Защита от коррозии бурильных труб: Как защитить маркировку бурильных труб от износа и коррозии – Оборудование, услуги, материалы

alexxlab | 18.07.1972 | 0 | Разное

Содержание

Сухое антифрикционное покрытие для соединений обсадных и бурильных труб.

OKS 510 (OKS 511 в аэрозольной упаковке) – это сухое антифрикционное покрытие на основе дисульфида молибдена. После нанесения и высыхания покрытие представляет собой тонкую защитную пленку из MoS2, которая предотвращает коррозию и в значительной степени облегчает последующую сборку. Покрытие выдерживает температуру до +450°С.

Преимущества:

  •  Защищает от коррозии при хранении и транспортировке
  •  Снижает терние при сборке
  •  Обладает антизадирной способностью
  •  Простота нанесения
  •  Быстрая сушка

Основная функция обсадной трубы сводится к тому, чтобы удержать стенки скважины от разрушения, смещений пластов и, соответственно, разрушения оборудования нефтедобычи и прекращения трансферта
нефти. При добыче нефти в качестве обсадных могут использоваться как трубы с нарезанной на обеих сторонах отрезков внутренней и внешней трубной резьбой, так и с резьбами под муфту, и с безмуфтовыми раструбными
соединениями.

В силу специфики использования для всех обсадных труб важен минимальный внешний диаметр муфт и раструбов, он должен минимально отличаться от внешнего диаметра трубы. Труба для бурения - передает вращающий момент с бурового оборудования на резцы бурильной головки. Бурильные трубы должны обладать следующими характеристиками:

Это исключительно бесшовные трубы.

  •  Трубы при изготовлении снабжаются наваренными замками,
  •  В зоне сварного шва не должно быть дефектов, выводящих трубу за пределы максимальных допусков по диаметру.
  •  Область сварного шва должна пройти термообработку (закалку). Также сварное соединение подвергается испытанию не только на качество шва, но и на изгиб.

При всей суровости требований, выдвигаемых к обсадным и бурильным трубам наиболее уязвимым звеном является соеденительная резьба. Она подвергается действию коррозии уже на стадии производства и транспортировки. Чтобы избежать негативного дейтсвия коррозии необходимо изолировать металл от действия атмосферной влаги.

Для этого как нельзя лучше подходит покрытие OKS 511.
Оно решает сразу две задачи:

  • Защита от коррозии
  • Снижение трения в резьбе, что облегчает процесс сборки

Указания по применению:

Для оптимальной адгезии очистить поверхность сначала механически, а затем с помощью универсального
очистителя OKS 2610 / OKS 2611. Обрабатываемые поверхности должны быть с металлическим блеском
и сухими, подходящим являются шероховатости от 5 до 10 мкм. Химическая или механическая
предварительная обработка поверхностей может увеличить срок службы покрытия со связующим. Перед
применением хорошо размешать покрытие со связующим. Нанесение OKS 510 производится
преимущественно путем распыления или погружения, в отдельном случае так же кистью, равномерным
тонким слоем на подготовленные поверхности . Равномерно распылить аэрозоль OKS 511. Условия
высыхания – при комнатной температуре (20°С) около 30 минут до полного высыхания. При повышении
температуры процесс ускоряется.

При возникновении дополнительных вопросов наш бренд-менеджер всегда в Вашем распоряжении:
Николай Ткаченко
+7 (495) 247-87-27 добавочный 106
[email protected]

Резьба коническая замковая для элементов бурильных колонн. Профиль,размеры, технические требования – РТС-тендер

ГОСТ Р 50864-96


Группа Г43

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ



ОКС 21.040.30
ОКСТУ 0071

Дата введения 1997-01-01

1 РАЗРАБОТАН И ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 242 "Допуски и средства контроля"

2 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Госстандарта России от 5 марта 1996 г. N 150

3 Стандарт соответствует требованиям стандарта API 7* Американского нефтяного института в части замковой резьбы и ГОСТ 28487-90
________________
* Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым здесь и далее по тексту, можно получить, перейдя по ссылке на сайт http://shop.cntd.ru. - Примечание изготовителя базы данных.


4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

5 ПЕРЕИЗДАНИЕ

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ


Настоящий стандарт распространяется на наружную и внутреннюю коническую замковую резьбу, применяемую в соединениях элементов бурильной колонны: замков (для бурильных труб), ведущих бурильных труб, переводников различного назначения, утяжеленных бурильных труб (УБТ), погружных забойных двигателях, шарошечных и лопастных долот, алмазных долот и коронок.

Все разделы стандарта обязательны, кроме 3.5, 4.8, 4.7, 4.9 и 7.4.

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ


В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты и технические условия:

ГОСТ 9.014-78 Единая система защиты от коррозии и старения. Временная противокоррозионная защита изделий. Общие требования

ГОСТ 9.302-88 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия металлические и неметаллические неорганические. Методы контроля

ГОСТ 2789-73 Шероховатость поверхности. Параметры и характеристики

ГОСТ 9012-59 Металлы. Методы испытаний. Измерение твердости по Бринеллю


ГОСТ 9378-93 Образцы шероховатости поверхности (сравнения). Общие технические условия

ГОСТ 10006-80 Трубы металлические. Метод испытания на растяжение

ГОСТ 11708-82 Основные нормы взаимозаменяемости. Резьба. Термины и определения

ТУ 38-301-100-88* Смазка Резьбол Б
________________
* ТУ, упомянутые здесь и далее по тексту, не приводятся. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. - Примечание изготовителя базы данных.

3 ОПРЕДЕЛЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ

3.1 В стандарте используются следующие термины:

- вместо "резьба коническая замковая" - резьба;

- вместо "наружная и внутренняя резьба" - соответственно ниппель и муфта (резьбовое соединение).

3.2 В настоящем стандарте применяют следующие обозначения:

- шаг резьбы;

- конусность резьбы;

- конусность гладкой поверхности, примыкающей к цилиндрической поверхности;

- угол уклона резьбы;

- высота исходного треугольника резьбы;

- высота профиля резьбы;

- рабочая высота профиля резьбы;

- срез вершины резьбы;

- срез впадины резьбы;

- ширина площадки выступа резьбы;

- радиус закругления впадины резьбы;

- радиус сопряжения вершин профиля резьбы;

- наружный диаметр элементов бурильной колонны;

- средний диаметр резьбы в основной плоскости;

- наружный диаметр резьбы большого основания конуса ниппеля;

- диаметр цилиндрической проточки;

- наружный диаметр резьбы малого основания конуса ниппеля;

- диаметр конусной выточки в плоскости упорного торца муфты;

- внутренний диаметр резьбы в плоскости упорного торца муфты;

- наружный диаметр упорной поверхности ниппелей и муфт;

- диаметр цилиндрической поверхности муфты;

- диаметр канавки ниппеля;

- длина конуса ниппеля;

- длина конуса муфты;

- расстояние от упорного торца муфты до конца резьбы с полным профилем;

- длина плоскости торца до конца резьбы муфты;

- длина от плоскости торца до разгрузочной канавки муфты;


- предельное отклонение головки профиля резьбы ниппеля и муфты;

- предельное отклонение высоты профиля резьбы ниппеля и муфты;

- предел прочности;

- предел текучести;

- относительное удлинение;

- твердость по Бринеллю;

- ударная вязкость.

3.3. Определения терминов для резьбы, используемых в настоящем стандарте, - по ГОСТ 11708.

3.4. В условное обозначение резьбы входят: буква "З", диаметр большого основания конуса ниппеля в соответствии с таблицей 3 (указывается только целая часть размера в миллиметрах) и обозначение настоящего стандарта.

Например:

З-133 ГОСТ Р 50864-96


То же, с левой резьбой

З-133 LH ГОСТ Р 50864-96


Примечание. Исключение составляет обозначение резьбы З-117 и З-118, имеющие одинаковые размеры , но разные .

3.5 Соответствие обозначений резьбы по настоящему стандарту требованиям стандарта API 7 указано в приложении А.

4 ПРОФИЛЬ, РАЗМЕРЫ, ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

4.1 Детали резьбовых соединений должны изготовляться в соответствии с требованиями настоящего стандарта по конструкторской документации, утвержденной в установленном порядке.

4.2 Профиль резьбы ниппеля и муфты и размеры его элементов должны соответствовать указанным на рисунках 1 и 2 и в таблице 1.

Рисунок 1. Формы профиля I-V


________________
* Размеры для справок.

Рисунок 1

Рисунок 2. Формf профиля VI


________________
* Размеры для справок.

Рисунок 2



Таблица 1 - Размеры элементов резьбы профиля ниппеля и муфты, мм

Размеры в миллиметрах

Параметры
и элементы резьбы

Форма профиля (рисунок 1)

I

II

III

IV

V

Число шагов на длине 25,4 мм

5

4

5,08

6,35

1:4

1:6

1:4

7°7'30"

4°45'48''

7°7'30"

4,376

5,471

5,487

5,471

*

2,993

3,742

3,755

3,095

3,083

*

2,626

3,283

3,293

2,633

2,625

*

0,875

1,094

1,097

1,427

1,423

*

0,508

0,635

0,965

1,016

1,270

1,651

0,508

0,635

0,965

0,38

* Размеры приведены для проектирования резьбообразующего инструмента.

Примечания

1 Шаг резьбы измеряется параллельно оси резьбы.

2 При проектировании элементов бурильной колонны отдавать предпочтение IV форме профиля в связи с его надежностью и износостойкостью.

4.3 Предельные отклонения высоты профиля резьбы должны соответствовать указанным на рисунке 3 и в таблице 2.

Рисунок 3. Предельные отклонения высоты профиля резьбы

Рис.

Рисунок 3



Таблица 2

В миллиметрах

Шаг резьбы

Пред. откл. высоты профиля резьбы


4,233

-0,060

+0,040

5,080

-0,120

+0,080

6,350

-0,180

+0,120

Примечание - Предельные отклонения в таблице 2 являются исходными для проектирования резьбообразующего инструмента и факультативными для изделий.

4.4 Предельные отклонения от номинальных значений параметров резьбы не должны быть более:

- шага резьбы с полным профилем:

на длине 25,4 мм между любыми двумя витками, мм

±0,04

на всей длине, мм

±0,11

- угла наклона боковой стороны профиля 30°

±40'

- конусности на длине конуса с полным профилем резьбы, отнесенная к 100 мм:

наружного и среднего диаметра резьбы ниппеля, мм

+0,25

-0,05

внутреннего и среднего диаметра резьбы муфты, мм

-0,25

- радиуса сопряжения вершин профиля резьбы , мм

+0,20

4.5 Размеры, параметры и предельные отклонения резьбовых соединений должны соответствовать указанным на рисунке 4 и в таблице 3.

Рисунок 4. Размеры, параметры и предельные отклонения резьбовых соединений

Рисунок 4

________________
* Размеры для справок.


Примечания

1 Размеры и приведены в приложении Б.

2 Проточку с закруглением 1,6±0,4 мм выполняют для УБТ и переводников. Другие элементы бурильной колонны устанавливают в зависимости от функционального назначения.

3 Заходные нитки резьбы ниппелей и муфт допускается притупить до основания профиля.


Таблица 3 - Размеры, параметры и предельные отклонения резьбовых соединений, мм


Размеры в миллиметрах

Обозна-
чение резьбы

Форма профиля

Конус-
ность


Ниппель

Муфта


+0,4


-3


+9,5

min

Hoмин.

Пред. откл.

З-30

VI

1:8

27,000

30,226

-

25,476

38

30,582

±0,13

27,742

54

41

З-35

32,131

35,357

29,857

44

35,712

32,873

60

47

З-38

35,331

38,557

33,057

38,913

36,073

З-44

40,869

44,094

38,594

44,475

41,611

З-65

IV

1:6

59,817

65,100

61,900

52,433

76

66,674

+0,8 -0,4

59,832

92

79

З-66

I

1:4

60,080

66,675

63,881

47,675

68,261

61,422

З-73

IV

1:6

67,767

73,050

69,850

60,383

74,611

67,779

З-76

I

1:4

69,605

76,200

73,406

53,950

89

77,786

70,948

105

92

З-86

IV

1:6

80,848

86,131

82,956

71,298

87,708

80,860

З-88

I

1:4

82,293

88,900

86,106

65,150

95

90,486

83,635

111

98

З-94

IV

1:6

89,687

94,971

92,075

79,138

96,836

89,702

З-101

I

1:4

94,844

101,445

98,651

77,695

102,788

96,186

З-102

IV

1:6

96,723

102,006

98,831

85,006

102

103,582

96,735

118

105

З-108

IV

1:6

103,429

108,712

105,562

89,712

114

110,329

103,441

130

117

З-117

I

1:4

110,868

117,475

114,681

90,475

108

119,060

112,211

124

111

З-118

IV

1:6

112,192

117,475

114,275

98,475

114

112,207

130

117

З-121

I

1:4

115,113

121,717

118,923

96,217

102

123,822

116,457

118

105

З-122

IV

1:6

117,500

122,784

119,609

103,784

114

124,616

117,515

130

117

З-133

128,059

133,350

130,429

114,350

134,935

128,074

З-140

II

1:4

132,944

140,208

137,414

110,208

120

141,681

133,629

136

123

З-147

III

1:6

142,011

147,955

145,161

126,738

127

150,016

141,363

143

130

З-149

V

1:4

142,646

149,250

144,856

117,500

150,809

143,990

З-152

III

1:6

146,248

152,197

149,403

131,030

153,984

145,601

З-161

155,981

161,920

159,126

140,753

163,934

155,334

З-163

V

1:4

156,921

163,525

159,156

128,525

140

165,097

158,265

156

143

З-171

III

1:6

165,598

171,526

168,732

150,359

127

173,828

164,950

143

130

З-177

II

1:4

170,549

177,800

175,006

144,550

133

180,177

171,225

149

136

З-185

V

179,146

185,750

181,381

147,750

152

187,321

180,490

168

155

З-189

III

1:6

183,488

189,430

186,636

168,263

127

191,764

182,841

143

130

З-201

II

1:4

194,731

201,981

199,136

167,981

136

204,386

195,417

152

139

З-203

V

196,621

203,200

198,831

161,950

165

204,783

197,965

181

168

Примечание - Замки с резьбами З-30; З-35; З-38 и З-44 предназначены для бурильных труб диаметрами 26,7; 33,4; 42,2 и 48,3 мм.

