Wszystkie pola: string - Katalog OPAC zbiorów

Skocz do pozycji: 1.

Tytuł:: Improving well casing technology by drilling with expandable casing string
Usprawnienie technologii rurowania odwiertu poprzez wiercenie z rozszerzalną kolumną rur okładzinowych
Autorzy:: Samedov, Vugar N.
Bogopolsky, Vadim O.
Shirinov, Magomed M.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/31343884.pdf
Data publikacji:: 2023
Wydawca:: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:: well completion
casing drilling
expandable casing string
monodiameter technology
liner
udostępnianie odwiertu
wiercenie
rury okładzinowe
rozszerzalna kolumna rur okładzinowych
technologia monośrednicowa
lajner
Opis:: This article discusses new (innovative) well completion technologies that reduce economic costs and construction time, including casing drilling, expandable casing and monodiameter technology. The advantages and disadvantages of these technologies are considered. Casing drilling is one of the most advanced well construction methods, which prevents complications in the wellbore, due to simultaneous drilling and casing of the wellbore with casing pipes directly in the process of work. Due to the dimensions of the casing, there is constant contact with the well wall, which leads to mechanical clogging. When drilling deep, ultra-deep wells and wells with a large quantity of waste, there is a need for a large number of casing strings of different diameters, and there is not always enough varieties of pipe to provide them. One of the technological solutions for maintaining the diameter of casing strings when designing a well is the use of expandable casing pipes. Of all the advantages of using expandable tubular products, only one of them has the greatest potential – a well with a single bore diameter (Monodiameter). Monodiameter technology reduces the telescopic effect inherent in traditional designs. The possibility of combining two technologies into one, namely drilling with expandable casing pipes will lead to obtaining a well of one bore diameter (monodiameter). It is shown that the use of an expandable casing instead of a drill string is subject to greater risks than drilling with an expandable liner. Based on this, expandable liner drilling is the best option for using expandable casing.
W artykule omówione zostały nowe innowacyjne technologie udostępniania odwiertu, zmniejszające koszty ekonomiczne i czas montażu, w tym wiercenie rurami okładzinowymi, rozszerzalne rury okładzinowe oraz technologię monośrednicową. Omówiono także zalety i wady tych technologii. Wiercenie rurami okładzinowymi jest obecnie jedną z najbardziej zaawansowanych metod konstrukcji odwiertów, zapewniającą zapobieganie komplikacjom w odwiercie z powodu jednoczesnego wiercenia i rurowania przy pomocy rur okładzinowych w trakcie pracy. Ze względu na wymiary rur okładzinowych następuje stały kontakt ze ścianą odwiertu, co prowadzi do mechanicznego zapychania się. Przy wierceniu odwiertów głębokich, ultragłębokich oraz odwiertów z dużą ilością odpadów potrzebna jest większa ilość kolumn rur okładzinowych o różnych średnicach, a nie zawsze dostępna jest wystarczająca liczba asortymentu rur. Wykorzystanie rozszerzalnych rur okładzinowych jest jednym z rozwiązań technologicznych dla utrzymywania odpowiedniej średnicy orurowania przy projektowaniu konstrukcji odwiertu. Ze wszystkich zalet stosowania rozszerzalnych produktów rurowych tylko jeden z nich ma największy potencjał - odwiert o pojedynczej średnicy (monośrednicowy). Technologia monośrednicowa zmniejsza efekt teleskopowy właściwy konstrukcjom tradycyjnym. Możliwość połączenia dwóch technologii w jedną, a mianowicie wiercenie z rozszerzalnymi rurami okładzinowymi doprowadzi do uzyskania odwiertu o jednej średnicy (monośrednicowego). Wykazano, że użycie rozszerzalnego orurowania zamiast przewodu wiertniczego jest związane z większym ryzykiem niż wiercenie z rozszerzalnym lajnerem. W związku z tym wiercenie z rozszerzalnym lajnerem jest najlepszym wariantem w przypadku stosowania rozszerzalnych rur okładzinowych.
Źródło:: Nafta-Gaz; 2023, 79, 7; 473-477
0867-8871
Pojawia się w:: Nafta-Gaz
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 2.

