l'agence ou le propriétaire d'utiliser son jugement
personnel, de compléter le contrôle avec d'autres techniques, de développer les techniques existantes ou de
soumettre certaines longueurs à de nouveaux contrôles.
La présente partie de l’ISO 10407 spécifie la qualification du personnel chargé du contrôle, une description
des méthodes de contrôle, ainsi que des modes opératoires d'étalonnage et de standardisation de
l'appareillage pour différentes méthodes de contrôle. L'évaluation des imperfections et le marquage des
éléments des garnitures de forage soumis à contrôle sont inclus.
La présente partie de l’ISO 10407 fournit les exigences relatives au fabricant d'origine du matériel (OEM)
concernant les informations minimales nécessaires au contrôle de leurs outils spécifiées en Annexe A.
2 Références normatives
Les documents de référence suivants sont indispensables pour l'application de la présente norme. Pour les
références datées, seule l'édition citée s'applique. Pour les références non datées, la dernière édition du
document auquel il est fait référence (y compris les éventuels amendements) s’applique.
ISO 10424-1, Industries du pétrole et du gaz naturel — Équipements de forage Rotary — Partie 1: Éléments
de forage Rotary
1)
ISO 11961 , Industrie du pétrole et du gaz naturel — Tiges de forage en acier
API RP 7A1, Essai de composés filetés des connexions rotary à épaulement

1)
À publier. (Révision de l’ISO 11961:1996, Industries du pétrole et du gaz naturel — Tubes d'acier pour tiges de
forage — Spécifications)
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s'appliquent.
3.1
agence
entité engagée pour contrôler les éléments des garnitures de forage usagés à l'aide de méthodes et de
critères donnés
3.2
scan A
affichage d'un instrument à ultrasons où la distance est représentée en abscisse et la puissance du signal en
ordonnée
3.3
rapport des modules d'inertie des filetages
BSR
rapport du module de section entre le filetage femelle de dernière spire et le filetage mâle de dernière spire
3.4
diamètre du biseau
diamètre extérieur de la surface de contact de la connexion rotary épaulée
3.5
raccord de trépan
raccord, généralement doté de deux connexions femelles, qui est utilisé pour relier le trépan au train de tiges
de forage
3.6
raccord d’étranglement
raccord ayant deux diamètres extérieurs différents
3.7
extrémité femelle
extrémité d’un tuyau munie de filetages intérieurs
3.8
filetage femelle
filetages intérieurs (femelles) d’une connexion rotary épaulée
3.9
classe 2
deuxième classe de la hiérarchie des classifications de service des tiges de forage usagées regroupant les
tiges de forage usagées non conformes aux exigences de première classe
3.10
classe 3
troisième classe de la hiérarchie des classifications de service des tiges de forage usagées regroupant les
tiges de forage usagées non conformes aux exigences de seconde classe
3.11
étalonnage
réglage des instruments selon une référence de base connue, se rapportant souvent à une autorité de
standardisation nationale
NOTE L’étalonnage est en général documenté dans un journal et par une étiquette apposée sur l’instrument.
2 © ISO 2008 – Tous droits réservés

3.12
vérification
détermination go-no-go («entre-n’entre pas») pour savoir si les dimensions sont comprises dans la limite des
tolérances
3.13
corrosion
altération et dégradation d’un matériau provoquées par son environnement
3.14
zone critique
zone comprise entre la base de l’épaule filetée du joint de tige et un plan situé à 660 mm (26,0 in) ou
l’extrémité des marques de glissement, selon la distance la plus importante
Voir la Figure 4.
NOTE Lorsque cela s’applique à la colonne de production, zone comprise entre l'extrémité du tuyau à un plan situé à
508 mm (20 in) ou l’extrémité des marques de glissement, selon la distance la plus importante.
3.15
coupures
incision provoquée par un objet tranchant sans élimination du métal
3.16
enfoncement
changement local du contour de surface provoqué par un impact mécanique, mais sans perte de métal
3.17
calibreur
jauge cylindrique utilisée pour contrôler le diamètre intérieur minimal
3.18
masse-tige
tuyau ou tube à paroi épaisse conçu pour assurer la rigidité et la concentration de masse au niveau ou à
proximité du trépan
3.19
tige de forage
corps de tige de forage avec joints soudés
Voir la Figure 1.