4.6 Допуск перпендикулярности упорного уступа ниппеля и упорного торца муфты к оси резьбы не должен быть более 0,10 мм, а допуск плоскостности на ширине упорного уступа ниппеля и упорного торца муфты - 0,07 мм.

4.7 Допуск соосности осей конической выточки (, рисунок 4) и резьбы муфт 0,2 мм.

4.8 Для повышения работоспособности резьбового соединения при знакопеременных изгибающих нагрузках для УБТ рекомендуется применение обкатки впадины резьбы роликами.

Контроль натяга резьбы калибрами производится до обкатки.

4.9 Варианты формы и размеры разгрузочных канавок УБТ ниппелей и муфт приведены в приложении В (рисунки В.1-В.3 и таблица В.1).

4.10 Параметр шероховатости по ГОСТ 2789 должен быть не более:

для резьбы - 3,2 мкм;

для разгрузочной канавки - 1,6 мкм.

4.11 Натяг резьбы ниппеля должен соответствовать указанному на рисунке 5.

Рисунок 5. Натяг резьбы ниппеля


1 - контрольная плоскость; 2 - основная плоскость; 3 - упорный уступ

Рисунок 5



Примечание - Предельные отклонения натяга ниппелей долот мм.

4.12 Натяг резьбы муфты должен соответствовать указанному на рисунке 6.

Рисунок 6. Натяг резьбы муфты


1 - контрольная плоскость; 2 - основная плоскость; 3 - упорный торец

Рисунок 6

4.13 Механические свойства металла после термической обработки деталей резьбового соединения (ниппеля и муфты) приведены в приложении Г.

4.14 Резьба, упорные поверхности ниппелей и муфт должны быть гладкими, без забоин, выкрошенных ниток, заусенцев, рванин и других дефектов, нарушающих непрерывность, герметичность и прочность.

4.15 Для предохранения резьбового соединения от коррозии и заедания резьба и упорные поверхности должны быть фосфатированы (марганцовисто-железистое фосфатирование), толщина покрытия 0,015-0,020 мм. Допускаются другие способы защиты поверхности, например, поликомпозиционные покрытия на основе меди.

4.16 Перед свинчиванием на резьбу и упорные поверхности должна наноситься резьбовая смазка с цинковым (или другим металлическим) наполнителем (например, Резьбол Б по ТУ 38-301-100).

5 ПРАВИЛА ПРИЕМКИ

5.1 Для проверки соответствия резьбовых соединений требованиям настоящего стандарта проводят приемочный контроль и периодические испытания.

5.2 Приемочному контролю подвергают каждые ниппель и муфту на соответствие требованиям 4.10-4.12, 4.14-4.16.

Периодически должны быть проверены ниппели и муфты на соответствие требованиям 4.2-4.7 в объемах, сроках и по методике, согласованных с изготовителем и потребителем.

5.3 Периодические испытания резьбового соединения, прошедшего приемочный контроль, проводят не реже одного раза в два года по программе и методике испытаний на определение ресурса при многократном свинчивании-развинчивании и предела выносливости при знакопеременном изгибе.

5.4 При получении неудовлетворительных результатов приемочного контроля хотя бы по одному из показателей, проводят повторный приемочный контроль на удвоенной выборке продукции этого типа.

Результаты повторного приемочного контроля распространяют на партию данной продукции.

6 МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ

6.1 Проверка геометрических размеров и параметров резьбовых соединений должна осуществляться с помощью универсальных измерительных средств в соответствии с технической документацией, утвержденной в установленном порядке.

6.2 Натяг резьбы ниппелей и муфт контролируют рабочими резьбовыми калибрами.

6.3 Перед проверкой натяга поверхность резьбы должна быть тщательно очищена и на нее должен быть нанесен тонкий слой жидкого масла. Калибр навинчивают на резьбу усилием одного человека с применением рычага 150 мм.

6.4 Рекомендуется контролировать резьбу гладкими калибрами с натягами, соответствующими резьбовым калибрам.

6.5 Шероховатость поверхности резьбы, упорных уступов и торцев проверяют сравнением с рабочими образцами шероховатости по ГОСТ 9378.

6.6 Качество фосфатного покрытия на резьбе проверяют в трех равномерно расположенных точках по окружности витка резьбы капельным или другим способом по ГОСТ 9.302.

6.7 Испытания на износ резьбового соединения при многократном свинчивании проводят на стенде по согласованной методике.

6.8 Испытания на сопротивление усталости при знакопеременном изгибе резьбового соединения проводят на стендовых установках при плоском или круговом изгибе по согласованной методике.

7 ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ

7.1 Резьбы и упорные поверхности ниппелей и муфт должны быть надежно защищены от повреждений металлическими предохранительными деталями (пробка, кольцо). Допускается применение предохранительных деталей из других материалов (полиэтилен плюс металлическая арматура), обеспечивающих надежную защиту резьбы.

7.2 При транспортировании резьба и упорные поверхности соединения должны быть покрыты противокоррозионными смазками или рабочими маслами в соответствии с требованиями ГОСТ 9.014.

7.3 Транспортирование может осуществляться без предохранительных колец и пробок в случае использования специальной тары, предохраняющей от ударов и проникновения влаги и пыли.

7.4 Рекомендуется замена антикоррозийной смазки через каждые 6 мес хранения.

8 УКАЗАНИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ


Требования по эксплуатации, расчету и ремонту резьбового соединения должны быть установлены в нормативно-технической документации в зависимости от их функционального назначения.

ПРИЛОЖЕНИЕ А (справочное). СООТВЕТСТВИЕ ОБОЗНАЧЕНИЙ РЕЗЬБЫ ПО НАСТОЯЩЕМУ СТАНДАРТУ ТРЕФБОВАНИЯМ СТАНДАРТА API 7 (США)

ПРИЛОЖЕНИЕ А
(справочное)

Обозначение резьбы
по настоящему стандарту

Зарубежный аналог резьбы по стандарту API 7

Форма профиля
по настоящему стандарту

Форма профиля
по стандарту API 7

З-30

NC 10

VI

V - 0,05

З-35

NC 12

VI

V - 0,05

З-38

NC 13

VI

V - 0,05

З-44

NC 16

VI

V - 0,05

З-65

NC 23

IV

V - 0,038R

З-66

2 3/8 Reg

I

V - 0,040

З-73

NC 26

IV

V - 0,038R

З-76

2 7/8 Reg

I

V - 0,040

З-86

NC 31

IV

V - 0,038R

З-88

3 1/2 Reg

I

V - 0,040

З-94

NC 35

IV

V - 0,038R

З-101

3 1/2 FH

I

V - 0,040

З-102

NC 38

IV

V - 0,038R

З-108

NC 40

IV

V - 0,038R

З-117

4 1/2 Reg

I

V - 0,040

З-118

NC 44

IV

V - 0,038R

З-121

4 1/2 FH

I

V - 0,040

З-122

NC 46

IV

V - 0,038R

З-133

NC 50

IV

V - 0,038R

З-140

5 1/2 Reg

II

V - 0,050

З-147

5 1/2 FH

III

V - 0,050

З-149

NC 56

V

V - 0,038R

З-152

6 5/8 Reg

III

V - 0,050

З-161

-

III

V - 0,050

З-163

NC 61

V

V - 0,038R

З-171

6 5/8 FH

III

V - 0,050

З-177

7 5/8 Reg

II

V - 0,050

З-185

NC 70

V

V - 0,038R

З-189

-

III

V - 0,050

З-201

8 5/8 Reg

II

V - 0,050

З-203

NC 77

V

V - 0,038R

ПРИЛОЖЕНИЕ Б (рекомендуемое). РАЗМЕРЫ НАРУЖНЫХ ДИАМЕТРОВ И УПОРНОЙ ПОВЕРХНОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ, ММ



ПРИЛОЖЕНИЕ Б
(рекомендуемое)


Таблица Б.1

Размеры в миллиметрах

Обозначение резьбы

*±0,8

*

**

** ±0,4

Номин.

Пред.откл.

З-30

35

34,0

-

З-З5

41

40,0

З-З8

46

44,5

З-44

54

52,5

З-65

-

79

+1,2

76,0

З-66

80

76,5

-

З-73

86

83,0

89

+1,2

83,0

З-76

95

91,0

-

З-86

105

100,5

105

+1,6

100,5

З-88

108

103,5

-

З-94

-

121

+2,0

115,0

З-101

118

114,0

-

З-102

121

116,0

127

+2,0

121,0

127

З-108

133

127,5

-

140

З-117

140

134,5

З-118

-

152

+3,2

144,5

159

149,0

З-121

152

145,0

-

З-122

152

145,0

159

+3,2

150,0

165

155,0

159

172

+4,0

160,0

З-133

159

154,0

178

+4,0

165,0

162

165

184

169,5

168

З-140

172

165,4

-

З-147

178

170,5

З-149

-

197

+4,0

185,5

203

190,0

З-152

197

186

210

196,0

З-161

-

203

190,0

З-163

229

+5,0

213,0

З-171

203

196

-

З-177

226

214

241

+5,0

224,0

З-185

-

248

+6,5

232,5

254

237,0

З-189

248

232,5

З-201

254

242

-

З-203

-

279

+6,5

266,5


* Размеры и соответствуют замкам.

** Размеры и соответствуют УБТ, а также соединениям с элементами бурильной колонны.

Примечание - Предельные отклонения размера (замки):

- для резьб З-30; З-35; З-38 и З-44 ... ±0,25 мм.

- для остальных резьб ... ±0,40 мм.

ПРИЛОЖЕНИЕ В (рекомендуемое). РАЗМЕРЫ РАЗГРУЗОЧНЫХ КАНАВОК ДЛЯ УТЯЖЕЛЕННЫХ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ (УБТ)

ПРИЛОЖЕНИЕ В
(рекомендуемое)

В.1 Для снижения концентрации напряжений резьбового соединения наиболее оптимальным вариантом являются разгрузочные канавки, указанные на рисунках В.1 и В.2.

Рисунок В.1 - Разгрузочная канавка ниппеля


Рисунок В.1 - Разгрузочная канавка ниппеля

Рисунок В.2 - Разгрузочная канавка муфты


Рисунок В.2 - Разгрузочная канавка муфты

В.2 Зарезьбовую разгрузочную канавку муфт (рисунок В.3) выполняют для выхода инструмента при обработке. Однако при изготовлении образуются витки со срезанными вершинами. Применение этих канавок нецелесообразно при больших крутящих моментах свинчивания соединения в небольшом числе рабочих витков резьбы.

Рисунок В.3 - Разгрузочная канавка муфты


1 - длина резьбы с полным профилем; 2 - длина резьбы со срезанными вершинами

Рисунок В.3 - Разгрузочная канавка муфты

В.3 Могут применяться разгрузочные канавки других форм, способствующие повышению сопротивления усталости резьбовых соединений.


Таблица В.1 - Размеры разгрузочных канавок, мм

Обозначение резьбы


±1,6


+0,4

*

-0,8


-3,2

З-94

82,6

82,2

1:6

82,2

85,7

З-101

81,9

80,1

1:4

86,5

85,1

З-102

88,9

88,1

1:6

89,3

92,1

З-108

101,6

92,9

96,0

104,8

З-117

94,9

96,1

1:4

102,1

98,1

З-118

101,6

101,6

1:6

106,4

104,8

З-121

88,9

100,4

1:4

106,8

92,1

З-122

101,6

106,8

1:6

109,9

104,8

З-133

117,5

120,6

З-140

108,0

114,3

1:4

123,4

111,1

З-147

114,3

129,9

1:6

133,5

117,5

З-149

121,8

1:4

134,5

З-152

114,3

134,1

1:6

137,7

117,5

З-161

143,8

147,4

З-163

127,0

133,0

1:4

148,8

130,2

З-171

114,3

153,5

1:6

157,0

117,5

З-177

120,6

148,8

1:4

162,7

123,8

З-185

139,7

152,0

171,0

142,9

З-189

114,3

171,3

1:6

174,9

117,5

З-201

123,8

173,0

1:4

182,9

127,0

З-203

152,4

166,3

188,5

155,6


* Предельные отклонения конусности гладкой поверхности не должны превышать ±2,1 мм на длине 100 мм.