Tytuł:: Ocena skuteczności oczyszczania kolumny rur okładzinowych przed cementowaniem na podstawie badań przy użyciu wiskozymetru obrotowego
Cleaning of the casing string before cementation, based on research using a rotational viscometer
Autorzy:: Kremieniewski, M.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/1835274.pdf
Data publikacji:: 2018
Wydawca:: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:: ciecz przemywająca
przemywka
kolumna rur okładzinowych
osad płuczkowy
cementowanie otworu wiertniczego
środki powierzchniowo czynne
surfaktanty
przestrzeń pierścieniowa
oczyszczenie przestrzeni pierścieniowej
wiskozymetr obrotowy
preflush fluid
wash fluid
cleaning of the annular space
casing string
mud cake
well cementing
surfactants
annular space
rotational viscometer
Opis:: Zapewnienie odpowiedniej szczelności otworu wiertniczego i wyeliminowanie niekontrolowanych przepływów gazu polega w głównej mierze na uszczelnieniu kolumny rur okładzinowych poprzez wypełnienie przestrzeni pierścieniowej bądź pozarurowej zaczynem cementowym. Takie działanie dodatkowo stabilizuje kolumnę rur poprzez zespolenie jej w dolnej części ze ścianą otworu, a w górnej części z poprzednią kolumną rur o większej średnicy [6, 10, 11]. Tłoczony przez przestrzeń pierścieniową zaczyn cementowy wypiera płuczkę, jednakże nie jest on w stanie dostatecznie dobrze usunąć pozostałości po niej. Warunkiem dobrego uszczelnienia zaczynem cementowym, który po związaniu ma uniemożliwić przepływ gazu, jest wcześniejsze dokładne oczyszczenie przestrzeni pierścieniowej z osadu płuczkowego poprzez przetłoczenie cieczy przemywającej. Usunięcie osadu płuczkowego zarówno z powierzchni formacji skalnej, jak i rur okładzinowych wpływa na poprawę uszczelnienia oraz umożliwia wyeliminowanie niepożądanego zjawiska migracji gazu na kontakcie płaszcza cementowego z rurą okładzinową oraz formacją skalną [2, 4, 21, 24]. Problem poprawy szczelności otworów wiertniczych przyczynił się do poszerzenia kierunku badań nad odpowiednim przygotowaniem przestrzeni pierścieniowej przed cementowaniem. W tym celu prowadzone są badania nad usunięciem osadu płuczkowego, zarówno z formacji skalnej, jak i z powierzchni rur okładzinowych. Odpowiednio dobrana ciecz przemywająca powinna wykazywać skuteczność pod względem usuwania osadu z powierzchni skały oraz z powierzchni rury. Jednak w celu osiągnięcia wymaganych rezultatów każdą powierzchnię (rury okładzinowe, formacja skalna) należy rozpatrywać indywidualnie [5, 8, 9]. Dlatego też w niniejszej publikacji omówiona została metodyka badań usuwania osadu poprzez wykorzystanie wiskozymetru obrotowego oraz skuteczność usuwania osadu płuczkowego z powierzchni kolumny rur okładzinowych. Przeprowadzenie badań przy użyciu wiskozymetru obrotowego podyktowane było tym, że niemal każde laboratorium zaczynów cementowych posiada na wyposażeniu tego rodzaju urządzenie. W trakcie badań wykonano testy dla różnych środków, których dobór, zarówno ilościowy, jak i jakościowy, umożliwiał poprawienie efektywności usuwania osadu płuczkowego. Badania skuteczności usuwania osadu prowadzone były na podstawie porównania uzyskanych wyników w stosunku do próbki wzorcowej, którą było usunięcie osadu przy użyciu wody. Analiza uzyskanych wyników badań umożliwiła wytypowanie cieczy o najlepszej efektywności oczyszczania powierzchni kolumny rur okładzinowych z wytworzonego osadu płuczkowego.
Ensuring proper sealing-off of the borehole and elimination of uncontrolled flows of gas, mainly consists in sealing the casing string by filling the annular space with cement slurry. Such action additionally stabilizes the casing string by binding it in the lower part of the casings with the borehole wall, and in the upper part with the previous casings of larger diameter. During the pumping of cement slurry, drilling mud is removed form annular space, but it is not always possible to sufficiently remove residues from the mud. In order to properly seal the borehole with cement slurry, which after binding is designed to prevent the flow of gas, it is necessary to thoroughly clean the annular space from mud cake by pumping the preflush fluid. The removal of the filter cake from the rock formation and casing string improves the sealing and eliminates the possibility of undesirable gas migration at the contact of the cement sheath with the casing string and rock formation. The problem of improving the sealing of boreholes has contributed to extend the research on the appropriate preparation of the annular space before cementation. For this purpose, laboratory tests have been carried out on the removal of mud cake from the rock formation and the surface of the casing string. Properly selected preflush fluid should be effective in removing filter cake from the surface of the rock and from the surface of the casing. However, in order to achieve the required results, each surface (casing string, rock formation) should be considered individually. Therefore, this paper discusses the methodology of mud cake removal by using a rotational viscometer and efficiency of removing the mud cake from the surface of the casing string. Conducting the research using a rotational viscometer was dictated by the fact, that almost every cement slurry laboratory, has this type of equipment. During the research, tests were carried out for various agents, the selection of which, both quantitatively and qualitatively enabled the improvement of the removal efficiency of the mud cake. The filter cake removal effectiveness tests were based on a comparison of the obtained results with the reference sample, which was the removal of the mud cake using water. Based on the analysis of the obtained results, the wash fluids with the best efficiency of cleaning the surface of casing string from the mud cake was selected.
Źródło:: Nafta-Gaz; 2018, 74, 9; 676-683
0867-8871
Pojawia się w:: Nafta-Gaz
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 3.