3.20
corps de tige de forage
tube d’acier sans soudure avec extrémités à refoulement
Voir la Figure 1.
3.21
train de tiges de forage
ensemble des pièces, y compris la garniture de forage, situées entre la tête d’injection ou la tête d’injection
motorisée et le trépan
3.22
garniture de forage
plusieurs sections ou joints de tige de forage ainsi que les joints reliés
3.23
rupture
dysfonctionnement d'un appareil ou d'un équipement qui l’empêche d’assurer les fonctions pour lequel il est
conçu
3.24
fatigue
processus se traduisant par un changement progressif, permanent et localisé de la structure qui affecte un
matériau soumis à des conditions qui produisent des contraintes et des déformations variables en un ou
plusieurs endroits et qui peut aller jusqu’à provoquer des fissures ou une rupture complète après un nombre
conséquent de variations
3.25
rupture de fatigue
rupture provoquée par des contraintes répétées ou variables ayant des valeurs maximales inférieures à la
résistance à la traction du matériau
3.26
fissure de fatigue
fissure résultant de la fatigue
3.27
FWAC filtré
courant à double alternance redressé en traversant un condensateur ou un autre dispositif électrique afin
d’éliminer les variations associées au courant alternatif
3.28
collier de repêchage
zone dont le diamètre est réduit au niveau ou à proximité de l’extrémité supérieure d’un élément de garniture
de forage et que les outils de repêchage peuvent attraper
3.29
filetage pleine profondeur
filetage pour lequel le fond de filet se trouve sur le cône mineur d'un filetage extérieur ou sur le cône majeur
d'un filetage intérieur
3.30
éraillure
détérioration de la surface des filetages et des joints provoquée par un frottement localisé
3.31
entaille
rainures ou cavités allongées provoquées par l’élimination mécanique du métal
3.32
meulage, nom
zone où le métal a été éliminé à l’aide d’une roue abrasive au cours du processus d’évaluation ou de
réparation d’une imperfection
3.33
frettage
rechargement dur
matériau sacrificiel ou résistant à l’usure appliqué sur la surface d’un composant afin d’empêcher qu’il ne
s’use
3.34
faïençage
formation de fissures de surface dues au chauffage et au refroidissement rapides du composant
4 © ISO 2008 – Tous droits réservés

3.35
tige de forage lourde
HWDP
tuyau à paroi épaisse utilisé dans la zone de transition pour réduire au maximum la fatigue et comme poids du
trépan dans les puits dirigés
3.36
contrôle
processus de mesurage, d’examen, d’essai, d’étalonnage ou de toute autre comparaison du produit par
rapport aux exigences applicables
3.37
coulisse
dispositif mécanique ou hydraulique utilisé dans la tige de trains de forage pour soumettre un autre
composant de la tige à une charge d’impact, en particulier lorsque ce composant est collé
3.38
tige d’entraînement
tube d'acier de section carrée ou hexagonale reliant la tête d'injection à la tige de forage
NOTE La tige d’entraînement se déplace à travers la table de rotation et transmet le couple de rotation au train de
tiges de forage.
3.39
étiquette
désignation sans dimension de la taille du corps du tube, de la masse du corps du corps du tube ou de la
taille et du style d’une connexion rotary épaulée
3.40
dernier filet engagé
dernier filet sur le mâle engagé dans la femelle ou la femelle engagée dans le mâle
Voir Figure 2.
3.41
pas
distance parallèle à l’axe du filetage entre un point sur une spire du filetage et le point correspondant le plus
proche sur la spire suivante, c’est-à-dire le déplacement axial d’un point suivant l’hélice d’un tour autour de
l’axe du filetage
3.42
vanne de sécurité inférieure
robinet de tige d’entraînement
vanne essentiellement à ouverture intégrale installée juste en dessous de la tige d’entraînement dont le
diamètre extérieur est égal au diamètre extérieur du joint de tige
NOTE La vanne peut être fermée pour retirer sous pression la tige d’entraînement et peut être enlevée dans le trou
pour des opérations de forage sous pression.