Примечание - Резьбы З-65, З-73 и З-86 не имеют разгрузочных канавок из-за недостаточной толщины стенки трубы.

ПРИЛОЖЕНИЕ Г (рекомендуемое). МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА МЕТАЛЛА ЭЛЕМЕНТОВ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ ПОСЛЕ ТЕРМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ

ПРИЛОЖЕНИЕ Г
(рекомендуемое)



Таблица Г.1

Номинальный диаметр , мм

Параметр

, МПа, не менее

, МПа, не менее

, %,
не менее

,
не менее

, кДж/м,
не менее

Замки

УБТ, переводники

Замки

УБТ, переводники

Замки, УБТ и переводники

До 175

965,2

965,2

827,3

758,4

13

285

800

От 178

930,7

689,5

Г.1 При назначении механических свойств металла других элементов бурильной колонны следует руководствоваться необходимыми эксплуатационными характеристиками.

Г.2 Для проверки механических свойств металла после термообработки (4.13) отбирают по две детали (ниппель и муфта), взятые от каждой плавки.

Г.3 Проведение механических испытаний

Г.3.1 Образцы ниппелей замков вырезают в продольном направлении, как указано на рисунке Г.1.


1 - место испытаний твердости на середине стенки, измеренной от впадины резьбы

Рисунок Г.1

Г.3.2 Образцы УБТ и переводников вырезают в продольном направлении в пределах 0,9 м от торца детали и на расстоянии 25 мм от наружного диаметра образца или на середине толщины стенки в случае, если утонение стенки не соответствует указанной величине.

Г.4 Допускается применять метод неразрушающего контроля механических свойств металла резьбовых соединений.

Г.5 Испытание на растяжение - по ГОСТ 10006.

Г.6 Контроль твердости по Бринеллю - по ГОСТ 9012.

ОКС 21.040.30

Г43

ОКСТУ 0071


Ключевые слова: резьба, резьбовое соединение, параметры, размеры, предельные отклонения, допуски, профиль, контроль
______________________________________________________________________________________



Электронный текст документа
подготовлен АО "Кодекс" и сверен по:
официальное издание
Дюймовые и специальные резьбы: Сб. ГОСТов. -
М.: ИПК Издательство стандартов, 2003

Технологические и эксплуатационные особенности бурильных труб из алюминиевых сплавов 2024 и 1953 | Кондратьев

Файн Г. М., Макаров Г. С. Особенности производства и применения бурильных труб из сплавов алюминия в России // Технология легких сплавов. 2002. № 1. С. 16 - 20.

Босович В. С., Буяновский И. Н., Сапунжи В. В. Комбинированные бурильные колонны для проходки горизонтальных участков и боковых стволов малого диаметра с применением алюминиевых труб // Бурение и нефть. 2013. № 6. С. 61 - 64.

Прохоров С. Алюминий возвращается // Нефть России. 2011. № 6. С. 76 - 77.

Gelfgat M. Ya. et al. Aluminum alloy tubules - assessment for ultra long well construction // SPE Annual Technical Conference and Exhibition in Anaheim. 11 - 14 November 2007. Paper SPE 109722.

Hong L. J. et al. HZ25-4 ERD challenging drilling project - new strategy and new technology implementation are the keys to improved drilling performance // SPE ATCE. 19 - 22 September 2010. Paper SPE 134949.

Gelfgat M. Ya., Tikhonov V. S., Chizhikov V. V. Aluminum alloy risers - innovation project experience for offshore oil & gas wells // Vestnik Assotsiatsii Burovikh Podryadchikov (Herald of the Association of Drilling Contractors). 2013. № 1. P. 40 - 47.

Tikhonov V. S. et al. Aluminum catenary production riser: Design, testing results, ways to improvement // Proceedings of the ASME 31st International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering. 2012. Paper OMAE 2012-83001.

Захаров В. В., Елагин В. И., Ростова Т. Д., Самарина М. В. Пути развития и совершенствования высокопрочных сплавов системы Al - Zn - Mg - Cu // Технология легких сплавов. 2008. № 4. С. 7 - 13.

Кондратьев С. Ю. Механические свойства металлов: учебное пособие. Санкт-Петербург: Санкт-Петербургский государственный политехнический университет (СПбПУ). 2011. 128 с.

Колесов С. С., Кондратьев С. Ю., Чижиков В. В., Швецов О. В. Исследование структуры и свойств бурильных труб из сплава Д16Т после эксплуатации в условиях нефтедобычи // Заготовительные производства в машиностроении. 2011. № 4. С. 39 - 43.

Колачев Б. А., Елагин В. И., Ливанов В. А. Металловедение и термическая обработка цветных металлов и сплавов. Учебник для вузов: 3-е изд., перераб. и доп. М.: МИСиС, 1999. 413 с.

Белов Н. А. Фазовый состав промышленных и перспективных алюминиевых сплавов. М.: Издательский дом МиСиС, 2010. 511 с.

Фридляндер И. Н. Закономерности изменения свойств алюминиевых сплавов при старении // МиТОМ. 2003. № 9. С. 8 - 11.

Kondrat'ev S. Yu., Shvetsov O. V. Effect of high-temperature heating on the structure and properties of aluminum alloys in the production of drill pipes // Metal Science and Heat Treatment. 2013. V. 55, No. 3 - 4. P. 191 - 196.

Швецов О. В., Кондратьев С. Ю. Влияние горячей посадки замкового соединения на структуру и свойства металла бурильных труб из алюминиевых сплавов Д16Т и 1953Т1 // Технология машиностроения. 2012. № 5. С. 31 - 36.

Kondrat'ev S. Yu., Zotov O. G., Shvetsov O. V. Structural stability and variation of properties of aluminum alloys D16 and 1953 in production and operation of drill pipes // Metal Science and Heat Treatment. 2014. V. 55, No. 9 - 10. P. 526 - 532.

Синявский В. С., Устьянцев В. У. Защита от коррозии бурильных труб из алюминиевых сплавов. М.: Недра, 1976. 110 с.

Кондратьев С. Ю., Швецов О. В., Альхименко А. А. Изменение механических свойств алюминиевых сплавов Д16Т и 1953Т1 в коррозионно-активной среде нефтяных скважин // Научно-технические ведомости СПбПУ. 2014. № 2(195). С. 93 - 99.

Швецов О. В., Альхименко А. А., Кондратьев С. Ю. Коррозионные повреждения бурильных труб из алюминиевых сплавов Д16 и 1953 при эксплуатации в условиях нефтедобычи // Научно-технические ведомости СПбПУ. 2014. № 3(202). С. 180 - 191.

Размагничивание бурильных труб, колонн инструмента

В Российской Федерации около 80% всей нефти добываются на основных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки. Новые технологии в нефтедобыче требуют бурения новых скважин, причем к бурению скважин предъявляются особые требования, такие как наклонно-направленное бурение с большим смещением скважин – 2500 и более метров, бурение скважин с горизонтальным окончанием, использование ранее пробуренных скважин, находящихся в простое из-за аварий или по причине нерентабельной эксплуатации, путем реконструкции строительством боковых стволов.

Бурение боковых стволов, в том числе из существующих скважин, может дать новую жизнь старым месторождениям и является эффективным методом увеличения коэффициента извлечения нефти. Фонд неиспользуемых скважин в России, хотя и сократился за последние два десятка лет, исчисляется десятками тысяч, причем многие из них имеют обустроенную инфраструктуру. На части скважин бурение боковых стволов позволит начать добычу с ранее неиспользованных участков залежей. Это может стать дополнительным стимулом для реанимации старых скважин и особенно актуально для месторождений с падающей добычей.

Рост объемов наклонно – направленного бурения скважин с углами отклонения ствола от вертикали более 60 град. обусловили ограничения по применению традиционных методов исследований с помощью аппаратуры, спускаемой в скважину на кабеле, и вызвали необходимость разработки специальных технологий доставки скважинных приборов.

Для сооружения направленных скважин используются специальные устройства и механизмы, позволяющие изменять траекторию движения рабочего органа по команде оператора. Они позволяют компенсировать влияние практически всех разнонаправленных отклоняющих факторов, являющихся причиной изменения первоначального курса. Кроме того, управляемый рабочий орган позволяет прокладывать скважины со сложной траекторией, включающей повороты в разных плоскостях.

Развитие данного направления не может обойтись без применения современных измерительных систем и исполнительных механизмов, к которым относятся:

– телеметрические MWD системы (MeasurementWhileDrilling), обеспечивающие точное определение формы траектории скважины в процессе бурения;

– телеуправляемые исполнительные механизмы, обеспечивающие оперативную коррекцию траектории движения бурового инструмента в процессе бурения.

Современные забойные телесистемы позволяют получить следующую информацию со скважины: кривые гамма каротажа, индукционного каротажа; нагрузка на долото; обороты вала двигателя; внешнее давление; зенитный угол; угол положения отклонителя; азимутальный угол; естественная радиоактивность окружающих скважину горных пород; температура; удельное электрическое сопротивление горных пород; литологическое расчленение разбуриваемых пород.

Однако, остаточная намагниченность бурильных колонн, труб и инструмента влияют на точность измерения инклинометрических датчиков. Поэтому после каждого рейса необходимо размагничивать инструмент, входящий в состав колонны и сами бурильные трубы, находящийся в непосредственной близости от инклинометрических датчиков.

Механические напряжения, возникающие в процессе бурения вызывают намагниченность буровых труб и инструмента. В разрезе скважин встречаются пласты, находящиеся в сильно напряженном состоянии, что приводит к намагничиванию пород. Буровой инструмент намагничивается как под влиянием отдельных сильно намагниченных пластов, так и в процессе бурения от магнитного поля Земли.

В процессе бурения нижний конец бурового инструмента находится в сильно сжатом состоянии, что также приводит к намагничиванию инструмента. Намагниченные массы влияют на точность измерения инклинометрических датчиков, поэтому после каждого рейса желательно размагнитить инструмент и трубы, входящие в состав колонны.

Данная задача решается разработанным ООО «ЮВТЕК» устройством для размагничивания бурового инструмента. УСТРОЙСТВО РАЗМАГНИЧИВАНИЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ компании ЮВТЕК "JUVTEK Stopmagnit Bor35D" позволяет размагничивать буровой инструмент и трубы в процессе спуска или подъема буровой колонны.

Коррозионные повреждения бурильных труб из алюминиевых сплавов Д16 и 1953 при эксплуатации в условиях нефтедобычи Текст научной статьи по специальности «Технологии материалов»

МАТЕРИАЛОВЕДЕНИЕ

УДК 669.715.017:621.785.3:620.18:622.24.05:620.193.4

О.В. Швецов, А.А. Альхименко, С.Ю. Кондратьев

КОРРОЗИОННЫЕ ПОВРЕЖДЕНИЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

ИЗ АЛЮМИНИЕВЫХ СПЛАВОВ Д16 И 1953 ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ В УСЛОВИЯХ НЕФТЕДОБЫЧИ

O.V. Shvetsov, A.A. Alhimenko, S.Yu. Kondrat'ev

CORROSION DAMAGES OF BORING PIPES FROM ALUMINIUM ALLOYS D16 AND 1953 WHEN OPERATING IN THE CONDITIONS OF OIL WELLS

Исследован характер коррозии бурильных труб из алюминиевых сплавов Д16 и 1953 при эксплуатации в условиях, имитирующих разработку нефтяных скважин. Выполнены испытания на коррозионное растрескивание и контактную коррозию. Установлено, что в этих условиях оба сплава не подвержены коррозионному растрескиванию. Показано, что контактная коррозия существенно воздействует на сплав 1953.

ДЕФОРМИРУЕМЫЕ АЛЮМИНИЕВЫЕ СПЛАВЫ; КОРРОЗИОННОЕ РАСТРЕСКИВАНИЕ; КОНТАКТНАЯ КОРРОЗИЯ; КОРРОЗИОННАЯ СТОЙКОСТЬ; БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ.

The paper considers the nature of corrosion in boring pipes from aluminum alloys D16 and 1953 used in the conditions imitating the development of oil wells. Tests for corrosion cracking and contact corrosion have been fulfilled. It has been obtained that in these conditions both alloys are not subject to corrosion cracking. However, the contact corrosion significantly influences alloy 1953. The authors have studied the possibility to protect the surface of aluminum pipes by oxygenating thecontact zone with a steel lock. The paper shows the efficiency of this protection of boring pipes and describes the metallographic research on the alloy structure after a corrosive attack of the environment.

WROUGHT ALUMINUM ALLOYS; CORROSION CRACKING; CONTACT CORROSION; CORROSION RESISTANCE; BORING PIPES.