Tytuł:: Perforation of oil and gas wells by a high-velocity jet of polymer solution
Perforacja odwiertów ropnych i gazowych za pomocą strumienia roztworu polimeru o dużej prędkości
Autorzy:: Pogrebnyak, Volodymyr G.
Chudyk, Igor I.
Pogrebnyak, Andriy V.
Perkun, Iryna V.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/2143371.pdf
Data publikacji:: 2022
Wydawca:: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:: hydroperforator
casing string
polymer solution
supramolecular structure
nozzles
Toms effect
kolumna rur okładzinowych
roztwór polimeru
struktura supramolekularna
dysze
efekt Tomsa
Opis:: The work is devoted to the development of a technological process for perforating oil and gas well casing strings by a highvelocity jet of a polymer solution. The proposed method of well perforation refers to methods for the secondary opening of productive deposits in the well by hydrojet perforation of the casing strings, annulus cement ring (stone) and rock. The new knowledge about the dynamics of polymer solutions under the conditions of flow through the jet-forming nozzles of a hydroperforator, which create a high-velocity jet, became the main scientific basis for this method of hydroperforation of oil and gas well casings. The study of the reaction of polymer solutions to the hydrodynamic effect with stretching led to the formulation of a structural concept, the “common denominator” of which is a strong deformation effect of the hydrodynamic field on macromolecular coils, which in terms of nonequilibrium thermodynamics generates a kind of rubber-like high elasticity. The peculiarities of the hydrodynamic behaviour of aqueous solutions of polyethylene oxide (PEO) during flow under the conditions of various nozzle jets were modelled, and the regularities of the influence of the resulting dynamic structures on the efficiency of hydrojet water–polymer perforation were established. The mechanism of hydrojet water–polymer perforation of casing columns in oil and gas wells was clarified. The mechanism of the large destructive capacity of a high-velocity polymer solution jet is not due to the reduction of turbulent friction by small polymer additives (the Toms effect), but consists in the destructive action of the dynamic pressure of the water–polymer jet “reinforced” by highly developed macromolecular coils and the dynamic structures formed under the action of extended flow in the inlet section of the hydroperforator nozzles. The method of perforating oil and gas well casings comprises the exact determination of the perforation zone in lowering on production tubing a hydroperforator with 2–4 jet flow-forming nozzles for directing hydrojet to the zone of perforation, sealing the inside cavity of tubing pipes and the jet operators, actuating a ball valve at the bottom of the jet operators, sealing the annulus with a self-sealing gland and supplying the working cutting fluid to the tubing – which differs in that the aqueous solution of PEO used as a working cutting fluid has a molecular weight of 6 · 106 and a concentration 0.003–0.007% by weight and a working pressure of 100–300 MPa. The PEO additives are very environmentally friendly because this polymer is not harmful to humans or the environment. Experimental and industrial testing of this method of well perforation, which was carried out during the secondary opening of a reservoir at a well in the Carpathian oil- and gas-bearing region, confirmed the practical and economic feasibility of its use.
