Informacja

Drogi użytkowniku, aplikacja do prawidłowego działania wymaga obsługi JavaScript. Proszę włącz obsługę JavaScript w Twojej przeglądarce.

English (EN)·Polski (PL)·Yкраїнський (UK)
Przejdź do strony domowej biblioteki Centralna Biblioteka Wojskowa Link otwiera się w nowym oknie Logo biblioteki Prolib Integro - strona głównaCentralna Biblioteka Wojskowa

Wyszukujesz frazę "Vytyaz, Oleg" wg kryterium: Autor

  Lista filtrów
Wyrównaj
    Wyświetlanie 1-3 z 3
    Tytuł:
    Assessment of danger of long‑term operated coiled tubing failure
    Autorzy:
    Vytyaz, Oleg
    Hrabovskyi, Roman
    Bezaniuk, Yarema
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/1403643.pdf
    Data publikacji:
    2020
    Wydawca:
    Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie. Wydawnictwo AGH
    Tematy:
    coiled tubing failure
    stress intensity
    external transverse semi‑elliptical crack
    Opis:
    The power criterion of the resistance to failure of the metal of coiled tubing (CT) was experimentally evaluated. The conditions are defined under which failure is possible during the operation of CT containing an external semi‑elliptical crack. The interconnection of the critical depths of external semi‑elliptical cracks from the ratio of their semiaxes is established. It is shown that, during the course of operation, the external transverse semi‑elliptical crack with the ratio of semiaxes (a/c)i = 1/2 is the most dangerous for coiled tubing. The experimental and calculation procedures are proposed that give us an opportunity to interpret the results of their technical diagnostics in evaluating the conditions under which the failure of flexible pipes containing outer transverse semi‑elliptical cracks is possible during tripping operations.
    Źródło:
    AGH Drilling, Oil, Gas; 2020, 37, 4; 5-14
    2299-4157
    2300-7052
    Pojawia się w:
    AGH Drilling, Oil, Gas
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
    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 (Lmax), when performing diagnostics on drill pipes, special attention should be paid to sections with the most likely defect (Lf) along the length of the drill string. In particular, taking into account the relative length (Lf/Lmax) 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 (Lmax), wzmożoną uwagę przy diagnozowaniu rur należy zwrócić na odcinki o najbardziej prawdopodobnej usterce (Lf) na całej długości przewodu wiertniczego. W szczególności dla rur z grup wytrzymałościowych S-135 i G-105, biorąc pod uwagę długość względną (Lf/Lmax) 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
    Tytuł:
    Analiza awarii podczas eksploatacji podmorskich złóż ropy i gazu
    Failure analysis during the operation of offshore oil and gas structures
    Autorzy:
    Ben, Nengjun
    Vytyaz, Oleg
    Jin, Xin
    Hrabovskyi, Roman
    Kopei, Bogdan
    Powiązania:
    https://bibliotekanauki.pl/articles/31348298.pdf
    Data publikacji:
    2023
    Wydawca:
    Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
    Tematy:
    offshore
    drilling platforms
    failure analysis
    corrosion
    damage
    concrete
    metal
    structure
    morskie platformy wiertnicze
    analiza awarii
    korozja
    uszkodzenie
    konstrukcja
    beton
    Opis:
    W artykule omówiono uszkodzenia powstające w trakcie eksploatacji podmorskich złóż ropy i gazu. Niniejsza praca opiera się na opisie i analizie rzeczywistych przypadków wypadków na morskich platformach stacjonarnych i pływających, łączy ona podstawową wiedzę z bieżącymi badaniami nad najnowszymi osiągnięciami w tej dziedzinie. Wykazano, że charakterystyki wytrzymałościowe elementów betonowych i stalowych konstrukcji morskich w trakcie eksploatacji zmieniają się i kumulują wady i uszkodzenia. Ustalono, że decydującymi przyczynami uszkodzeń elementów są zużycie korozyjne, procesy korozyjno-mechaniczne oraz defekty spękaniowe. Wykazano, że do 60–75% wszystkich uszkodzeń i wypadków stalowych urządzeń morskich powstaje w wyniku korozyjnego i mechanicznego działania agresywnego środowiska oraz obciążeń siłowych. Oznacza to, że kwestie korozyjnego mechanicznego uszkodzenia takich konstrukcji stały się problemem na skalę przemysłową. Na tej podstawie można wyciągnąć następujące wnioski: doskonalenie systemu utrzymania morskich stalowych platform wiertniczych wiąże się z opracowywaniem nowych modeli i metod zarządzania niezawodnością eksploatacyjną tych konstrukcji, ukierunkowanych na podejmowanie decyzji uwzględniających odporność na pękanie oraz odporność na korozję zmęczeniową stalowych platform wiertniczych stykających się ze środowiskiem korozyjno-aktywnym. Tylko w oparciu o tego typu, naukowo i ekonomicznie ugruntowane modele, można kształtować racjonalne strategie przeprowadzania przeglądów stanu technicznego morskich platform wiertniczych, zapewniające niezbędny poziom ich niezawodności w okresie eksploatacji. Badania te mogą być bardzo pomocne w ulepszaniu projektowania i budowy bardziej niezawodnych i trwałych morskich platform, zarówno stacjonarnych, jak i pływających.
    : Failures caused by offshore oil and gas structures operations are investigated. This work is based on the description and analysis of real case studies of accidents on offshore stationary and floating platforms; it combines foundational knowledge and current research on the latest developments in the field. It was shown that strength characteristics of offshore reinforced concrete and steel elements change during operation and cause the accumulation of defects and damages. It was established that corrosive wear, corrosion-mechanical processes, and crack-like defects are the decisive causes of element failure. It was shown that up to 60–75% of all damages to and failures of offshore engineering facilities' steel structures occur due to the corrosion-mechanical influence of an aggressive environment and force loads. This means that issues of corrosion-mechanical failure of such structures have become an industrial-scale problem. It thus allows us to draw the following conclusions: improvement of steel offshore drilling platforms (ODPs) maintenance system involves the development of new models and methods of managing the operational reliability of these structures, aimed at making decisions that take into account the crack resistance and fatigue-corrosion strength of steel ODPs in contact with the corrosive-active environment. Only on the basis of such scientifically and economically grounded models can rational strategies be shaped for carrying out revisions of the ODPs technical condition, ensuring the necessary level of their reliability during the operation period. This investigation can be very helpful to improve the design and construction of more reliable and durable offshore stationary and floating platforms.
    Źródło:
    Nafta-Gaz; 2023, 79, 8; 529-536
    0867-8871
    Pojawia się w:
    Nafta-Gaz
    Dostawca treści:
    Biblioteka Nauki
    Artykuł
      Wyświetlanie 1-3 z 3

      Ta witryna wykorzystuje pliki cookies do przechowywania informacji na Twoim komputerze. Pliki cookies stosujemy w celu świadczenia usług na najwyższym poziomie, w tym w sposób dostosowany do indywidualnych potrzeb. Korzystanie z witryny bez zmiany ustawień dotyczących cookies oznacza, że będą one zamieszczane w Twoim komputerze. W każdym momencie możesz dokonać zmiany ustawień dotyczących cookies