В нефтегазодобывающей отрасли промышленности все больше проявляется тенденция использовать для изготовления бурильных труб алюминиевые сплавы как альтернативу стали. Использование алюминиевых сплавов позволяет достичь значительных конструктивных и технологических преимуществ при изготовлении бурильных колонн и их эксплуатации, особенно в сложных условиях [1—6]. Наибольшее применение находят сплавы марок Д16 и 1953. В связи с этим особенно важны исследования, позволяющие получить практические рекомендации по

изготовлению и эксплуатации бурильных труб из сплавов Д16 и 1953, обеспечивающие увеличение их работоспособности. Влияние на механические свойства сплавов Д16 и 1953 технологических параметров горячей посадки стального замка при сборке труб, а также условий их эксплуатации подробно изучено в работах [7—9]. Известно также [2, 10, 11], что при эксплуатации бурильных труб из алюминиевых сплавов материал подвергается нескольким видам коррозии, в основном коррозионному растрескиванию (в среде с повышенным содержа-

нием сероводорода) и контактной коррозии (контакт алюминиевой трубы со стальным замком). Однако результаты исследований коррозионного воздействия среды эксплуатации на бурильные трубы из этих сплавов ограничены.

Целью нашей работы было исследование характера коррозии и оценка коррозионной стойкости бурильных труб из алюминиевых сплавов Д16 и 1953 при эксплуатации в условиях разработки нефтяных месторождений.

Материал и методика эксперимента

Для исследования использовали промышленные деформированные заготовки бурильных труб 0 147 мм и толщиной стенки 13 мм из алюминиевых сплавов марок Д16 и 1953. Содержание основных химических компонентов в сплавах соответствовало стандартным значениям (табл. 1), содержание примесей составляло меньше 0,1 масс. %.

В состоянии поставки трубы были термооб-работаны по стандартным режимам: для сплава Д16Т — закалка от 500 °С в воде + естественное старение в течение 4 суток; для 1953Т1 — закал-

ка от 480 °С в воде + искусственное старение при 125 °С длительностью 24 ч. Механические свойства металла труб в исходном состоянии при испытаниях на статическое растяжение соответствуют стандартным значениям (табл. 2).

Образцы для исследований вырезали из труб в продольном направлении и испытывали в состоянии поставки, а также после термической обработки, моделирующей технологический нагрев бурильных труб при горячей посадке замкового соединения (выдержка длительностью 3—10 мин. при температурах 200 или 250 °С). Нагрев образцов проводили в камерных печах «СНОЛ-1.6.2.5. 1/11-И2». Контроль температуры осуществляли по термопаре, впаянной в центр контрольного образца. Точность регулировки температуры составляла ± 2,5 °С. Образцы загружали в печь, предварительно нагретую до заданной температуры, выдерживали заданное время и охлаждали на воздухе.

Испытания на коррозионное растрескивание проводили согласно стандарту NACE TM 0177 (метод А), используя стандартные для установки фирмы «Cortest» образцы сплавов Д16Т

Таблица 1

Фактический и стандартный химический состав исследованных сплавов

Марка сплава Материал Содержание основных химических элементов, масс. %

Al Mg Zn Mn Cu Zr Cr Ti Fe Si

Д16Т Фактический ГОСТ 4784-97 осн. осн. 1,62 1,2-1,8 0,30 0,30 0,53 0,3-0,9 4,54 3,8-4,9 - - 0,08 0,1 0,45 0,5 0,48 0,5

1953Т1 Фактический ТУ1-2-592-2003 осн. осн. 2,6 2,0-3,0 5,7 5,6-6,2 0,17 0,1-0,3 0,45 0,40-0,80 0,02 < 0,10 0,19 0,15-0,25 0,05 0,02-0,1 0,1 < 0,25 0,05 < 0,2

Таблица 2

Фактические и стандартные механические свойства исследованных сплавов

Марка Механические свойства

сплава Материал ств, МПа ст02, МПа 5, % %

Д16Т Фактический 520 340 15 14

Стандартный > 300 > 470 < 19 -

1953Т1 Фактический Стандартный 570 > 520 520 > 470 12 < 6,5 21

и 1953Т1.04

Содержание, г/л 37,88 48,24 2,96

I,63

II,10

Контактную коррозию исследовали, используя образцы, изготовленные из бурильной трубы (алюминиевый сплав 1953Т1) и стального замка (сталь 40ХН2МА). Предварительно определяли скорость коррозии алюминиевого сплава и стали в 5 %-м растворе №С1 и в растворе №С1 + + №0Н с рН= = 11 в отсутствие контакта. Для этого использовали образцы сплава 1953Т1 в виде пластин размером 40x20x3 мм и стали 40ХН2МА в виде полого цилиндра высотой 17 мм. Для определения влияния контакта стали 40ХН2МА на скорость коррозии сплава 1953Т1 испытания проводили в растворе №С1 + №0Н с рН = 11, используя два типа образцов с различными формой (в виде дисков и стержней) и линейными размерами.

Металлографический анализ продольных и поперечных шлифов проводили на оптическом микроскопе «^еюИег^и^ MeF3A» при увеличениях х(100—500). Изготовление и подготовку металлографических шлифов выполняли на обо-

рудовании фирмы «ВиеЫег» согласно стандарту А8ТМ Е 3-95.

Результаты экспериметальных исследований

Испытания на коррозионное растрескивание при нагрузке 60 % от фактического предела текучести сплавов Д16Т и 1953Т1 после стандартной термической обработки (см. табл. 2) не привели к разрушению образцов. Нагруженные образцы обоих сплавов выдержали испытания длительностью 720 часов в среде модельной пластовой воды. После испытания трещины на образцах отсутствуют; на поверхности образцов сплава Д16Т наблюдается незначительный пит-тинг, а у образцов из сплава 1953Т1 — незначительные продукты коррозии (рис. 1). Полученные результаты свидетельствует об отсутствии склонности к коррозионному растрескиванию сплавов Д16Т и 1953Т1 в состоянии поставки.

Испытания сплавов Д16Т и 1953Т1 после предварительного технологического нагрева (200 °С, 10 мин) при нагрузке 60 % от ст0 2 в течение 720 часов также не привели к разрушению образцов. После испытаний на поверхности образцов сплава Д16Т коррозионных повреждений не наблюдается (рис. 2, а). На поверхности образцов сплава 1953Т1 имеется неглубокий пит-тинг без видимых трещин (рис. 2, б).

Рис. 1. Внешний вид образцов сплавов Д16Т (а) и 1953Т1 (б) в состоянии поставки после испытания на коррозионное растрескивание в пластовой воде длительностью 720 ч

при ст = 60 % от 02

а) б)

Рис. 2. Внешний вид образцов сплавов Д16Т (а) и 1953Т1 (б) после технологического нагрева (200 °С, 10 мин) и испытания на коррозионное растрескивание в пластовой воде длительностью 720 ч при ст = 60 % от 0,2

После испытаний сплавов в том же состоянии при повышенных нагрузках — 90 % от а0 2 в течение 720 ч — разрушение образцов также не произошло. На поверхности образцов сплавов Д16Т и 1953Т1 после испытаний трещины не обнаружены, видны следы продуктов коррозии с незначительным питтингом (рис. 3).

Поскольку результаты выполненных экспериментов показали, что сплавы Д16Т и 1953Т1 не проявляют склонность к коррозионному растрескиванию, условия испытания изменили на более жесткие. Следующее испытание сплавов также в состоянии после технологического нагрева (200 °С, 10 мин) проводили в растворе пластовой воды указанного выше состава при повышенной температуре 65 °С и нагрузке 90 % от а0 2. Образцы сплавов и в этих условиях выдержали испытания длительностью 720 ч без разрушения. Однако на поверхности некоторых образцов сплава Д16Т после испытания видна трещина продольного направления (рис. 4). Металлографический анализ структуры сплава в области трещины выявил на поверхности образцов ямки коррозионного характера (рис. 5, а) и сетку, похожую на межкристаллитную коррозию (рис. 5, б). Следует отметить, что глубина коррозионных повреждений сплава, составляющая величину 40—130 мкм, незначительна в сравнении с общим диаметром образца (рис. 5, а).

Сплав 1953Т1 после испытания имеет меньшие коррозионные повреждения по сравнению со сплавом Д16Т. На поверхности образцов сплава 1953Т1 видны растравы поперечного направления глубиной до 13 мкм (рис. 6).

Испытания сплавов Д16Т и 1953Т1 в состоянии после технологического нагрева до более высокой температуры (250 °С, 10 мин) проводили в растворе пластовой воды с нагрузкой а = = 90 % от а0 2 при комнатной температуре. В течение 720 ч образцы не разрушились, при этом после испытаний существенных коррозионных повреждений на них не обнаружено (рис. 7).

Таким образом, результаты испытаний на коррозионное растрескивание показали, что сплавы Д16Т и 1953Т1 как в состоянии поставки, так и после технологического нагрева по различным режимам не склонны к коррозионному растрескиванию при эксплуатации в максимально жестких условиях, возможных при разработке нефтяных и газовых скважин.

Учитывая провоцирующее влияние контакта алюминиевой трубы со стальным замком в процессе эксплуатации бурильной колонны, следующим этапом исследования была оценка склонности сплавов Д16Т и 1953Т1 к контактной коррозии. Принимая во внимание, что сплав 1953Т1 в значительно большей степени, чем Д16Т, подвержен общему коррозионному

Рис. 3. Внешний вид образцов сплавов Д16Т (а) и 1953Т1 (б) после технологического нагрева (200 °С, 10 мин) и испытания на коррозионное растрескивание в пластовой воде длительностью 720 ч при а = 90 % от а02

Рис. 4. Внешний вид образцов сплавов Д16Т (а) и 1953Т1 (б) после технологического нагрева (200 °С, 10 мин) и испытания на коррозионное растрескивание в пластовой воде с температурой 65 °С длительностью 720 ч при а = 90 % от а02

Рис. 5. Микроструктура поверхностного слоя образца сплава Д16Т после технологического нагрева (200 °С, 10 мин) и испытания на коррозионное растрескивание в пластовой воде с температурой 65 °С длительностью 720 ч при ст = 90 % от ст0 2: а — коррозионные ямки; б — сетка межкристаллитной коррозии

Рис. 6. Микроструктура поверхностного слоя образца сплава 1953Т1 после технологического нагрева (200 °С, 10 мин) и испытания на коррозионное растрескивание в пластовой воде с температурой 65 °С длительностью 720 ч при ст = 90 % от ст02

б)

• -шШт

Рис. 7. Внешний вид образцов сплавов Д16Т (а) и 1953Т1 (б) после технологического нагрева (250 °С, 10 мин) и испытания на коррозионное растрескивание в пластовой воде длительностью 720 ч при а = 90 % от а02

воздействию среды при разработке нефтегазовых месторождений [11], испытывали образцы, изготовленные из сплава 1953Т1 в состоянии поставки (бурильная труба) и стали 40ХН2МА (замок).

Предварительные испытания сплава 1953Т1 и стали 40ХН2МА в 5 %-м растворе №С1 при температуре 80 °С в отсутствие контакта позволили установить, что средняя скорость коррозии сплава 1953Т1 составляет 0,0640 мм/год, а стали 40ХН2МА—0,2310 мм/год.'ан = 1:2,8. Максимальное удаление поверхности сплава 1953Т1 от места контакта составляло 6,5 мм. Испытания показали, что при наличии контакта дисковых образцов, у которых рабочая поверхность сплава 1953Т1 находится в зоне действия стали 40ХН2МА, средняя скорость коррозии сплава 1953Т1 в 5 %-м растворе №С1 значительно возрастает по сравнению с коррозией в отсутствие контакта со сталью и составляет 0,1267 мм/год. Таким образом, коэффициент ускорения Кус скорости коррозии сплава 1953Т1 при контакте со сталью 40ХН2МА равен

Кус = Гбк/Гк = 0,1267/0,064 = 1,98, где Убк — скорость коррозии сплава 1953Т1 в отсутствие контакта; Ук — скорость коррозии сплава 1953Т1 в контакте со сталью 40ХН2МА.

Линейные размеры образцов в виде стержней выбирали из расчета, чтобы рабочая поверхность алюминиевого сплава 1953Т1 значительно превышала зону действия стали 40ХН2МА и максимальная удаленность его поверхности от места контакта составляла 85 мм.'ан = 1:2,2. Полученные результаты показывают, что при испытаниях образцов в виде стержней с большей удаленностью от места контакта влияние контакта стали 40ХН2МА на общую скорость коррозии сплава 1953Т1 незначительно и средняя скорость коррозии сплава 1953Т1 в условиях контакта в 5 %-м растворе №С1 при 80 °С составляет 0,0640 мм/год.