Praca poświęcona jest opracowaniu procesu technologicznego perforacji kolumn rur okładzinowych odwiertów ropnych i gazowych za pomocą strumienia roztworu polimeru o dużej prędkości. Zaproponowana metoda perforacji odwiertów odnosi się do metod wtórnego udostępniania złóż produkcyjnych za pomocą hydroperforacji kolumny rur okładzinowych, płaszcza cementowego (kamień) i skały. Uzyskana nowa wiedza na temat dynamiki roztworów polimerów w warunkach przepływu przez dysze strumieniowe hydroperforatora, które tworzą strumień o dużej prędkości, stała się główną podstawą naukową dla tej metody hydroperforacji rur okładzinowych w odwiertach ropnych i gazowych. Badanie reakcji roztworów polimerów na efekt hydrodynamiczny z naprężeniem pozwoliło na sformułowanie koncepcji strukturalnej, której podstawą jest silny wpływ odkształcenia pola hydrodynamicznego na kulki wielkocząsteczkowe, co w warunkach termodynamicznej nierównowagi generuje swego rodzaju „podobną do gumy” wysoką elastyczność. Zbadano osobliwości hydrodynamicznego zachowania się wodnych roztworów tlenku polietylenu (PEO) w modelowych warunkach podczas przepływu przez różne dysze tworzące strumień oraz ustalono prawidłowości dotyczące wpływu utworzonych struktur dynamicznych na efektywność hydroperforacji strumieniem woda–polimer. Wyjaśniono mechanizm hydroperforacji kolumn rur okładzinowych strumieniem wodno-polimerowym w odwiertach ropnych i gazowych. Mechanizm dużej zdolności niszczącej strumienia roztworu polimeru o dużej prędkości nie wynika ze zmniejszenia oporów w warunkach przepływu turbulentnego przez małe dodatki polimeru (efekt Tomsa), ale polega na niszczącym działaniu ciśnienia dynamicznego strumienia woda–polimer „wzmocnionego” przez silnie rozwinięte wiązki makromolekularne i struktury dynamiczne powstające w wyniku działania wydłużonego przepływu w sekcji wlotowej dysz hydroperforatora. Metoda perforacji rur okładzinowych odwiertów ropnych i gazowych polega na dokładnym określeniu strefy perforacji, opuszczaniu na rurach wydobywczych aparatu perforacyjnego z 2–4 dyszami formującymi strumień w celu skierowania przepływu w strefę perforacji i uszczelnieniu wnętrza rur wydobywczych. Następnie operatorzy perforatora uruchamiają zawór kulowy umieszczony w jego dolnej części, następuje uszczelnienie przestrzeni pierścieniowej samouszczelniającą dławnicą i doprowadzenie cieczy roboczej do rur. Jako płyn roboczy używany jest wodny roztwór tlenku polietylenu o masie cząsteczkowej 6 · 106 i stężeniu 0,003–0,007% wag. i pod ciśnieniem roboczym 100–300 MPa. Dodatki PEO są bardzo przyjazne dla środowiska, ponieważ polimer ten nie jest szkodliwy dla ludzi ani środowiska. Doświadczalne i przemysłowe testy tej metody perforacji odwiertów, które przeprowadzono podczas wtórnego udostępnienia złoża ropno-gazowego w jednym z odwiertów rejonu karpackiego, potwierdziły zasadność jej wykorzystania pod względem praktycznym i ekonomicznym.
Źródło:: Nafta-Gaz; 2022, 78, 1; 3-12
0867-8871
Pojawia się w:: Nafta-Gaz
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 4.