3.43
épaulement de serrage
épaulement d’étanchéité sur une connexion rotary épaulée
3.44
mesurage
action de déterminer une valeur dimensionnelle et son enregistrement sur une fiche technique
3.45
méplat
surface usinée plane située sur le diamètre extérieur d’un joint de tige sur laquelle sont poinçonnées les
informations relatives à la qualité, au code de poids et au numéro de série facultatif
3.46
propriétaire
entreprise ou personne qui spécifie le type de contrôle ou d’essais à effectuer, et qui a autorité pour en
ordonner la réalisation
3.47
ceinture Pi
bande d’acier flexible qui, lorsqu’elle est enroulée sur la circonférence d'un cylindre, en indique le diamètre
extérieur moyen
3.48
base mâle
surface non filetée située à l’extrémité large de la connexion mâle adjacente à l’épaulement
3.49
extrémité mâle
extrémité d’un tuyau dotée de filetages extérieurs
3.50
corps de tige
tube d’acier ne comportant aucune soudure à l’exception du refoulement et des zones affectées par ce
dernier
Voir Figure 1.
3.51
piqûre
dépression résultant de la corrosion ou de l’élimination d’un matériau étranger inséré dans la surface lors de
la fabrication
3.52
pas d’hélice
distance axiale entre deux filetages successifs
NOTE Dans le cas d’un filetage à un seul filet, le pas d’hélice est équivalent au pas.
3.53
première classe
classe la plus élevée de la hiérarchie des classifications de service des tiges de forage usagées, supérieure à
la classe 2 et à la classe 3
3.54
programme qualité
système documenté et établi pour garantir la qualité
3.55
connexion rotary épaulée
connexion utilisée sur les éléments des garnitures de forage munis de filetages coniques à grands pas et
d’épaulements d'étanchéité
3.56
tube sans soudure
produit tubulaire en acier corroyé fabriqué sans cordon de soudure
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3.57
zone de glissement
partie du corps de la tige où des indices visuels indiquent que des glissements se sont produits à de
nombreuses reprises dans la même zone
Voir Figure 4.
NOTE À l’extrémité supérieure, elle est généralement située à environ 560 mm (22 in) de l’épaulement d’élévateur
de tige femelle et partant de ce point à environ 660 mm (26 in) de l’extrémité mâle. Elle peut se situer à un autre endroit,
en fonction de la conception de l'installation et du positionnement du matériel de manutention. Elle n’inclut pas les
conditions occasionnelles provoquant des glissements dans d'autres zones, suite à des opérations de repêchage, des
essais de train de tiges de forage et d’autres applications du même type.
3.58
stabilisateur
composition de la garniture de forage utilisée pour centraliser ou contrôler la direction de l’assemblage
élément de
de fond
3.59
raccord droit
raccord dont le diamètre extérieur ne varie pas
3.60
standardisation
réglage des instruments avant utilisation par rapport à une valeur de référence arbitraire
3.61
raccord
petite pièce filetée d'un tuyau utilisée pour relier les différentes parties de la composition de garniture de
forage pour de multiples raisons, telles que le raccordement à une connexion différente ou pour réduire
l’usure d’éléments plus onéreux
3.62
profil du filetage
profil du filetage dans un plan axial pour une longueur d’un pas
3.63
tolérance
importance des variations autorisées
3.64
robinet supérieur de tige d’entraînement
vanne située juste au-dessus de la tige d’entraînement pouvant être fermée afin de limiter la pression à
l'intérieur du train de tiges de forage
3.65
refoulement
extrémité forgée d’un tube de forage utilisée pour augmenter l’épaisseur de paroi
3.66
utilisateur
entreprise ou personne qui utilise l’équipement
3.67
code poids
code numérique unique pour chaque diamètre extérieur de tige de forage, en général poinçonné sur la base
mâle et sur le méplat, qui fournit des informations relatives à l’épaisseur de paroi et à la masse du corps de la
tige
Légende
1 tige de forage
2 filetage femelle d’un joint de tige
3 corps de tige de forage
4 filetage mâle d’un joint de tige
5 corps de la tige
6 soudure
Figure 1 — Nomenclature relative aux tiges de forage
Légende
1 dernier filet engagé – mâle