Металлографический анализ позволил выявить, что в процессе коррозионных испытаний в зоне контакта материалов наблюдается

Рис. 8. Внешний вид образцов сплава 1953Т1 после испытаний для определения скорости коррозии в 5 %-м растворе №С1 при температуре 80 °С в отсутствие контакта со сталью

интенсивная коррозия сплава 1953Т1, приводящая к появлению зазора (щели) между сталью 40ХН2МА и алюминиевым сплавом (рис. 9). Снижение содержания кислорода в растворе, находящемся в щели, способствует ускорению коррозии сплава 1953Т1 и переводу сплава в активное состояние. Это приводит к образованию на поверхности сплава язв, каверн и развитию расслаивающей коррозии.

Таким образом, при увеличении рабочей поверхности образца, находящейся вдали от места контакта, возникает коррозионный элемент «щель — открытая поверхность», действие которого значительно усиливает коррозионное повреждение сплава 1953Т1 вблизи контакта. По этой причине при испытании образцов с большой удаленностью рабочей поверхности от места контакта коррозия сплава 1953Т1 по длине стержня протекает неравномерно.

Результаты экспериментов показали, что скорость коррозии стали 40ХН2МА в 5 %-м растворе №С1 при 80 °С в отсутствие контакта с алюминиевым сплавом составляет 0,2310 мм/год. Контакт стали 40ХН2МА со сплавом 1953Т1 при испытаниях дисковых образцов приводит к снижению скорости растворения стали 40ХН2МА на величину порядка 0,0232 мм/год и еще более значительному — до 0,0025 мм/год при испытаниях стержневых образцов с большой удаленно-

стью рабочей поверхности сплава 1953Т1 от места контакта. Наблюдаемые различия в коррозионном поведении стали 40ХН2МА определяются прежде всего тем, что в случае образцов с большой удаленностью рабочей поверхности сплава 1953Т1 от места контакта коррозия алюминиевого сплава протекает преимущественно вблизи контакта и сопровождается активированием поверхности сплава 1953Т1 в щели. Следовательно, с увеличением длительности этого процесса эффективность контакта в первом случае будет уменьшаться за счет накопления продуктов коррозии и смещения потенциала коррозии в положительную сторону, а во втором случае — поддерживаться примерно постоянной за счет активирования сплава 1953Т1 в щели.

Таким образом, контакт сплава 1953Т1 со сталью 40ХН2МА в 5 %-м растворе №С1 в случае большой удаленности рабочей поверхности сплава 1953Т1 от места контакта вызывает появление значительной локальной коррозии алюминиевого сплава вблизи контакта и уменьшение скорости коррозии стали 40ХН2МА.

Для борьбы с контактной коррозией существуют различные методы, одним из наиболее распространенных из которых является нанесение защитных покрытий на поверхности контактирующих деталей. С целью оценки эффективности этого метода применительно к зам-

Рис. 9. Микроструктура образца сплава 1953Т1 в месте контакта со сталью 40ХН2МА после испытаний для определения скорости коррозии в 5 %-м растворе

№С1 при температуре 80 °С

Рис. 10. Внешний вид дисковых образцов сплава 1953Т1 с оксидным покрытием в зоне контакта со сталью 40ХН2МА после испытаний для определения скорости коррозии в 5 %-м растворе №С1 при температуре 80 °С. Диаметр зоны покрытия: а — 32, б — 40 мм

ковой паре бурильной трубы в настоящей работе, используя дисковые образцы, оксидированию подвергали зону контакта сплава 1953Т1 со сталью 40ХН2МА и часть его открытой поверхности. Диаметр зоны оксидирования составлял в одном случае 32 мм, во втором — 40 мм.

На рис. 10 представлен внешний вид образцов в виде дисков из сплава 1953Т1 с оксидным покрытием в зоне контакта со сталью 40ХН2МА после испытаний в 5 %-м растворе №С1 при температуре 80 °С. Видно, что при оксидировании зоны контакта диаметром 32 мм скорость коррозии сплава 1953Т1 при контакте со сталью 40ХН2МА снижается с 0,1267 до 0,0603 мм/год и практически совпадает со скоростью коррозии

сплава 1953Т1 при этих же условиях испытания в отсутствие контакта. Это свидетельствует, что образующийся при анодировании сплава 1953Т1 оксидный слой характеризуется высокими защитными и изолирующими свойствами. Увеличение зоны оксидного покрытия до 40 мм приводит к дальнейшему снижению скорости растворения сплава 1953Т1 до 0,0580 мм/год.

Металлографический анализ зоны контакта материалов после испытания показал, что оксидное покрытие — малопористое и плотно прилегает к алюминиевой подложке. Толщина покрытия изменяется от 34 до 24 мкм, причем наименьшая его толщина наблюдается в зоне влияния стали 40ХН2МА (рис. 11).

Рис. 11. Микроструктура дискового образца в зоне контакта пары сплав 1953Т1 с оксидным покрытием диаметром 32 мм — сталь 40ХН2МА после испытаний для определения скорости коррозии в 5 %-м растворе №С1 при температуре 80 °С

Рис. 12. Внешний вид стержневого образца сплава 1953Т1 с оксидным покрытием зоны контакта (резьба) и открытой поверхности длиной 15 мм от места контакта со сталью 40ХН2МА после испытаний для определения скорости коррозии в 5 %-м растворе №С1 при температуре 80 °С

При испытаниях стержневых образцов с большой удаленностью рабочей поверхности сплава 1953Т1 от места контакта оксидированию подвергали зону контакта (резьба) и часть его открытой поверхности различной длины от места контакта — 5 и 15 мм. На рис. 12 представлен внешний вид образцов после коррозионных испытаний из сплава 1953Т1 с оксидным покрытием в контакте со сталью 40ХН2МА в 5 %-м растворе №С1 при 80 °С. Результаты экспериментов показали, что при увеличении зоны ок-

сидирования открытой поверхности с 5 до 15 мм скорость коррозии сплава 1953Т1 в условиях контакта со сталью 40ХН2МА снижается с 0,0480 до 0,0342 мм/год.

Металлографическим анализом зоны контакта (рис. 13) установлено, что оксидирование препятствует развитию локальной коррозии и тем самым снижает опасность контакта сплава 1953Т1 со сталью 40ХН2МА в процессе эксплуатации изделий. После испытаний толщина оксидного слоя на поверхности сплава 1953Т1 не-

Рис. 13. Микроструктура стержневого образца в зоне контакта пары сплав 1953Т1 с оксидным покрытием зоны контакта (резьба) и открытой поверхности длиной 15 мм от места контакта — сталь 40ХН2МА после испытаний для определения скорости коррозии в 5 %-м растворе №С1 при температуре 80 °С

равномерная: при приближении к месту контакта толщина слоя уменьшается и в зоне контакта составляет ~ 15 мкм, а на расстоянии 10 мм она равна 26—28 мкм.

Полученные экспериментальные результаты показывают, что оксидирование зоны контакта сплава 1953Т1 со сталью 40ХН2МА во всех исследованных случаях приводит к усилению коррозии стали 40ХН2МА. Это свидетельствует, что сплав 1953Т1 с оксидной пленкой, полученной анодированием, становится катодом по отношению к стали 40ХН2МА и тем самым приводит к усилению коррозии стали 40ХН2МА. На катодных участках сплава 1953Т1 вблизи контакта происходит повышение рН раствора, вызывающее частичное растворение оксидного слоя и уменьшение его толщины. Характерно, что при использовании для испытаний образцов с большой удаленностью от места контакта увеличение зоны оксидного покрытия открытой поверхности образца с 5 до 15 мм приводит к уменьшению скорости коррозии стали 40ХН2МА.

Таким образом, оксидирование зоны контакта алюминиевой бурильной трубы со стальным замком способствует торможению развития локальной коррозии алюминиевых сплавов в зоне контакта за счет ускорения коррозии стали в условиях эксплуатации бурильных колонн в коррозионно-активных средах нефтяных и газовых скважин.

Основные выводы исследования таковы.

Деформируемые алюминиевые сплавы Д16 и 1953 как в состоянии поставки, так и после

технологического нагрева при изготовлении из них бурильных труб не проявляют склонности к коррозионному растрескиванию в максимально жестких условиях разработки нефтегазодобывающих месторождений.

Сплавы Д16 и 1953 подвержены контактной коррозии в условиях эксплуатации бурильных труб для нефтегазодобывающей промышленности, которая проявляется в месте контакта алюминиевой трубы со стальным замком. Так, при контакте цилиндрических деталей из алюминиевого сплава 1953 (труба) с рабочей поверхностью, значительно превышающей зону действия стальной (40ХН2МА) детали (замок), растворение алюминиевого сплава приобретает опасный локальный характер, существенно развивающийся преимущественно вблизи контакта.

Оксидирование зоны контакта алюминиевых сплавов со сталью при изготовлении бурильной трубы приводит к снижению скорости контактной коррозии алюминиевого сплава в условиях эксплуатации бурильных труб для нефтегазодобывающей промышленности. Так, анодное оксидирование сплава 1953 приводит к снижению скорости его коррозии в контакте со сталью 40ХН2МА в 5 %-м растворе №С1 при 80 °С с 0,1270 до величины 0,0607 мм/год, которая соответствует скорости коррозии сплава 1953 в отсутствие контакта. Оксидный слой, формирующийся на поверхности сплава 1953, является сплошным, характеризуется высокими защитными и изолирующими свойствами и тормозит развитие локальной коррозии сплава 1953Т1 в зоне контакта со сталью.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Boice E.G., Dalrymple R.S. The Design and Performance Characteristics of Aluminum Drill Pipe // Journal of Petroleum Technology. 1963. Vol. XV. № 12. P. 1285-1291.

2. Штамбург В.Ф., Фаин Г.М., Данелянц С.М., Шеина А.А. Бурильные трубы из алюминиевых сплавов. М.: Недра, 1980. 240 с.

3. Fain G.M. [et al.]. Aluminum alloys for offshore drilling systems // Proceedings of the 14-th International Conference on OMAE 1995 // Offshore Technology. 1995. Vol. I-B. P. 299-306.

4. Файн Г.М., Головин А.А., Воронков Г.А., Данелянц М.С., Рябихина С.М. Длительная прочность бурильных труб из алюминиевых сплавов при повышенных температурах эксплуатации // Нефтяная

промышленность. Сер. Машины и нефтяное оборудование. 1980. № 8. С. 10-12.

5. Колесов С.С., Кондратьев С.Ю., Чижиков В.В., Швецов О.В. Исследование структуры и свойств бурильных труб из сплава Д16Т после эксплуатации в условиях нефтедобычи // Заготовительные производства в машиностроении. 2011. № 11. С. 39-43.

6. Швецов О.В., Кондратьев С.Ю. Влияние горячей посадки замкового соединения на структуру и свойства металла бурильных труб из алюминиевых сплавов Д16Т и 1953Т1 // Технология машиностроения. 2012. № 5. С. 31-36.

7. Швецов О.В., Кондратьев С.Ю. Влияние технологических нагревов на эксплуатационные свойства сплавов Д16Т и 1953Т1, применяемых для из-

готовления труб // Заготовительные производства в машиностроении. 2012. № 5. С. 36-42.

8. Кондратьев С.Ю., Швецов О.В. Влияние высокотемпературных нагревов на структуру и свойства алюминиевых сплавов при изготовлении бурильных труб // Металловедение и термическая обработка металлов. 2013. № 4 (694). С. 24-30.

9. Кондратьев С.Ю., Зотов О.Г., Швецов О.В. Структурная стабильность и изменение свойств алюминиевых сплавов Д16 и 1953 в процессе изготовления и эксплуатации бурильных труб // Ме-

талловедение и термическая обработка металлов. 2013. № 10 (700). С. 15-21.

10. Карлашов А.В., Яров А.Н., Гйльман К.Н., Жи-довцев Н.А. Коррозионно-усталостная прочность бурильных труб из алюминиевых сплавов. М.: Недра, 1977. 183 с.

11. Кондратьев С.Ю., Швецов О.В., Альхимен-ко А.А. Изменение механических свойств алюминиевых сплавов Д16Т и 1953Т1 в коррозионно-активной среде нефтяных скважин // Научно-технические ведомости СПбГПУ. 2014. № 2 (195). С. 93-99.

REFERENCES

1. Boice E.G., Dalrymple R.S. The Design and Performance Characteristics of Aluminum Drill Pipe. Journal of Petroleum Technology. 1963.Vol.XV. № 12. P. 1285-1291.

2. Shtamburg V.F., Fain G.M., Danelyants S.M., Sheina A.A. Burilnyye truby iz alyuminiyevykh splavov. M.: Nedra, 1980. 240 s. (rus.)

3. Fain G.M. [et al.]. Aluminum alloys for offshore drilling systems. Proceedings of the 14-th International Conference on OMAE 1995. Offshore Technology. 1995. Vol. I-B. P. 299-306.

4. Fayn G.M., Golovin A.A., Voronkov G.A., Danelyants M.S., Ryabikhina S.M. Dlitelnaya prochnost burilnykh trub iz alyuminiyevykh splavov pri povyshennykh temperatura-kh ekspluatatsii. Neftyanaya promyshlennost. Ser.: Mashiny i neftyanoye oborudovaniye. 1980. № 8. S. 10-12. (rus.)