Tytuł:: Research and development of combined universal cement mortar admixture
Rozwój badań nad scaloną uniwersalną domieszką do zaczynu cementowego
Autorzy:: Suleymanov, Eldar
Ibrahimov, Rafiq
Novruzova, Sudaba
Bahshaliyeva, Shirin
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/31343981.pdf
Data publikacji:: 2023
Wydawca:: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:: combined reagent
cementing
casing string
annulus
temperature
pressure
cement
odczynnik połączony
cementowanie
kolumna rur okładzinowych
przestrzeń pierścieniowa
temperatura
ciśnienie
Opis:: Due to the wide variety of drilling and cementing conditions, different grades of cements for different conditions need to be produced by factories. Nowadays, with the development of test methods and techniques, additional materials and substances, the trend has been to focus on some basic cement (base), which, with various additional substances or materials, can be modified according to the conditions of use. According to the technology adopted in Schlumberger, two portions of cement slurry are mainly used for the entire length of the annulus “lead” and “tail” i.e. literally the “leader” (the first portion) and the “tail’ (the second, last portion). Of course, the treatment of these portions with chemical reagents is different, and the first portion is several times larger in volume than the second portion. It is known that as a result of unsuccessful cementing, a gas-water-oil show may appear, leading to the removal of casing strings, fire, etc. As a result, this leads to the abandonment of the well. There is a time difference between the mixing of the first and subsequent portions of dry cement, especially the last ones, since while the subsequent portions of dry cement are just being mixed, the freshest ones have not yet been mixed at all, but the first portions are already finished; this portion of cement slurry in the well gradually begins to thicken under the influence of temperature and pressure. An effective reagent is needed. The optimal composition of the combined reagent should be considered as follows: CMC – 0.2%; FLS – 0.4%; Na2CO3 – 0.05%.
Ze względu na dużą różnorodność warunków wiercenia i cementowania, wcześniej w zakładach produkcyjnych starano się wytwarzać różne gatunki cementów, dostosowane do różnych warunków wiercenia. Obecnie, wraz z rozwojem metod i technik badawczych, jak również dodatkowych materiałów i substancji, trendem jest skoncentrowanie się na pewnym podstawowym cemencie (bazie), który za pomocą różnych dodatkowych substancji lub materiałów można modyfikować w zależności od warunków użytkowania. Zgodnie z technologią przyjętą w firmie Schlumberger stosuje się głównie dwie porcje zaczynu cementowego na całej długości przestrzeni pierścieniowej „prowadzącą” i „kończącą”, czyli dosłownie „lead” – pierwsza porcja i „tail” – druga, ostatnia porcja. Oczywiście obróbka tych porcji odczynnikami chemicznymi jest inna, a pierwsza porcja ma kilkakrotnie większą objętość niż druga. Wiadomo, że w wyniku nieudanego cementowania może dojść do wycieku gazowo-wodno-ropnego, prowadzącego do usunięcia kolumny rur okładzinowych, pożaru itp., co w efekcie prowadzi do likwidacji odwiertu. Istnieje różnica czasu między mieszaniem pierwszej i kolejnych porcji suchego cementu, zwłaszcza tych ostatnich, podczas gdy kolejne porcje suchego cementu są mieszane, ostatnie nie są jeszcze w ogóle wymieszane, a pierwsze porcje są już przygotowane; zaczyn znajdujący się w otworze zaczyna stopniowo gęstnieć pod wpływem temperatury i ciśnienia. Potrzebny jest więc skuteczny odczynnik. Optymalny skład połączonego odczynnika należy rozważyć w następujący sposób: CMC – 0,2%; FLS – 0,4%; Na2CO3 – 0,05%.
Źródło:: Nafta-Gaz; 2023, 79, 2; 106-109
0867-8871
Pojawia się w:: Nafta-Gaz
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Skocz do pozycji: 5.

Tytuł:: Statistical analysis of drill pipe failures of strength groups S-135 and G-105
Analiza statystyczna uszkodzeń rur wiertniczych z grup wytrzymałości S-135 i G-105
Autorzy:: Kryzhanivskyi, Yevstakhii
Vytyaz, Oleg
Hrabovskyi, Roman
Tyrlych, Volodymyr V.
Powiązania:: https://bibliotekanauki.pl/articles/31348174.pdf
Data publikacji:: 2022
Wydawca:: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:: drill pipe
drill string
operational defect
rura wiertnicza
przewód wiertniczy
wada eksploatacyjna
Opis:: The characteristic types of operational defects that can form on the inner or outer surface of drill pipes of strength groups S-135 and G-105 (according to API Spec 5DP) are described using the results of technical diagnostics from drilling wells in the Dnipro-Donetsk gas and oil region. In 2018 and 2019, the Ukrburgaz Drilling Department rejected 81 drill pipes of strength group S-135 and 89 drill pipes of strength group G-105 when drilling wells to a depth of 4000 to 6000 m. A statistical evaluation of the operational defects detected during deep drilling of wells (4000–6000 m) was carried out. Potentially dangerous areas were identified: in the drilling pipe upset zone and along the length of the drill string end drill pipes lifetime has been taken into account. It is recommended during defectoscopy of drill string pipes of the selected strength groups to pay close attention to the sections of pipes of strength group S-135 from the end of the coupling or nipple, in the range of 0.45 m to 0.57 m, and for sections of pipes of strength group G-105, in the range of 0.55 m to 0.63 m. In addition, given the depth of drilling (L_max), when performing diagnostics on drill pipes, special attention should be paid to sections with the most likely defect (L_f) along the length of the drill string. In particular, taking into account the relative length (L_f/L_max) of the drill string, for pipes of strength groups S-135 and G-105, segments in the ranges of 0.34 to 0.47 and 0.43 to 0.52, respectively, were identified as having the highest probability of operational defects. The peculiarities of the influence of a drill pipe operating lifespan depending on the strength group were established. In particular, during the long-term deepening of drill pipes in strength group S-135, three stages of drilling were distinguished: Stage I – running-in (from start-up to 2000 hours); Stage II – stable work (2000 to 7000 hours); and Stage III – accelerated destruction (7000 hours and longer). It was found that during defectoscopy of the pipe, special attention should be paid to the drill pipe, the service life of which is 602–998 hours in the first stage, from 3348 to 5344 hours in the second stage, and from 8942 to 10584 hours in the third stage, because these periods carry the greatest probability of originating an inadmissible defect. For longterm drilling works with pipes of strength group G-105, two stages of drilling were distinguished: the first stage, of stable work (up to 6000 hours), and the second stage, of accelerated destruction (6000 hours and longer). It was found that during defectoscopy of the pipe, special attention should be paid to the drill pipe, the service life of which is from 2692 to 3736 hours in the first stage and from 8744 to 10983 hours in the second stage, because these periods demonstrate the greatest probability of an inadmissible defect.
