- 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