5. Kolesov S.S., Kondratiev S.Iu., Chizhikov V.V., Shvetsov O.V. Issledovaniye struktury i svoystv burilnykh trub iz splava D16T posle ekspluatatsii v usloviyakh neft-edobychi. Zagotovitelnyye proizvodstva v mashinostroyenii. 2011. № 11. S. 39-43. (rus.)

6. Shvetsov O.V., Kondratiev S.Iu. Vliyaniye goryachey posadki zamkovogo soyedineniya na strukturu i svoystva metalla burilnykh trub iz alyuminiyevykh splavov D16T i 1953T1. Tekhnologiya mashinostroyeniya. 2012. № 5. S. 31-36. (rus.)

7. Shvetsov O.V., Kondratiev S.Iu. Vliyaniye tekhno-logicheskikh nagrevov na ekspluatatsionnyye svoystva splavov D16T i 1953T1, primenyayemykh dlya izgotov-leniya trub. Zagotovitelnyye proizvodstva v mashinostroyenii. 2012. № 5. S. 36-42. (rus.)

8. Kondratiev S.Iu., Shvetsov O.V. Vliyaniye vysoko-temperaturnykh nagrevov na strukturu i svoystva alyumi-niyevykh splavov pri izgotovlenii burilnykh trub. Metallo-vedeniye i termicheskaya obrabotka metallov. 2013. № 4 (694). S. 24-30. (rus.)

9. Kondratiev S.Iu., Zotov O.G., Shvetsov O.V. Struk-turnaya stabilnost i izmeneniye svoystv alyuminiyevykh splavov D16i 1953 v protsesse izgotovleniya i ekspluatatsii burilnykh trub. Metallovedeniye i termicheskaya obrabotka metallov. 2013. № 10 (700). S. 15-21. (rus.)

10. Karlashov A.V., Yarov A.N., Gilman K.N., Zhi-dovtsev N.A. Korrozionno-ustalostnaya prochnost burilnykh trub iz alyuminiyevykh splavov. M.: Nedra, 1977. 183 s. (rus.)

11. Kondratiev S.Iu., Shvetsov O.V., Alkhimen-

ko A.A. Izmeneniye mekhanicheskikh svoystv alyuminiyevykh splavov D16T i 1953T1 v korrozionno-aktivnoy srede neftyanykh skvazhin. Nauchno-tekhnicheskiye vedo-mosti SPbGPU. 2014. № 2 (195). S. 93-99. (rus.)

СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОРАХ

ШВЕЦОВ Олег Викторович — инженер ООО «Везерфорд». 125047, 4-й Лесной пер., 4, Москва, Россия. E-mail: [email protected]

АЛЬХИМЕНКО Алексей Александрович — директор НИОЦ «Везерфорд-Политехник» Санкт-Петербургского государственного политехнического университета. 195251, ул. Политехническая, 29, Санкт-Петербург, Россия. E-mail: [email protected]

КОНДРАТЬЕВ Сергей Юрьевич — доктор технических наук профессор Санкт-Петербургского государственного политехнического университета. 195251, Санкт-Петербург, Политехническая ул., 29. E-mail: [email protected]

AUTHORS

SHVETSOV Oleg V. — Weatherford. 125047, 4 Lesnoy Per. 4, Moscow, Russia. E-mail: [email protected]

ALHIMENKO Aleksey A. — Research and Educational Center "Weatherford-Polytechnic" of St. Petersburg State Polytechnical University. 195251, Politekhnicheskaya Str. 29, St. Petersburg, Russia. E-mail: [email protected]

KONDRAT'EV Sergei Yu. — St. Petersburg State Polytechnical University. 29, Politechnicheskaya St., St. Petersburg, 195251, Russia. E-mail: [email protected]

© Санкт-Петербургский государственный политехнический университет, 2014

Sic-marking

Маркировка бурильных труб на упорном торце муфты и ниппеля замка – высокоэффективная защита маркировки от износа и коррозии (на примере стальных бурильных труб с приваренными замками)

Маркировка стальных бурильных труб с приваренными бурильными замками, предназначенных для применения при бурении и добыче в нефтяной и газовой промышленности, выполняется в соответствии требованиями ГОСТ Р 54383-2011 (ИСО 11961-2008), ГОСТ Р 50278-92, ГОСТ 27834-95, АРI Spec 5DР, АРI Spec 7-2.
Ударная маркировка труб выполняется клеймением, шрифтом высотой не менее 6 мм.
Стандарты и ТУ предписывают нанесение различной информации в нескольких местах: на муфте, ниппеле и теле трубы, что требует большого времени, необходимости контроля как состава маркировки, так и её качества – на всей поверхности трубы.
Также высок риск повреждения трубы и травматизма маркировщика.
Такая маркировка требует складировать трубы перед отгрузкой на буровую площадку, и размещение их на площадке строго в определённом положении – для получения максимально возможного доступа к маркировке.

Фото 1. Складирование бурильных труб – муфта закрыта протектором

 

Фото 2. Складирование бурильных труб – ниппель закрыт протектором

 

Фото 3. Маркировка бурильных труб по ГОСТ или ТУ – места маркировки и текст

 

Решение

Описан новый метод автоматизированной ударной маркировки стальных бурильных труб с приваренными бурильными замками в процессе формирования комплектов труб (компоновки бурильной колонны) перед отправкой на буровую площадку.
Предлагаемое решение позволяет маркировать бурильные трубы (а также - муфтовые бурильные переводники) бурильной колонны с замками, имеющими резьбу не менее З-86.
В результате получается хорошо видимая и надёжная буквенно-цифровая маркировка – с минимальными трудозатратами и в минимальное время, с соблюдением существующих правил безопасности труда.

Преимущества маркировки бурильной трубы на упорном торце муфты и ниппеля:

  1. Исключено повреждение маркировки при складировании и транспортировке трубы - маркировка защищена протектором для защиты резьбы.
  2. Исключено повреждение маркировки инструментом в процессе сборки/разборки бурильной колонны, спуско-подъёмных операций и т.п. - маркировка находится в недоступной для инструмента зоне.
  3. Крайне мала вероятность повреждения маркировки при бурении в результате износа/коррозии поверхности замков, или скорость износа/коррозии значительно ниже скорости износа/коррозии поверхности и резьбы замка трубы.
  4. Свободный доступ к маркировке любой трубы, хранящейся на участке (в цехе) комплектации элементов бурильной колонны для отправки на буровую площадку.

Доступ к маркировке на упорном торце муфты и ниппеля бурильного замка не зависит от угла поворота трубы вокруг своей оси - в отличие от маркировки на внешней поверхности замка или тела трубы, доступ к которой затруднён или невозможен.

Маркировка на упорном торце муфты

 

Маркировка бурильных труб на упорном торце ниппеля

 

Оборудование для ударно-точечной маркировки SIC Marking

Интегрируемые маркираторы
Все модели отличает конструкция повышенной надёжности и защита внутренних механизмов от повреждений, пыли или влаги с помощью кожуха или металлических защитных шторок.

  • e10-i141, окно маркировки 150х100 мм.
  • e10D-i141 для глубокой маркировки, окно маркировки 150х100 мм.

Комплект для маркировки включает интегрируемый маркиратор SIC Marking e10-i141 или e10D-i141, и установленную на маркираторе технологическую оснастку (примечание: эта оснастка не входит в комплект поставки стандартного маркиратора).

Технологическая оснастка предназначена для точного позиционирования маркиратора относительно муфты замка трубы и надёжного фиксирования (прижима к трубе) маркиратора для получения чёткой маркировки и исключения травматизма персонала или поломки маркиратора.

Глубина маркировки на изделия из металлических сплавов твёрдостью до HRC40 (HB372):

  • маркиратор SIC Marking e10-i141 - до 0,5 мм;
  • маркиратор SIC Marking e10D-i141 - до 0,8 мм;

Максимальная твёрдость маркируемых изделий – до HRC 62.

ВНИМАНИЕ! Маркиратор e10D-i141 предназначен для выполнения мелкосерийной маркировки – до 100 маркировок в смену.

Маркировка бурильных труб

«Завод бурового оборудования»: технологии, контроль качества - Завод бурового оборудования

Для изготовления бурильных труб, буровых штанг, обсадных и колонковых труб, замков для бурильных труб применяются только сертифицированные материалы высокого качества. Вся трубная продукция, предназначенная для бурения, проходит электротермическую закалку с нагревом изделия токами высокой частоты, что обеспечивает более высокую прочность и износостойкость поверхности деталей.

Поскольку во время эксплуатации бурильные трубы подвергаются тяжелым нагрузкам (высокий уровень спуска, интенсивное вращательные функции при бурении, работа с агрессивными средами), им необходима надежная антикоррозийная защита. Для этого все замковые соединения и весь буровой инструмент подвергаются карбонитрации, что повышает усталостную прочность деталей на 50-80%, резко увеличивает износостойкость, обеспечивает минимальные величины деформаций в пределах допуска чертежа, а также подавляется эффект «заедания» при контактном трении. Коэффициент трения снижается с 0,7-0,8 до 0,04-0,15.


Наши технологии изготовления бурильных труб направлены на:

  • устранение заедания резьбы и увеличение общей износостойкости резьбовых соединений;
  • увеличение количества циклов на «свинчивание-развинчивание»;
  • высокую балансировку бурильной колонны и соосности замка с осью трубы.

Все наши разработки позволяют вам вести бурение на высоких скоростях и участках уменьшенного зазора между трубой и стенкой скважины. Кроме того, мы делаем бурильные трубы гладкими по наружной поверхности, чтобы уменьшить разрушения стенок скважины и обеспечить равномерный износ всей бурильной колонны.

Все эти достижения стали возможным благодаря опыту наших конструкторов, технологов, металловедов, а также специальному оборудованию, которое мы используем в процессе производства.

Машина сварки трением Thompson-60 (Frictionweld)

Ее использование позволяет получить высокое качество сварного соединения и ускорить процесс за счет точного дозирования энергии. Кроме того, с помощью этой машины можно сваривать металлы и сплавы в различных сочетаниях.


Закалочная печь РК1000/12 и отпускная печь РР1000/85

Максимальная рабочая температура в закалочной печи не менее 1200°С, в отпускной – не менее 850°С. Современная система управления и регулирования всего процесса термообработки обеспечивает равномерную закалку и отпуск деталей по всей длине и на всю глубину. Печи оснащены системой контроля температуры в разных точках рабочей камеры и системой равномерного распределения заданной температуры по всей рабочей камере.


Закалочный комплекс на базе установки индукционного нагрева «Элсит 100ПС»

Высокая температура нагрева и более интенсивное охлаждение после закалки ТВЧ обеспечивает высокую твердость изделия, и соответственно, более высокую прочность и износостойкость поверхности детали. Закалка производится в нескольких зонах в автоматическом режиме. Появление на поверхности сжимающих напряжений (благодаря образованию мартенситной структуры) способствует повышению эксплуатационной прочности деталей, закаленных с помощью ТВЧ.


Токарные станки с ЧПУ

Токарная обработка с давних времен по праву считается одним из основных видов обработки металлов. Токарные станки можно увидеть в цеху любого машиностроительного или металлообрабатывающего предприятия. Сейчас трудно найти механизм, в котором не присутствовала бы деталь, обработанная на токарном станке. Использование станков с ЧПУ в токарной обработке позволяет получать высокоточные унифицированные детали. Это происходит за счет применения труда высококвалифицированных рабочих и передовых технологий – высоких скоростей обработки (до 3000 об/мин), специального режущего инструмента, использования мощной системы охлаждения.


Мы провели полное техническое перевооружение участка токарной механообработки, установив самое современное импортное оборудование – станки с ЧПУ моделей Challenger BNC-2260, Hardinge Talent GS 250, HAASST-30, трубонарезные станки модели MS22. Это высокопроизводительные токарные станки для точной обработки деталей. Все токарные станки оснащены 8-12-местными инструментальными головками. Жесткость станин станков позволяет проводить механическую обработку с максимальной точностью. Участок обслуживается высококвалифицированными операторами станков с ЧПУ.

Постоянное отслеживание размеров токарной обработки позволяет вовремя вносить коррективы в программу, а использование твердосплавного инструмента европейских производителей позволяет получать требуемую точность. Квалификация наших токарей позволяет выполнять заказы качественно и в срок, а применяемое оборудование обеспечивает надлежащее качество токарной обработки как по размерам, так и по чистоте поверхности.

Контроль качества


Мы поставляем только надежный буровой инструмент, а все благодаря жесткому контролю качества бурильных труб на всех этапах производства от поступления на Завод трубной заготовки до выпуска готовой продукции. Контроль качества производит отдел технического контроля.

Лаборатория металловедения и термической обработки

Основные направления деятельности лаборатории:

  • входной контроль поступаемых на завод заготовок на их соответствие химическому составу, содержанию неметаллических включений и пр.;
  • исследование и выбор материалов, оценка их технологических и служебных качеств путем комплексного анализа их структуры и свойств;
  • разработка режимов термической обработки и поверхностного упрочнения выпускаемой продукции с целью обеспечения требуемых эксплуатационных и механических свойств;
  • исследование причин брака в производстве, связанных с процессами термической обработки металла и разработка предложений по его предупреждению и устранению;
  • анализ преждевременного выхода бурильных труб из строя, диагностика причин эксплуатационных повреждений.