2 dernier filet engagé – femelle
3 D diamètre du biseau
F
4 joint
Figure 2 — Derniers filetages engagés
4 Symboles et abréviations
4.1 Symboles
A section transversale
CS
D diamètre extérieur
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D diamètre du contre-alésage
cb
D diamètre du biseau
F
D diamètre de rétreint du flotteur
FR
D diamètre de la base mâle
L
D diamètre de contre-alésage réduit
LTorq
D diamètre de rainure de détente de tension
RG
D diamètre extérieur de joint de tige
tj
d diamètre intérieur de joint de tige
tj
l profondeur de rainure de l’élévateur
e
l profondeur de rainure à coins
s
L longueur de connexion femelle
BC
L longueur de rétreint à chicanes
br
L longueur comprise entre l’épaulement et le flanc non soumis à la pression sur le dernier filetage
BT
femelle de pleine profondeur
L longueur minimale de filetages à crête
c
L longueur comprise entre la dernière rayure et le début de la section conique
Cyl
L longueur de rainure d’élévateur
eg
L longueur du collier de repêchage
fn
L longueur du filetage mâle
PC
L longueur de base mâle
pb
L longueur de contre-alésage
qc
L longueur de rétreint du flotteur
R
L longueur de rainure de détente de tension
RG
L longueur de rainure à coins
sg
L longueur de section conique
Tpr
L longueur à partir de l’épaulement jusqu’à la dernière rayure de filetage dans le cylindre
X
Q diamètre du contre-alésage
c
r rayon de rainure d’élévateur
EG
r rayon de rainure à coins
SG
S largeur de l’épaulement
w
t épaisseur moyenne de paroi
4.2 Abréviations
CA courant alternatif
dB décibels
BHA assemblage de fond
BSR rapport des modules d'inertie des filetages
CC courant continu
EBW largeur effective de balancier
EMI contrôle électromagnétique
EUE extrémités à refoulement extérieur
FF face pleine
FLUT ultrasons sur l’intégralité de la longueur transversale
FSH hauteur plein écran
FWAC courant alternatif redressé à double alternance
HWAC courant alternatif à simple alternance
HWDP tige de forage lourde
ID diamètre intérieur
LT réduit
LWD diagraphie en cours de forage
MT contrôle par particules magnétiques
MWD mesurage en cours de forage
END essais non destructifs
NI ampères-tours
OBM boue à base d’huile
OD diamètre extérieur
OEM fabricant de l’équipement d’origine
PD densité d’impulsions
PT contrôle par pénétrant liquide
S/N rapport signal/bruit
SOBM boue à base d’huile synthétique
SRG rainure de détente de tension
SWBM boue à base d’eau synthétique
TJ joint de tige
TPR cône
UDP tige de forage usagée
UT contrôle par ultra-sons
WBM boue à base d’eau
µW microwatts
5 Conformité
5.1 Base de contrôle
5.1.1 Généralités
La présente partie de l’ISO 10407 contient des pratiques à utiliser lors du contrôle, de l'évaluation et de la
classification des éléments de garniture de forage usagés. Des lignes directrices destinées à aider l’utilisateur
à déterminer le niveau de contrôle requis sont fournies dans l’Annexe E.
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Les contrôles de chaque niveau de contrôle sont indiqués dans l’Annexe B; ces pratiques peuvent être
placées dans l’un des niveaux suivants:
a) les contrôles relevant du contrôle standard qui sont spécifiés comme obligatoires aux fins de
classification, ils constituent les exigences relatives au contrôle minimales applicables aux fins de
classification de l'élément de garniture de forage;
b) les contrôles spécifiés comme obligatoires aux fins de classification si un contrôle de l’entretien léger est
spécifié constituent les exigences relatives au contrôle minimales applicables aux fins de classification de
l’élément de garniture de forage conformément aux exigences relatives au contrôle de l’entretien léger;
c) les contrôles spécifiés comme obligatoires aux fins de classification si un contrôle en exploitation critique
est spécifié constituent les exigences relatives au contrôle minimales applicables aux fins de
classification de l’élément de garniture de forage conformément aux exigences relatives au contrôle en
exploitation critique;
d) les contrôles n’étant pas spécifiés obligatoires mais qui peuvent être spécifiés en fonction des conditions
de forage.
5.1.2 Tableaux de contrôles requis de l’Annexe B
Les Tableaux de l’Annexe B énumèrent les contrôles requis pour chaque niveau de contrôle mentionné ci-
dessus. Voici une liste d’éléments de garniture de forage couverts dans les Tableaux de l’Annexe B:
 le Tableau B.1 identifie les contrôles existants et spécifie les contrôles requis pour chaque niveau de
contrôle sur les corps de tige de forage usagés, ainsi que les contrôles supplémentaires existants;
 le Tableau B.2 identifie les contrôles disponibles et spécifie les contrôles requis à chaque niveau de
contrôle sur les joints de tige usagés, ainsi que les entretiens supplémentaires existants;
 le Tableau B.3 identifie les contrôles existants et spécifie les contrôles requis à chaque niveau de
contrôle sur les connexions utilisées sur les assemblages de fond, ainsi que les contrôles
supplémentaires existants;
 les Tableaux B.4 à B.14 identifient les contrôles existants et spécifient les contrôles requis à chaque
niveau de contrôle sur les éléments de garniture de forage des assemblages de fond autres que les
contrôles sur les connexions, ainsi que les contrôles supplémentaires existants;
 le Tableau B.15 identifie les contrôles existants et spécifie les contrôles requis à chaque niveau de
contrôle sur les garnitures des travaux des colonnes de production usagées.
5.2 Répétabilité des résultats
Un contrôle et des procédés de mesurage non-destructifs produisent par nature des résultats parfois
variables.
Voici certains facteurs imputables à cette variabilité:
a) les options admises lors de la sélection des pratiques à utiliser lors du contrôle pour des attributs
spécifiques;
b) les options admises pour choisir les étalons de référence;
c) les variations relatives aux conceptions mécaniques et électroniques utilisées par chaque fabricant de
systèmes de contrôle non-destructifs;
d) l’absence de répétabilité exacte dans les performances d’un seul montage de système de contrôle non-
destructif.
5.3 Informations figurant sur l’ordre de contrôle
Lors de la spécification de l'application de la présente partie de l’ISO 10407 à un ordre de contrôle sur des
éléments de garniture de forage usagés, il convient que le propriétaire de l'équipement spécifie les
informations suivantes pour chaque taille et chaque type d’élément:
a) le ou les contrôles à appliquer;
b) l’étalon de référence, le cas échéant;
c) les critères d’acceptation;
d) les instructions relatives au marquage.
6 Assurance qualité
6.1 Généralités
L’agence réalisant le contrôle in situ doit mettre en œuvre et entretenir un programme qualité. Le programme
de management de la qualité de l’agence doit être documenté et doit inclure des procédures écrites de tous
les contrôles réalisés, toutes les procédures, les caractéristiques de contrôle ainsi que la documentation.
Le programme qualité de l’agence doit inclure l’étalonnage des équipements. La fréquence, la plage,
l’exactitude et la procédure d’étalonnage, les caractéristiques de contrôle et la documentation doivent être
incluses.
Le programme qualité de l’agence doit comprendre des enregistrements vérifiant la capacité du système de
contrôle à détecter les indicateurs de référence requis. La vérification de la capacité du système de contrôle
doit être abordée conformément à 6.2 à 6.6.
6.2 Procédures de standardisation et de fonctionnement
Les procédures de standardisation varient en fonction des types d’équipement. Il convient que la procédure
écrite comprenne la une réponse d’indicateur de référence minimale et la limite permise pour le rapport
signe/bruit. Il convient que les procédures de fonctionnement écrites fournissent les étapes appropriées, les
réglages de contrôle et les limites des paramètres, tels que l'utilisation des circuits électroniques particuliers,
l'utilisation d’un groupe de détecteurs particulier et la plage de vitesses utilisée. Les procédures doivent être
en place pour garantir que tous les équipements et les matériaux utilisés à des fins d’essai et de vérification
sont utilisés dans les limites de température et d'humidité établies par le fabricant.
6.3 Description des équipements
Il convient que les équipements utilisés pour réaliser le contrôle soient décrits de façon suffisamment détaillée
pour démontrer qu’ils satisfont aux exigences.
6.4 Qualification du personnel
Le programme qualité de l’agence doit inclure des dispositions relatives à l’enseignement, à la formation et à
la qualification du personnel réalisant les contrôles, conformément à la présente partie de l’ISO 10407.
La documentation relative à la qualification du personnel de contrôle doit satisfaire aux exigences spécifiées
dans l’Article 7.
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6.5 Données relatives aux essais dynamiques démontrant les capacités du système en
matière de détection des indicateurs de référence
Il existe de nombreuses méthodes permettant de vérifier les capacités d’un système, parmi lesquelles les
deux méthodes décrites en a) et b).
a) les capacités du système de contrôle peuvent être établies en utilisant des techniques statistiques
permettant d’évaluer les performances de contrôle. En déterminant les paramètres de montage du
système de contrôle et l’amplitude de la réponse aux défauts de référence applicables, les points de
données sont établis pour déterminer la distribution des amplitudes de réponse. Ces données deviennent
ensuite la base utilisée pour déterminer les capacités du système de contrôle;
b) les capacités du système de contrôle peuvent également être démontrées pour chaque ordre de contrôle
en utilisant un étalon de référence avec les indicateurs de référence requis. Une fois que le système a été
normalisé conformément aux procédures écrites, la norme d’essai est contrôlée en divers points afin
d’établir la fiabilité dans tous les quadrants.
6.6 Rapports
Les rapports doivent comprendre l’intégralité des paramètres du système, des médias d’archivage des
signaux, la traçabilité de l’étalonnage, les procédures de standardisation et de montage, ainsi qu’un schéma
de l’étalon d’essai.
7 Qualification du personnel de contrôle
7.1 Généralités
L’Article 7 énonce les exigences minimales relatives à la qualification et la certification (le cas échéant) du
personnel effectuant les contrôles in situ sur les éléments des garnitures de forage usagés.
7.2 Procédure écrite
Les agences réalisant les contrôles sur les éléments des garnitures de forage usagés conformément à la
présente partie de l’ISO 10407 doivent posséder une procédure écrite relative à la formation initiale et
professionnelle, l’expérience et la qualification du personnel.
Il convient que cette procédure établisse:
a) les devoirs administratifs et les responsabilités pour ce qui concerne la mise en œuvre de la procédure
écrite;
b) les exigences relatives à la qualification du personnel;
c) la documentation requise permettant de vérifier l’ensemble des qualifications.
7.3 Responsabilité et exigences relatives à la qualification
Les responsabilités liées aux exigences relatives à la qualification et la qualification du personnel de contrôle
doivent incomber à l’agence.
Les exigences relatives à chacune des qualifications applicables doivent comporter au moins les informations
suivantes:
a) la formation professionnelle et l’expérience adaptées au niveau de qualification de l’opérateur chargé du
contrôle;
b) des examens écrits et pratiques validés par des notes acceptables;
c) un contrôle de la vision;
d) la connaissance de la présente partie de l’ISO 10407 et les articles concernés des normes applicables à
ce secteur.
7.4 Programmes de formation
L’ensemble du personnel qualifié doit avoir effectué un programme de formation documenté et élaboré pour
ce niveau de qualification. La formation peut être assurée par l’agence ou par un agent extérieur.
Le programme doit comprendre les éléments suivants:
a) les principes de chacune des méthodes de contrôle applicables;
b) les modes opératoires de chacune des méthodes de contrôle applicables, y compris la standardisation et
le fonctionnement de l’équipement de contrôle;
c) les articles concernés des normes applicables au secteur.
7.5 Examens
Les examens peuvent être réalisés par l’agence ou par un agent extérieur.
L’ensemble du personnel de contrôle doit avoir réussi les examens suivants:
a) des examens écrits abordant les principes généraux et spécifiques de la méthode de contrôle applicable,
les modes opératoires de contrôle ainsi que les normes ISO, API ou ASTM applicables;
b) un examen pratique qui doit comporter des techniques de montage de l’appareillage, de standardisation
et de contrôle, ainsi que des modes opératoires de fonctionnement, l’interprétation des résultats pour les
niveaux définis et la préparation des rapports requis;
c) Un contrôle annuel de la vision afin de vérifier la capacité, avec une vision naturelle ou corrigée, à lire des
lettres J-2 sur l'échelle 2 de Jaeger à une distance comprise entre 305 mm et 381 mm (entre 12 in et
15 in); des contrôles équivalents, tels que la capacité de percevoir une cible numéro 8 de Titmus, une
fraction Snellen de 20/25 (0.8), ou des contrôles de la vision effectués par un praticien qualifié à l'aide
d'un appareillage optique sont également acceptables.
7.6 Expérience
L’ensemble des candidats à la qualification doit avoir l’expérience requise par la procédure écrite.
7.7 Requalification
Les exigences relatives à la requalification doivent être définies dans la procédure écrite.
La requalification est nécessaire pour l’ensemble du personnel au moins tous les cinq ans.
La requalification du personnel est nécessaire si une personne n’a pas assuré les fonctions définies au cours
des douze derniers mois ou si une personne change d’employeur.
Pour ce qui concerne la requalification, l’ensemble du personnel doit:
a) obtenir une note acceptable à un examen écrit portant sur les modes opératoires de contrôle en vigueur
et les normes applicables au secteur;
b) fournir les preuves documentées que les performances techniques sont satisfaites en continu.
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7.8 Documentation
La conservation des enregistrements et la documentation doivent être requis pour l’ensemble des
programmes de qualification.
Les exigences minimales incluent la conservation des documents suivants:
a) les enregistrements pour l’ensemble du personnel qualifié démontrant que les personnes ont suivi avec
succès le programme de formation et documentant leur expérience;
b) les résultats des examens doivent être conservés par l'agence et mis sur demande à disposition à des
fins de contrôle;
c) les enregistrements relatifs à chaque personne qualifiée, qui doivent être conservés pendant au moins un
an à compter de la date de révocation de la qualification.
Toutes les qualifications et les documents associés doivent être approuvés par le personnel autorisé de
l’agence.
7.9 Certification du personnel en charge des essais non destructifs
Un programme de certification du personnel en charge des essais non destructifs doit être élaboré par
l'agence. L’ISO 11484 peut servir de lignes directrices.
NOTE Pour les besoins de la présente recommandation, l’ASNT SNT-TC-1Àest équivalente à l'ISO 11484.
L’agence doit se charger de l’administration du programme de certification du personnel en charge des essais
non destructifs.
8 Modes opératoires généraux de contrôle
8.1 Généralités
L’Article 8 traite des modes opératoires généraux applicables à l’ensemble des méthodes de contrôle décrites
dans la présente partie de l’ISO 10407.
8.2 Exigences relatives au site du propriétaire/de l’exploitant aux fins de contrôle de la
qualité
Le propriétaire/exploitant doit fournir un site ,ou doit livrer les éléments pour contrôle sur un site où ces
derniers peuvent être contrôlés sur des râteliers ou des tables d’une hauteur adaptée au contrôle. Les tubes,
masses-tiges et autres produits tubulaires doivent être entreposés en une seule couche avec suffisamment
d’espace afin de pouvoir effectuer un tour complet au cours du processus de contrôle. L’impossibilité de
satisfaire à ces exigences ne permet pas une qualité de contrôle conforme à l’objectif de la présente partie de
l’ISO 10407.
Des protecteurs de filetage doivent être fournis.
8.3 Documents disponibles sur le chantier
Les documents de contrôle relatifs au chantier contrôlés par l’agence et les documents de référence
pertinents doivent être disponibles sur le site du chantier. Les documents supplémentaires relatifs à la
certification des inspecteurs doivent également être disponibles.
8.4 Modes opératoires de pré-contrôle
8.4.1 Disponibilité de l’équipement
Lors du début de chaque contrôle, il doit être vérifié qu’il s’agit bien de l’équipement correct et que ce dernier
est en parfait état de fonctionnement.
8.4.2 Comparaison des descriptions
Avant même de procéder au montage de l’équipement, l’agence doit s’assurer que le ou les éléments des
garnitures de forage à contrôler sont bien ceux pour lesquels le propriétaire a demandé le contrôle, en
comparant les informations figurant sur l’ordre de travail et les marquages des éléments des garnitures de
forage, à savoir les étiquettes, la taille, le diamètre intérieur, le code poids, la qualité, le fabricant, les
caractéristiques et la connexion.
8.4.3 Numérotation ou enregistrement
Il convient que tous les contrôles puissent être reliés aux éléments spécifiques en les numérotant de manière
unique ou en enregistrant des numéros de série permanents pour chaque longueur contrôlée. Pour une tige
de forage, ce numéro est poinçonné sur l’épaulement à 35° (ou 18° le cas échéant) du joint de tige à
extrémité mâle.
Après une certaine période d’utilisation, de nombreuses garnitures de forage sont composées d’éléments de
remplacement ou de longueurs rajoutées. Pour cette raison, il convient que la numérotation de série du
contrôle le plus récent soit ajoutée sur l’épaulement conique à la suite des numéros apposés lors des
contrôles précédents. Chaque série de numéros doit être accompagnée d’un moyen d’identifier la
classification de contrôle et d’identifier la série de numéros qui a été appliquée en dernier (voir Figure 3). En
règle générale, des coups de pointeau sont ajoutés pour désigner la classification et des chiffres sont utilisés
pour désigner le mois et l’année de réalisation du contrôle et la marque de l’agence. Les coups de pointeau
de contrôle et les bandes de classification ne doivent être ajoutées qu’une fois tous les contrôles requis
achevés.
Certains éléments de garniture de forage, y compris la tige de forage, possèdent un numéro de série
permanent apposé par le fabricant ou le propriétaire. Suite à un accord entre le propriétaire et l’agence de
contrôle, le système d’identification permanent (lorsqu’il existe et qu’il est lisible) peut être utilisé à la place du
processus habituel de numérotation de série. Suite à un accord similaire avec le propriétaire, un numéro doit
être attribué à tout élément pour lequel il n’existe pas de numéro de série ou dont le numéro de série est
illisible.
Il convient de veiller à éviter de placer de nouveaux numéros de série sur la zone présentant les numéros
précédents. Les numéros de série doivent être appliqués sur des zones où l’usure et les autres dommages
affectant les numéros sont réduits au maximum et sur une section de l’élément soumis à des tensions faibles.
8.4.4 Motifs de déclassement
Le contrôle de chaque élément de garniture de forage nécessite que tous les modes opératoires requis pour
cette catégorie soient effectués avant d’attribuer une classification à un élément. Il existe des cas où des
conditions telles que des fissures, des trous ou des conditions non réparables sont détectés avant la
réalisation des modes opératoires requis. Il convient que l’interruption du contrôle au moment de la détection
de la condition justifiant le rejet fasse l’objet d’une discussion et d’un accord entre le propriétaire de l'élément
et l'agence de contrôle.
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8.5 Marquages de classification des tiges de forage et des joints de tige
8.5.1 Marquage(s) permanent(s)
Un ou des marquages permanents désignant la classification de la tige doivent être estampillés comme suit:
a) sur l’épaulement à 35° ou à 18° du joint de tige à extrémité mâle (voir Figure 3);
b) ou sur toute autre section du joint de tige présentant de faibles tensions, où le marquage ne peut
normalement pas disparaître au fil des opérations.
Il convient d’éviter un poinçonnage d'acier à froid sur la surface externe du corps du tube.
Un seul poinçon central désigne la «première» classe, deux poinçons la «classe 2», trois la «classe 3» et
quatre poinçons indiquent la mise au rebut.
8.5.2 Marquages à l’aide de bandes de peinture
Un marquage à l’aide de bande de peinture désignant l’état de la tige de forage et du raccord doit être
appliqué comme suit:
a) si le joint de tige est de la même classe ou d’une classe supérieure, les marquages ne sont nécessaires
que sur le tube;
b) si le joint
...