W artykule opisano charakterystyczne rodzaje wad eksploatacyjnych powstałych na wewnętrznej lub zewnętrznej powierzchni rur wiertniczych z grup wytrzymałości S-135 i G-105 (według API Spec 5DP). Wykorzystano wyniki diagnostyki technicznej podczas wiercenia odwiertów na terenie dnieprowsko-donieckiego regionu ropno-gazowego. W latach 2018–2019 Oddział Wiertniczy Ukrburgaz odrzucił 81 rur wiertniczych grupy wytrzymałości S-135 i 89 rur wiertniczych grupy wytrzymałości G-105 przy wierceniu odwiertów do głębokości od 4000 m do 6000 m. Przeprowadzono ocenę statystyczną wykrytych wad eksploatacyjnych powstałych podczas głębokich wierceń (4000–6000 m). Zidentyfikowano obszary potencjalnie niebezpieczne – w strefie uszkodzenia pojedynczych rur wiertniczych oraz na długości przewodu wiertniczego; uwzględniono czas użytkowania rur wiertniczych. Zaleca się, aby przy defektoskopii rur przewodu wiertniczego badanych grup wytrzymałościowych zwrócić szczególną uwagę na odcinki rur grupy wytrzymałości S-135 od końca złączki lub łącznika w zakresie od 0,45 m do 0,57 m, a dla odcinków rur z grupy wytrzymałości G-105 – w zakresie od 0,55 m do 0,63 m. Dodatkowo, ze względu na głębokość wiercenia (L_max), wzmożoną uwagę przy diagnozowaniu rur należy zwrócić na odcinki o najbardziej prawdopodobnej usterce (L_f) na całej długości przewodu wiertniczego. W szczególności dla rur z grup wytrzymałościowych S-135 i G-105, biorąc pod uwagę długość względną (L_f/L_max) przewodu wiertniczego, zidentyfikowano segmenty w zakresie odpowiednio od 0,34 do 0,47 oraz od 0,43 do 0,52, na których występuje najwyższe prawdopodobieństwo wystąpienia wady eksploatacyjnej. Ustalono osobliwości wpływu czasu użytkowania rur wiertniczych w zależności od grupy wytrzymałości. W szczególności podczas długotrwałego głębienia odwiertów przy użyciu rur wiertniczych grupy wytrzymałościowej S-135 wyróżniono trzy etapy wierceń: I etap – docieranie (od rozruchu do 2 tys. godzin); II etap – praca stabilna (od 2 tys. do 7 tys. godzin) i III etap – przyspieszone niszczenie (powyżej 7 tys. godzin). Stwierdzono, że podczas defektoskopii rur wiertniczych należy zwrócić szczególną uwagę na czas trwania eksploatacji, który w pierwszym etapie wynosi odpowiednio od 602 do 998 godzin, w drugim – od 3348 do 5344 godzin, a w trzecim – od 8942 do 10584 godzin, gdyż w tych okresach istnieje największe prawdopodobieństwo powstania wady niedopuszczalnej. Przy długotrwałych pracach wiertniczych rurami grupy wytrzymałości G-105 wyróżnia się dwa etapy wiercenia: pierwszy etap – praca stabilna (do 6 tys. godzin) i drugi etap – przyspieszone niszczenie (powyżej 6 tys. godzin). Stwierdzono, że podczas defektoskopii tych rur należy zwrócić szczególną uwagę na rury, których czas trwania eksploatacji w pierwszym etapie wynosi od 2692 do 3736 godzin, a w drugim etapie – od 8744 do 10 983 godzin, ponieważ w tych okresach istnieje największe prawdopodobieństwo wystąpienia wady niedopuszczalnej.
Źródło:: Nafta-Gaz; 2022, 78, 7; 513-523
0867-8871
Pojawia się w:: Nafta-Gaz
Dostawca treści:: Biblioteka Nauki

Artykuł

Zmień widok

na półce

Informacja

Wyszukujesz frazę "string" wg kryterium: Wszystkie pola

Źródło danych

Dostawca treści

Kolekcja

Rok wydania

Wydawca

Temat

Autor

Typ dokumentu

Język