Для решения поставленных задач используется обширный комплекс современных методов металловедческих исследований и испытаний, включая оптическую и электронную микроскопию, испытание механических свойств, микроспектральный анализ фазового состава, анализ и обработка изображений (структурных составляющих, неметаллических включений и пр.), дюрометрические исследования и др.

Металлографический инвертированный микроскоп Nikon Eclipse MA 100 используется для изучения структуры металлов и сплавов. Позволяет достигать увеличение до 1000-крат с высочайшей числовой апертурой (до 0,95). Также применяются объективы 50-крат, 100-крат, 400-крат. Полученное изображение выводится на монитор и при помощи встроенной камеры можно получить моментальную фотографию изучаемого объекта.

Данный микроскоп незаменим при проведении металлографических исследований и позволяет получить качественные и точные результаты.


Лаборатория механических испытаний

В лаборатории механических испытаний отдела технического контроля проводят следующие виды испытаний:

  • испытание на разрыв, которое проводится на разрывной машине Р-50. Механические свойства проверяются на образцах, вырезанных из тела трубы, сварного соединения и деталей приварных замков. По результатам испытаний определяют временное сопротивление, предел текучести, относительное удлинение и сужение.
  • испытание на ударную вязкость. Метод основан на разрушении образца с концентратом посередине одним ударом маятникового копра типа МК-30А.

В технологическом потоке изготовления продукции немаловажную роль играет контроль качества параметров резьбы. Для этого лаборатория технического контроля оснащена универсальным измерительным микроскопом УИМ-23 с модернизированным программным обеспечением и специальной видео-насадкой. В результате таких модернизаций программное обеспечение обрабатывает сигналы измерений, автоматически рассчитывает и выводит на монитор компьютера заданные параметры.


Отдел технического контроля

Для обеспечения точного контроля и измерения параметров профиля резьбы труб была приобретена измерительная машина «MarSurf». MarSurf XC 20 – это совершенный прибор, соответствующий высшему уровню техники измерения поверхности. Это прибор на базе резьбовых соединений определяет все основные параметры и профили в соответствие с международными нормами как в пункте ОТК, так и в производственных условиях.


Оборудование, находящееся в лабораториях технического контроля, полностью соответствует необходимым техническим требованиям. Каждый вид оборудования и его программное обеспечение идентифицировано и зарегистрировано, регулярно проходит проверку.

В лабораториях отдела технического контроля работают грамотные специалисты, которые проходят обучение, тем самым, повышая уровень квалификации, а также участвуют в научных конференциях.

Современные методы борьбы с коррозией бурильных труб | Практика бурения и добычи

РЕЗЮМЕ

РЕЗЮМЕ

Коррозия по-прежнему играет важную роль в отказе бурильных труб. Загрязняющие вещества, такие как кислород, сероводород, хлорид натрия и диоксид углерода, обычно встречаются в буровых растворах. Недавно признанными источниками загрязнения являются термическое разложение продуктов из бурового раствора и ингибированные стимулирующие добавки, которые усугубляют проблему коррозии. Физические барьеры, такие как окалина, обычно возникают внутри бурильных труб и могут привести к ускоренному коррозионному воздействию.Условия, в которых используется современное буровое оборудование, увеличивают опасность коррозионного воздействия этих загрязняющих веществ. В последние годы было разработано испытательное оборудование, которое используется для оценки проблем с коррозией и методов смягчения ее последствий. Приведены примеры методов как в лабораторных, так и в полевых условиях. Сообщается о случаях применения ингибиторов коррозии.

ВВЕДЕНИЕ

Причина и решение проблем коррозионного разрушения бурильных труб были предметом исследований в течение многих лет.Эти исследования и практический опыт помогли разработать методы оценки и устранения отказов бурильных труб. Выявление проблем с коррозией и разработка программы контроля коррозии существенно продлит срок службы бурового оборудования.

ОТКАЗЫ БУРОВЫХ ТРУБ И МЕТОДЫ УМЕНЬШЕНИЯ

Записи об отказах бурильных труб

При разработке программы контроля коррозии полезно оценить серьезность проблемы на основе записей о фактических отказах.В таблице 1 показаны различные причины потери 3 478 стыков бурильных труб за 7-летний период. l Результаты этих данных показывают, что коррозия играет основную роль в 74 процентах потерь в бурильных трубах. На трещины, пронизывающие стенку трубы во время бурения, приходилось 19 процентов потерь. Большинство трещин было обнаружено при обычных спусках из скважины, но 98 преждевременных спусков были сделаны в результате этого типа коррозионного разрушения.

Интересно отметить, что 80 процентов отказов труб происходили в пределах 3 футов от конца шарнира со штифтом или муфтой рядом с зоной высадки.

74-процентные потери в бурильных трубах, связанные с коррозией, можно сравнить с 75-процентными потерями, полученными из другого набора данных. Данные были получены в двух сферах деятельности двух компаний: Западный Техас и побережье Мексиканского залива.

Обнаружение причины коррозии

Если коррозия является основной причиной отказа бурильных труб, важно иметь возможность обнаружить и оценить причины до того, как произойдет отказ. Агенты, ускоряющие коррозию буровых растворов, показаны в таблице 2.Также перечислены возможные источники этих агентов и некоторые полевые методы обнаружения.

Кислород, пожалуй, самый распространенный ускоритель коррозии, содержащийся в буровых растворах. Кислород может захватываться буровым раствором через поверхностные ямы или намеренно закачиваться в поток жидкости для улучшения бурения. Были разработаны кислородные счетчики, которые измеряют количество кислорода в растворе. Счетчики используются, наряду с другими испытаниями, для изучения причин коррозионного воздействия в активных буровых системах.Обработка поглотителем кислорода также может быть оценена с помощью измерителя кислорода.

Коррозионная усталость бурильных труб | Практика бурения и добычи

РЕЗЮМЕ

Отказы бурильных труб, которые были признаны главным образом вызванными коррозией, являются относительно редким явлением по сравнению с отказами по другим причинам; но были обнаружены редкие случаи, когда определяющим фактором была коррозия, связанная со стрессом. Эти случаи требуют объяснения. Было доказано, что так называемый «предел выносливости» металла существенно снижается даже при небольшой локальной коррозии; Таким образом, если этот фактор не находится под контролем, высокопрочные стали, которые обычно имеют относительно высокий предел выносливости, могут уставать при одновременном действии коррозии и напряжения почти так же быстро, как сталь с более низким пределом прочности.Вода, используемая для приготовления бурового раствора, сама по себе обычно вызывает коррозию, особенно когда она аэрирована; и, следовательно, «казалось, что ответ на эту проблему должен быть найден в изучении изменений в загрязненных буровыми растворами жидкостях с точки зрения коррозии. Настоящее расследование было начато в результате исключительно короткого срока службы 4 1/2 дюйма. бесшовная бурильная труба марки "D", испытанная на одном из участков компании Sun Oil в Барберс-Хилл, штат Техас. По всей видимости, это произошло из-за коррозионной усталости.Экспериментальные лабораторные работы, упомянутые в этой статье, указывают на то, что кондиционирование бурового раствора является наиболее перспективным средством защиты бурильных труб от коррозионной усталости. Кратко обсуждаются наиболее важные факторы, а также предлагаются дальнейшие действия, которые необходимо выполнить, и предварительные рекомендации по обработке бурового раствора, когда ожидается или возникнет коррозия.

МЕХАНИЗМ КОРРОЗИИ

Коррозия, как правило, является результатом реакции между металлом и окружающей средой.Механизм коррозии обычно электрохимический. Не вдаваясь в технические подробности, можно сказать, что, как правило, коррозия металлов в присутствии воды включает две основные химические реакции:

  • Раствор небольшой части металла в воде, сопровождающийся пропорциональным отложением водород на катодных участках, который имеет тенденцию останавливать реакцию за счет поляризации пары. Движущей силой, определяющей скорость этой начальной реакции или склонности к коррозии, является эффективный электрический потенциал металла в растворе.Этот эффективный потенциал зависит от ряда факторов, связанных с окружающей средой, в частности от концентрации ионов в растворе и любой внешней электродвижущей силы, воздействующей на систему.

  • Удаление водородной пленки: a - окислением или деполяризацией; или, б, его удаление в виде пузырьков газа. Это открывает путь для продолжения реакции (1). В отсутствие свободного кислорода или других окислителей начальная реакция в растворах, которые не являются явно кислыми, вскоре подавляется поляризацией, прежде чем будет нанесен какой-либо значительный ущерб.

Защитные пленки и другие факторы, перечисленные в правой части таблицы 2, играют важную роль в определении фактической и относительной скорости коррозии и распределения воздействия на металл - и, как правило, имеют гораздо большее значение. влияние на ход коррозии, чем исходная движущая сила, которая заставляет металл попадать в раствор.

Решение 8 наиболее распространенных проблем, связанных с бурильными трубами и бурением

Операции нефтегазовой отрасли не могут контролировать все испытания и невзгоды, которые могут возникнуть при разведке и бурении.Однако операторы могут предвидеть общие проблемы и проблемы и быть к ним готовы с помощью необходимого оборудования и поддержки в случае, если что-то случится. С какими типами бурильных труб и проблемами бурения могут столкнуться компании?

Ниже MSI Pipe Protection Technologies делится информацией о восьми общих проблемах, с которыми сегодня сталкиваются как наземные, так и морские буровые работы.

1. Повреждения бурильных труб

При бурении могут встречаться несколько различных типов выхода из строя бурильных труб.К ним относятся следующие:

  • Откручивание происходит, когда бурильная колонна перекручивается или разрывается на две части. Это может быть вызвано чрезмерной затяжкой бурильной колонны или высоким крутящим моментом при бурении с увеличенным вылетом или направленным бурением.
  • Отслоение из-за чрезмерного растягивающего напряжения. Это часто происходит, когда применяется чрезмерное натяжение для компенсации прихвата трубы.
  • Разрыв или обрушение бурильных труб, вызванное чрезмерным внутренним или внешним давлением, например большим дебитом бурового раствора.
  • Усталость бурильных труб, обычно проявляющаяся в виде микротрещин, макротрещин и трещин в бурильной колонне и трубопроводах. Усталость чаще всего вызывается сочетанием циклических нагрузок и коррозии.

Полностью устранить отказ бурильных труб может быть невозможно, хотя можно предпринять шаги, чтобы минимизировать его частоту и величину. Например, отказы из-за усталости могут быть уменьшены за счет снижения циклических напряжений и управления средой бурения, чтобы сделать среду менее коррозионной. Правильное обращение с бурильной колонной и ее осмотр также могут помочь предотвратить выход из строя бурильных труб.

Рис. 1 Анализ отказов бурильных труб: обзор

Источник: DirectScience.com

2. Циклическое напряжение

Циклическое напряжение возникает в наклонно-направленных скважинах, потому что бурильная колонна одновременно сжимается и растягивается. Это происходит, когда бурильная колонна изгибается по кривизне скважины, так что одна сторона испытывает сжатие, а другая - растяжение.Этот тип структурного напряжения может значительно сократить ожидаемый срок службы бурильных труб.

Чтобы снизить циклическую нагрузку, операторы должны минимизировать серьезность любых изломов, тем самым обеспечивая более прямой путь для бурильной колонны. Также важно контролировать колебания бурильной колонны, которые могут усилить структурное напряжение.

3. Коррозия

Коррозия бурильной трубы вызывается различными химическими веществами в буровом растворе, которые затем взаимодействуют с металлом в бурильной трубе.К наиболее вредным из этих химикатов относятся кислород, углекислый газ и сероводород. Растворенные соли и органические кислоты также могут вызывать коррозионные повреждения металлических бурильных труб.

Для уменьшения коррозии операторы могут использовать поглотители коррозии и работать над контролем уровня pH бурового раствора в присутствии сероводорода. Также рекомендуется изменить химический состав жидкости для бурильных труб для удаления коррозионных химикатов.

4. Прилипание трубы

Заклинивание трубы происходит, когда трубу невозможно освободить и вытащить из отверстия без повреждений.Есть два типа проблем с заеданием трубы.

Заедание трубы перепада давления происходит, когда часть или вся бурильная колонна погружается в глинистую корку. Чтобы освободить застрявшую трубу этого типа, операторы могут попробовать разбавить или газифицировать массу бурового раствора азотом, чтобы снизить гидростатическое давление бурового раствора в затрубном пространстве. Операторы также могут нанести нефтяные пятна вокруг застрявшей бурильной колонны.

Механическое прихватывание трубы обычно происходит, когда выбуренный шлам из кольцевого пространства не удален полностью или когда возникает нестабильность ствола скважины.Чтобы освободить механически застрявшую трубу, необходимо устранить причину проблемы. Например, если ствол скважины сузился, увеличение веса бурового раствора или циркуляция пресной воды могут освободить трубу.

Рис. 2 - Заедание дифференциала. Глоссарий нефтяного месторождения

5. Поврежденная резьба бурильных труб

Резьба бурильных труб может быть повреждена из-за ошибки оператора, неправильного изготовления или неблагоприятных условий бурения. Правильный уход, использование и проверка резьбы бурильных труб необходимы для предотвращения такого рода проблем.Также необходимо обеспечить правильную центровку буровой установки и избежать превышения крутящего момента.

Также следует соблюдать осторожность при хранении и транспортировке бурильных труб, в том числе при использовании протекторов для резьбы и аналогичных продуктов, предлагаемых MSI Pipe Protection Technologies.

6. Превышение крутящего момента

Как уже отмечалось, превышение крутящего момента может привести к значительному повреждению резьбы бурильной трубы. Чрезмерный крутящий момент обычно возникает, когда бурильная труба подвергается недостаточному крутящему моменту перед спуском в скважину. В этих условиях труба продолжает затягиваться в отверстии и может быть легко перетянута.

Простое решение этой проблемы - всегда правильно затягивать соединения до назначенного уровня - за столом. Это требует выполнения правильных расчетов для определения оптимального момента свинчивания, но минимизирует риск превышения крутящего момента и повреждения резьбы бурильных труб.

7. Нестабильность скважины

Нестабильность ствола скважины - это отверстие, которое не сохраняет свой размер, форму или структурную целостность. Нестабильная или обрушенная скважина обычно возникает из-за перекрывающих пластов или порового давления, движения грунта, поглощения или рассеивания воды.Нестабильные стволы скважин могут вызывать другие проблемы, в том числе прихватывание трубы, мосты и засыпку, расширение стволов скважин и трудности с каротажем.

Чтобы свести к минимуму риск нестабильности ствола скважины, бурильщики должны использовать подходящую скважинную жидкость и гидравлику, выбирать правильный вес бурового раствора, определять правильную траекторию ствола ствола и проводить минимальное время, необходимое в открытом стволе.

8. Нарушение обращения

Потеря циркуляции описывает неконтролируемый поток бурового раствора в пласт.Обычно это происходит, когда давление, оказываемое на пласт, превышает общее давление в пласте. Это может произойти, когда формации являются кавернозными и открытыми, трещиноватыми, крупными и проницаемыми, имеют естественные или легкие трещины или истощены. Нарушение циркуляции может привести к увеличению расхода бурового раствора и даже вызвать подземные выбросы.

Операторы могут снизить потери циркуляции, поддерживая надлежащий вес бурового раствора, минимизируя потери давления на трение в кольцевом пространстве, избегая ограничений в кольцевом пространстве и используя соответствующие градиенты пластового давления и фактуры.Грязь также можно обработать с помощью материалов, препятствующих циркуляции.

В случае потери циркуляции операторы должны закрыть пораженную зону. Это можно сделать, добавив в буровой раствор материалы, снижающие циркуляцию. В тяжелых случаях можно использовать заглушки для герметизации зоны.

Устранение проблем

Том II Справочника по нефтяной инженерии предоставляет обширную полезную информацию по решению восьми проблем, которые мы обсудили. Однако в главе 10 руководства предлагается еще больше подробностей о том, как решить некоторые проблемы бурения, с которыми сталкиваются операторы.Узнайте больше ниже.

PEH: Проблемы бурения и решения - Глава 10

Защита бурильных труб от MSI также помогает операторам принимать профилактические меры

Операторы также могут защитить свои бурильные трубы и другое буровое оборудование с помощью широкого ассортимента средств защиты бурильных труб Guardian ™ от MSI. Наша высококачественная продукция включает в себя прочные пластиковые и стальные протекторы для труб, бамперные кольца, упоры для труб и трубчатые погрузочно-разгрузочные системы Rhino. Наши продукты в первую очередь помогают предотвратить такие проблемы, как повреждение трубной резьбы, коррозия и некоторые отказы труб.

Вы можете легко найти дополнительную информацию в Интернете или поговорить с одним из наших экспертов сегодня, чтобы получить немедленную помощь. Позвоните нам по бесплатному телефону 1-877-276-9208. MSI Pipe Protection Technologies - это компания NOV / Tuboscope, и мы гордимся тем, что помогаем вам выполнять поставку в течение всего дня, каждый день.

(PDF) Обработка бурового раствора для борьбы с коррозией бурильных труб

ENGINEERING

CORROSION-September 1990

ПОДТВЕРЖДЕНИЕ

Эта работа является частью программы исследования бурового раствора в Департаменте нефтяной инженерии

в KFUPM, Дахран , Саудовская Аравия.Авторы выражают благодарность

KACST за финансовую поддержку проекта № AR-4-63.

СПРАВОЧНАЯ ИНФОРМАЦИЯ

1. P.D. Шурфер. World Oil (1 августа 1971 г.): стр. 57.

2. М.А. Аль-Мархун, С.С. Рахман. «Термическая стабильность и коррозионная активность буровых растворов, Заключительный отчет, KACST

Проект № AR-4-63. 1987.

3. W.G. Skelly, and Kiellstrand. J.A .. «Термическое разложение модифицированного лигносульфоната в буровом растворе.API

бумага 926-1106. Весна Mtg. Div. of Production, в Хьюстоне, март 1966 г. (Вашингтон. Округ Колумбия: Американский

Нефтяной институт (API). 1966).

4. S. Poege. «Untersuchung von Ternperaturbedingten Veraenderungen der Rheologie von

Bohrspuelungen. (Клаусталь, Технический университет Западной Германии. 1987)

5. Х. Шеридан, подрядчик по бурению (ноябрь / декабрь 1965 г.), стр. 46-50.

6. Х.Э. Буш. «Обработка бурового раствора для борьбы с коррозией, документ SPE. 5123 Ежегодное собрание,

Хьюстон, октябрь.6–9. 1974 г. (Даллас, Техасское нефтяное общество

Engineering [SPE]. 1974).

7. Г. Р. Грей, Х. К. Х. Дэйли. Состав и свойства жидкостей для бурения нефтяных скважин, 4-е изд.

(Хьюстон. Издательство Gulf Publishing Co .. 1980). С. 449-471

8. П. Х. Монхаган и Дж. Дж. Гидли. «Буровой раствор с высоким содержанием кальция». представлен на Весеннем собрании

Южного округа. Отдел производства API в Новом Орлеане, штат Луизиана. Март 1959 г. (Вашингтон, округ Колумбия,

,

API.1959).

9. R.J. Гаррет. Р. К. Кларк и К. К. Грэнтэм. «Химические поглотители сульфидов в воде на водной основе

Буровые растворы. «Бумага SPE 7499. Ежегодное собрание в Хьюстоне. Окт. 1-3. 1971 (Даллас, Техас. SPE.

1971)

10. Б.Г. Чессер и А.С. Перриконе. Oil Gas J. (14 сентября 1970 г.) стр. 82.

11. Руководство по технологии буровых растворов, NJ Baroid / N.J Industries Inc. (NJ Industries Inc., 1979).

12. Т. Кокс и Н. Дэвис. Бурение (20 апреля.1976): с. 68.

13. R.C. Бесс. J.T. Джуни. и К. Коши. «Сравнительное исследование колесной печи и электрохимических методов

для оценки ингибиторов коррозии в насыщенном CO2 рассоле Саудовской Аравии

на нефтяном месторождении». бумага нет. 110. Представлено на ежегодной конференции инженеров Саудовской Аравии

16-19 ноября. 1985 г. Дахран, Саудовская Аравия.

14. R.J. Мартин. Материальное исполнение 18. 3 (март 1979 г.): стр. 40-50.

15. Техническое руководство Petrolite Instrument.Подразделение Petreco. Petrolite Corporation, Сент-Луис. МО.

16. М.А. Аль-Мархун и С.С. Рахман «Оптимизация свойств полимерных буровых растворов на водной основе

, жидкости для проникновения в пласты с электролитическим притоком в Саудовской Аравии». представлена ​​на Химическом симпозиуме «Нефтяное месторождение

» ДВГЭ. in 26 сентября 1986 г. Клаусталь. Западная Германия. p 114.

17. W. C. Browing и A.C Perricone. «Лигносульфонатные кондиционеры для бурового раствора». SPE-AIME

37-е ежегодное падение Mtg в окт.7-10. 1962. Лос-Анджелес, Калифорния (Даллас, Техас, SPE. 1962). P 20.

18. B.G. Чессер. "Коррозионная активность системы пакерной жидкости, обработанной хроматом лигносульфоната натрия".

документ № 906-13. представлены на SPE Spring Mtg. Юго-Западного округа, 20—22 марта. 1968.

19. М. Хилле. Сополимеры винилсульфонте-виниламида в буровых растворах для глубоких высоких температур

Вейлс, документ SPE 13558. Представлен на заседании SPE 9-11 апреля. 1985 г. в Аризоне.

20.Билл Г. Чессер и Д.П. Errit. JPT (июнь 1980 г.) стр. 950.

Защита от коррозии масляной обсадной трубы

Обсадные трубы для нефтяных скважин можно условно разделить на 4 типа в зависимости от различных способов использования: обсадная колонна, промежуточная обсадная колонна, эксплуатационная обсадная колонна и буровая обсадная колонна.

Наземная обсадная колонна в основном используется для подвешивания и поддержки последующих слоев обсадной колонны через головку обсадной колонны, установленную сверху. Другой способ - изолировать мелководный поверхностный слой воды от сложного образования в передней части, чтобы защитить буровую скважину от загрязнения мелководным слоем воды.
Промежуточная или техническая обсадная колонна используется для изоляции пластов с различным пластовым давлением или сложных пластов, которые легко разрушаются и протекают.
Эксплуатационная колонна используется для защиты продуктивного пласта, а также каналов, предназначенных для транспортировки нефти и газа из продуктивного пласта на поверхность.
Буровая обсадная колонна используется для уменьшения нагрузки на буровую установку и нагрузки после обсадной колонны во время обсадной колонны и после цементирования, экономии обсадной колонны и цемента и снижения затрат на цементирование.
В промышленности и в полевых условиях нефтяные оболочки показывают важные эффекты и хорошие характеристики.

Антикоррозийное покрытие нефтяного каркаса в основном делится на три типа: 1. Нанести кистью антикоррозионное покрытие на наружную стену. 2. Нанести антикоррозийное покрытие на внутреннюю стенку кистью. 3. Очистить антикоррозионное и охлаждающее покрытие щеткой. С использованием масляных кожухов в суровых нефтедобывающих отраслях, таких как полярная и морская. Он требует материала и структуры нефтяной оболочки, и он должен иметь хорошую узловую форму, отличные физические свойства, стабильные химические свойства и широкий диапазон температурной адаптации.Если масляный картер не может быть изготовлен, его следует покрыть антикоррозийным покрытием, которое поможет ему справиться с суровыми условиями окружающей среды. Покрытие на внешней стенке используется для уменьшения внешней коррозии, а антикоррозийное покрытие на внутренней стенке - для уменьшения трения, уменьшения коррозии в трубе и увеличения количества транспортируемого масла. Антикоррозийное изоляционное покрытие используется для транспортировки сырой нефти и мазута, а также для уменьшения тепла, выделяемого трубопроводом в почву.

Добро пожаловать в Drill Pipe International, LLC

Превосходная деловая этика.... высококачественные продукты, технологии, проактивный маркетинг ... конкурентоспособные цены ... своевременные поставки ... это лишь некоторые из факторов, которые создают ценность для наших клиентов и способствуют нашему успеху на рынке. И наши клиенты рады возвращаться к нам снова и снова.

Адрес: DRILL PIPE INTERNATIONAL, LLC
1411, South FM 565 Baytown
TX 77523 USA
Телефон: +1 (281) 573 2300 доб.2080
Ячейка: +1 (281) 628 5703
Электронная почта: pramod @ Drillpipeinternational.com

Коррозионное поведение сталей для бурильных труб для месторождения высокосернистых газов

[1] Дай Цзиньсин, Ху Дж. И Цзя Ч. z: Петр. Разведка и разработка т.31 (2004), стр.4.

[2] Хоу Лу, ​​Ху Цзюнь и Тан Цзюнь: ACTA Petrolei Sinica vol. 26 (2005), стр.26.

[3] Чжу Гуанъю, Дай Цзиньсин и Чжан Шуй Чанг: Газовая промышленность, том.24 (2004), стр.1.

[4] Чжу Гуанъю, Дай Цзиньсин и Чжан Шуй Чанг: Геология природного газа, том. 15 (2004), с.166.

[5] Цянь Чжи цзя, Го Пин: Соображения при проектировании высокосернистого газа (Petroleum Industry Press, Пекин, 2003).

[6] Ван Липин, Мэн Инфэн: Chem. Engi. Нефть и газ. 34 (2005), стр. 299.

[7] Альберто Вальдес, Раймундо Дело: Коррозия, т.54 (1985), стр.22.

[8] Ли Цзяньпин, Чжао Госянь: J. Northeastern University vol. 25 (2004), с. 1069.

[9] Лю Чжидэ, Хуанг Лиминг: Natural Gas Ind.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *