Меню

Как отбраковать бурильные трубы

Предупреждение инцидентов с бурильной, обсадной колоннами и НКТ

6.1. Все отправляемые на буровую бурильные, ведущие и утяжеленные трубы, замки, переводники и другие элементы бурильной колонны должны быть тщательно проверены на ЦТБ дефектоскопией, наружным осмотром и проверкой резьбовыми калибрами, иметь заводской сертификат, паспорт и быть маркированными.

6.2. Общая длина комплекта бурильных труб должна быть на 5% больше максимальной глубины скважины на кусте. 5%-й запас выбирается с целью замены отбракованных труб.

6.3. На буровой должна быть мера бурильной колонны. Длина каждой трубы и свечи регистрируется в журнале и храниться в бурового мастера.

6.4. Затягивание бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб в буровую производить с защитными колпачками. Проходные отверстия бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб шаблонируется шаблоном. Подавая свечи из подсвечника, не допускать ударов их о ротор и металлические конструкции.

6.5. При свинчивании труб применять автоматический ключ и не допускать сталкивания ниппеля внутрь муфты, а при развинчивании — срывать под натяжкой.

6.6. Трубы, в которых после докрепления упорные уступы замковых соединений окажутся неплотно сомкнутыми, подлежат отбраковке.

6.7. При спуске труб в скважину не допускать резких торможений и ударов элеватора о ротор.

6.8. Бурильные трубы подлежат отбраковке и замене, у которых обнаружены:

— видимые трещины, промывы, плёны, расслоения металла, раковины, вмятины, риски и канавки, глубина которых превышает 3 мм;

— кривизна трубы превышает 2 мм на погонный метр или в виде спирали.

— замковая или трубная резьба сорвана, выщерблена, промыта или сработана.

— износ тела трубы и замков по наружному диаметру выше допустимых величин для данного типа труб.

6.9. Запрещается раскрепление соединений бурильного инструмента с помощью ротора «на удар» или «на растяжку» лебёдкой буровой установки.

6.10. После окончания бурения куста или отдельно стоящей скважины все трубы укладываются на стеллажи, резьбы очищаются и смазываются. На резьбы (муфты и конуса) наворачиваются предохранительные колпачки.

6.11. Для обеспечения необходимой осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент в нижнюю часть бурильной колонны включать необходимое количество утяжеленных бурильных труб. В интервале набора кривизны для проведения инклинометрических замеров в компоновку над турбобуром или УБТ включается ЛБТ длиной 72 м.

6.12. Бурильщик при СПО должен тщательно следить за участками труб в зоне посадки на клиновой захват. При СПО нижний захват автоматического ключа должен быть включен.

6.13. Запрещается захватывать машинными ключами за тело бурильной трубы.

6.14. С целью исключения попадания в бурильную колонну посторонних предметов при спусках смазку резьбовых соединений бурильных труб производить только по конусной части.

6.15. В аварийных ситуациях при создании на бурколонну повышенных нагрузок следует учитывать группу прочности и класс труб. Максимальные растягивающие нагрузки не должны превышать 80% усилия, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести для труб наименьшей прочности. В интервале каверн не допускать разгрузку бурильной колонны.

6.16. Для достижения равномерной отработки замковых резьб и контроля за их состоянием необходимо периодически менять местами положение резьбовых соединений. Критерием для отбраковки труб по износу резьб служит величина посадки конуса в муфту (согласно инструкции).

6.17. Новые резьбовые соединения перед первым свинчиванием должны быть тщательно и обильно смазаны смазкой для бурильных труб и приработаны. Для этого их необходимо трижды свинтить и развинтить с приложением допустимого крутящего момента на резьбовое соединение и повторно смазать.

6.18. После бурения очередной скважины комплект бурильной колонны проходит контрольный осмотр и отбраковку.

6.19. Категорически запрещается наворот и докрепление бурильных замков на трубы в условиях буровой без наворота в горячем состоянии.

6.20. Паспорт комплекта бурильных труб должен вестись от начала эксплуатации до его списания после отработки с внесением сведений об отработке после бурения каждой скважины.

6.21. Транспортировать бурильные, утяжеленные и ведущие трубы следует только на специально оборудованных трубовозах. Не допускается прогиб и волочение труб по земле. Резьбы труб должны быть смазаны и защищены предохранительными колпаками. Разгрузку и погрузку труб производить грузоподъёмными механизмами. Сбрасывать трубы с транспортных средств или со стеллажей запрещается.

6.22. Сборка бурильных труб в свечи на буровой должна вестись так, чтобы разница по длине свеч не превышала 0,8 м.

6.23. Эксплуатация бурильной колонны должна вестись при строго горизонтальном положении стола ротора и отцентрированной вышке. Допустимое максимальное отклонение свободного конца свечи – 100 мм от центра скважины (ротора).

6.24. При бурении, освоении скважин обязательно вести учёт работы переводников, утяжеленных труб, квадратных штанг с регистрацией в технологическом журнале буровым мастером (мастером освоения).

6.25. Обсадные трубы, имеющие видимые дефекты, отбраковываются.

6.25.1. При затаскивании обсадных труб в буровую проводить их шаблонировку. Ответственный за шаблонирование получает только один шаблон под расписку. Размеры шаблонов должны соответствовать регламенту на крепление скважин.

6.25.2. Сбрасывать обсадные трубы на приемные мостки или стеллажи с высоты более 20 см не допускается. Для этого использовать накаты. Затаскивание обсадных труб в буровую следует производить при навинченных предохранительных кольцах.

6.25.3. С целью исключения прихватоопасных ситуаций при спуске эксплуатационных колонн при промежуточных промывках и привязках пакеров геофизическими методами необходимо применять технические средства, позволяющие производить эти работы с одновременным спуском обсадной колонны.

6.25.4. В случае прихвата эксплуатационной колонны запрещается расхаживание колонны свыше собственного веса без согласования с техническим руководителем бурового предприятия.

6.25.5. В случае возникновения инцидента при спуске обсадной колонны решение о дальнейших работах принимает технический руководитель бурового предприятия.

6.25.6. Ответственный за спуск обсадной колонны отвечает за качественное и безаварийное ведение работ. Распоряжения ответственного за спуск колонны обязательны для бурового мастера, а также всех работников буровой бригады.

6.25.7. Вынужденный подъём обсадной колонны производить на аварийном приводе до глубины, на которой коэффициент запаса прочности для верхней трубы достигнет величины К=1,7. Перед созданием максимальной нагрузки удалить всех рабочих из опасной зоны. Ответственный — мастер по сложным работам.

6.25.8. Если при спуске шаблон упал в колонну, дальнейшие работы проводить по согласованию с техническим руководителем бурового предприятия.

6.25.9. Если при спуске колонны получена посадка, необходимо проверить превентор, меру колонны, уточнить забой скважины по окончательному каротажу, промыть скважину.

6.25.10. В случае прихвата обсадной колонны, заклинки ее упавшим предметом, работы проводить по плану работ, утвержденному техническим руководителем и главным геологом бурового предприятия, согласованным с Управлением по бурению.

Читайте также:  Как протащить трубу под фундаментом

6.25.11. Спуск обсадных колонн производить при горизонтальном положении стола ротора и отцентрированной вышке.

6.25.12. При спуске обсадной колонны в зимнее время сливная воронка должна обогреваться с целью обеспечения свободного прохождения труб, центратора и посадочного конуса.

6.25.13. Долив колонны и промывку скважины проводить в соответствии с утвержденным планом работ. При этом необходимо предусматривать мероприятия по сокращению времени остановок для долива колонны, особенно при нахождении башмака в открытом стволе.

6.26. Технологические мероприятия по эксплуатации ведущих труб:

6.26.1. На ведущую трубу (квадратную штангу) в буровой бригаде должен быть паспорт-сертификат, в который заносятся её технические данные.

6.26.2. Прочность резьбовых соединений ведущей трубы (на растяжение и кручение) должна быть не менее прочности резьб верхней части бурильной колонны.

6.26.3. Спаренная квадратная штанга регистрируется в цехе изготовления (БПО) и маркируется порядковыми номерами, эксплуатируется только в паре.

6.26.4. Затаскивать квадратную штангу в буровую при сборке следует талевой системой с поддержанием последней лёгостью, не допуская прогиба штанги.

6.26.5. Общая длина спаренной квадратной штанги должна быть не менее 25,5м и не более 25,7м.

6.26.6. На наружной поверхности квадратной штанги не допускается наличие трещин, расслоений и других дефектов. Упорные поверхности ниппельного и муфтового концов трубы должны быть без заусенец, раковин и других дефектов, нарушающих плотность соединений.

6.26.7. Сборка спаренной квадратной штанги производится в условиях буровой. Свинчивание производится цепным ключом, а докрепление машинными ключами без использования пневмораскрепителя. Сборку частей квадрата производить только при максимальной их соосности. При сборке и разборке ведущей трубы с вертлюгом необходимо использовать специальный хомут-спайдер.

6.26.8. Категорически запрещается выбрасывать на мостки спаренную квадратную штангу в сборе.

6.26.9. В процессе работы вести тщательный контроль за резьбовым соединением между секциями квадратной штанги.

6.26.10. Запрещается устанавливать ведущие трубы в шурф с упором их в забой (глубина шурфа должна превышать общую длину ведущей трубы).

6.26.11. Запрещается бурить на всю длину ведущей трубы. Бурение прекращать, когда остается не менее 0,5м квадратной части.

6.26.12. Раскрепление верхнего переводника ведущей трубы и его смену производить только при полностью поднятом бурильном инструменте.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник

CCK: Усталостное разрушение бурильных труб, его прогнозирование и профилактика

В данной статье представлены результаты аналитического исследования усталостного разрушения бурильных труб в процессе строительства скважины, его прогнозирование и мероприятия по профилактике инцидентов.

Цитата из руководящих указаний «API RP 7G» пункт 13.2.1, касательно причин разрушения бурильных труб.

«Большинство разрушений бурильных труб связано с усталостью. Усталостное разрушение происходит в результате воздействия переменных напряжений, меньших предела текучести материала. Усталостные трещины начинаются с микротрещин, растущих под влиянием переменных напряжений. Скорость роста трещины зависит от величины нагрузки, и в определенных условиях может быть очень высокой. Разрушение не сопровождается значительной пластической деформацией, поэтому его трудно своевременно обнаружить. Не существует эффективных методов контроля накопленных усталостных повреждений или остаточной долговечности трубы при заданном уровне напряжений.

Современные методы контроля ограничены определением местонахождения трещин, ямок и других поверхностных дефектов; измерением остаточной толщины стенки и наружного диаметра; расчетом остаточного поперечного сечения.

Промышленная статистика свидетельствует, что значительная доля случаев выхода из строя труб приходится на зону захвата или на конец высаженной части. При контроле надо обращать внимание на такие критические участки, особенно если трубы подвергались воздействию аномально высоких изгибающих напряжений. Бурильные трубы, которые были проверены и оказались бездефектными, могут при дальнейшей работе очень быстро выйти из строя из-за накопления усталостных повреждений».

Накопление усталостных повреждений в бурильной трубе происходит под воздействием переменных напряжений в процессе вращения на искривленном интервале ствола скважины. Дополнительно процесс накопления усталостных повреждений ускоряют комбинированные нагрузки растяжения и кручения.

Накопление усталостных повреждений приводит к формированию и развитию микротрещины в теле бурильной трубы, последующей эрозии стенки и возникновению промыва. В случае несвоевременного подъема промытой бурильной трубы, под воздействием бурового раствора происходит дальнейшая интенсивная эрозия стенки и последующий слом тела.

Рассмотрим механизм развития усталостных микротрещин подробнее.

Механизм развития усталостных микротрещин в теле бурильной трубы

Жизненный цикл формирования и развития усталостной микротрещины в теле бурильной трубы детально описан в публикации «Fatigue of Drillstring: State of the Art» (Oil & Gas Science and Technology – Rev. IFP, Vol. 57 (2002), No. 1, pp. 7-37) 1 . Его можно условно поделить на 3 стадии (рис. 2):

Стадия 1 – в процессе вращения бурильной трубы, на ее поверхности вблизи концентраторов напряжений под воздействием циклических знакопеременных нагрузок зарождаются микротрещины (А1, рис. 1).

Стадия 2 – микротрещины развиваются в теле трубы перпендикулярно направлению действующего напряжения, а скорость развития микротрещины (А2, рис. 1) коррелирует с его величиной. Скорость развития микротрещин увеличивается в области концентрации напряжений: резьбовые соединения, место перехода от бурильного замка к телу бурильной трубы, участок захвата бурильной трубы клиньями и ключами, внутренняя поверхность бурильной трубы пораженная питтинговой коррозией (разновидность местной коррозии при которой образуются точечные язвы).

Также на скорость развития микротрещины влияет наличие в рабочей среде жидкости в виде воды, бурового раствора или другого флюида. В процессе вращения на искривленном участке ствола скважины, микротрещина в бурильной трубе поочередно открывается и закрывается, проходя по малому и большому радиусу. В момент открытия микротрещины, в ней образуется разрежение, которое по принципу насоса втягивает жидкость из рабочей среды. После полуоборота микротрещина закрывается, и жидкость остается внутри под давлением, что оказывает дополнительное разрушающее воздействие.

Стадия 3 – распространение микротрещины вглубь тела трубы приводит к ее разрушению. В момент, когда трещина проникает на всю глубину тела бурильной трубы (А2 = S, рис. 1), в нее под воздействием давления устремляется поток бурового раствора. Буровой раствор начинает интенсивно размывать тело трубы и в течение нескольких минут трещина может провести к слому бурильного инструмента.

Продолжительность формирования и развития микротрещины на 1 и 2 стадии до момента обнаружения современными методами дефектоскопии в зависимости от типа металла и разрешающей способности приборов занимает до 80% ее жизненного цикла. Дальнейшее распространения микротрещины в теле бурильной трубы приводит к ее хрупкому разрушению, либо пластической деформации.

Читайте также:  Почему при опрессовке труб падает давление

С учетом отсутствия возможности диагностировать формирование усталостных микротрещин методом дефектоскопии на ранней стадии, становится критически важным иметь возможность рассчитать вероятность их возникновения и спрогнозировать накопленный усталостный износ бурильных труб, опираясь на данные режимов бурения и параметров скважины.

Применяемые в бурении методики расчета наработки на бурильные трубы: по метрам проходки, часам циркуляции и прочим физическим показателям, не могут дать корректную оценку текущего состояния, поскольку не учитывают в полной мере условия эксплуатации труб в скважине. Для более достоверной оценки состояния бурильных труб требуется применить методику, которая будет учитывать весь комплекс факторов, влияющих на скорость накопления усталостных повреждений в теле трубы.

A1 – начальная глубина микротрещины, A2 – конечная глубина микротрещины, S – толщина стенки бурильной трубы, σ – направление растягивающего напряжения.

Оценка накопленного усталостного износа бурильной трубы

Методика, разработанная специалистами Управления по бурению скважин АО «Сибирская Сервисная Компания», позволяет прогнозировать накопление усталостного износа бурильных труб в процессе строительства скважины с учетом траектории ствола скважины и режимов бурения.

Основываясь на руководящих указаниях «API RP 7G» и «IADC Drilling Manual» для оценки накопленного усталостного износа бурильного инструмента следует применить диаграмму Веллера, которая демонстрирует зависимость между напряжением изгиба и числом циклов напряжения до момента разрушения бурильной трубы.

Зная действующее напряжение изгиба на бурильную трубу в определенной точке, мы можем определить предельное количество оборотов бурильной трубы до момента ее разрушения. Поскольку предельное количество оборотов зависит от действующего напряжения изгиба в каждый момент времени, то накопленный усталостный износ выражается не в абсолютных значениях, а в процентах от общего ресурса бурильной трубы (100%). В руководстве «IADC Drilling Manual» оценку накопленного усталостного износа бурильного инструмента предлагается рассчитывать в общем виде по формуле:

Di : накопленный усталостный износ;

ni : фактическое число циклов с заданным напряжением изгиба;

N : предельное число циклов с заданным напряжением изгиба.

Фактическое количество циклов (ni) с заданным напряжением изгиба рассчитывается по формуле:

Nоб : количество оборотов в минуту при бурении, об/мин;

Vмех : механическая скорость бурения, м/ч;

l : длина пробуренного интервала, м.

Предельное число циклов с заданным напряжением изгиба (N) находим из диаграммы Веллера, которая строится по формуле:

σиз : напряжение изгиба, kpsi;

σр : напряжение растяжения, kpsi;

N : предельное число циклов с заданным напряжением изгиба.

a, b : константы в зависимости от типоразмера бурильного инструмента, марки стали и агрессивности бурового раствора.

Для расчета напряжений изгиба и растяжения, действующих на бурильные трубы, применим «Инструкцию по расчету бурильных колонн» ВНИИТнефть .

Модель оценки накопленного усталостного износа бурильной трубы

С использованием вышеприведенных формул расчета была построена модель оценки накопленного усталостного износа бурильных труб. Необходимые исходные данные для проведения расчета:

• Фактическая инклинометрия (глубина замера по стволу, зенитный угол, азимутальный угол, пространственная интенсивность).

• Типоразмер бурильного инструмента (длина и диаметр тела трубы, толщина стенки тела трубы, длина и диаметр бурильных замков, группа прочности).

• Степень текущего износа бурильной трубы по классификации API (новая, премиум, 1 класс).

• Плотность бурового раствора.

• Режим бурения по интервалам (количество оборотов в минуту, механическая скорость бурения).

После загрузки исходных данных модель оценки проводит поинтервальное моделирование бурения ствола скважины с расчетом напряжений возникающих в каждой точке бурильной колонны и накопленного усталостного износа.

Построенная модель оценки для анализа нагрузок и расчета накопленного усталостного износа при бурении применена при строительстве скважины N, где были зафиксированы 3 инцидента с промывом бурильных труб.

Оценка накопленного усталостного износа бурильных труб на примере скважины N

Конструкция скважины N представлена в таблице 1. Скважина горизонтальная с глубиной по стволу 5163 м и протяженностью горизонтального участка 978 метров.

На данной скважине при бурении под эксплуатационную колонну на глубине 3835 м произошла авария, в результате которой потребовалось установить цементный мост и ликвидировать ствол скважины в интервале 3622-3835 м. Далее 24.02.17 в 05:30 в процессе проведения срезки с цементного моста произошло падение давления по причине промыва бурильной трубы ТБПК 127х9,19 S-135. Всего в процессе строительства скважины зафиксировано 3 инцидента с промывом данного комплекта бурильных труб (рис. 7).

Все 3 промыва произошли по телу на расстоянии 0,3-0,4 м от бурильного замка (муфта) в зоне высадки. Данное совпадение объясняется тем, что район высадки наиболее уязвимое место, где концентрируются напряжения, действующие на бурильную трубу, а значит интенсивнее идет процесс накопления микротрещин (рис. 8). Дополнительно на зону высадки со стороны муфты оказывают разрушающее воздействие клинья и другое удерживающее бурильную трубу оборудование. Любая царапина или вмятина на поверхности трубы автоматически становится концентратором напряжений и ускоряет процесс накопления усталостных микротрещин в данной зоне.

Для детального анализа причин произошедших инцидентов исходные данные по режимам бурения и траектория скважины были загружены в модель для расчета накопленного усталостного износа для 2 временных отрезков:

1 Накопленный усталостный износ ТБПК 127х9,19 S-135 до момента аварии за время бурения интервала 0-3835 м (рис. 10).

2 Накопленный усталостный износ ТБПК 127х9,19 S-135 после ликвидации аварии за период
срезки и бурения интервала 3622-3864 м (рис. 11).

Накопленный усталостный износ ТБПК 127х9,19 S-135 до момента аварии за время бурения интервала 0-3835 м

Накопленный усталостный износ при достижении глубины 3835 м в среднем равен 4% (рис. 10), но распределяется по трубам комплекта неравномерно по причине высокой вариативности напряжений изгиба и растяжения, действующих на бурильные трубы в каждой точке траектории скважины в зависимости от пространственной интенсивности искривления и веса КНБК.

С учетом планового ведения работ и незначительной погрешности, делаем допущение в расчете, что при бурении направления, кондуктора, технической и эксплуатационной колонны бурильные трубы спускались в одном и том же порядке.

Например, в интервале 0-200 м ствол скважины практически вертикальный, средняя пространственная интенсивность искривления не превышает 0,04 °/10 м. На трубы действует максимальное растягивающее напряжение от веса КНБК ниже по стволу, но поскольку бурильная труба вращается на вертикальном участке, то практически не испытывает напряжение изгиба и усталостный износ накапливается медленно.

Читайте также:  Измерение температуры газа в трубе

С другой стороны, накопленный усталостный износ для бурильных труб в интервале 900-1600 м составил 6-8%. Эти трубы успели пройти интервал набора параметров кривизны (200-700 м) с интенсивностью искривления до 1,67 °/10 м и высокими напряжениями изгиба до 116 МПа (рис. 9), что привело к более интенсивному накоплению усталостных повреждений.

По итогам отдельного сравнительного анализа, накопленный усталостный износ за период бурения скважины N в интервале 0-3835 м незначительно выше, чем показатели накопленного усталостного износа на аналогичных скважинах данной локации и не является критическим или значимым с точки зрения оставшегося ресурса эксплуатируемого комплекта бурильных труб. При такой динамике накопления усталостного износа бурильная труба скорее будет отбракована по причине физического износа (истирание бурильных замков или тела трубы), чем усталостного.

Накопленный усталостный износ ТБПК 127х9,19 S-135 после ликвидации аварии за период срезки и бурения интервала 3622-3864 м

Накопленный усталостный износ комплекта после ликвидации аварии в момент достижения забоя 3864 м в среднем равен 11% (рис. 11), но для отдельных бурильных труб составляет более 70%.

Накопленный усталостный износ до момента аварии в данном случае не учитывается, т.к. с учетом смены КНБК для разбуривания цементных мостов, нельзя достоверно утверждать, что бурильные трубы были спущены в той же последовательности и в тот же интервал, что и в предыдущем рейсе.

Накопленный усталостный износ для отбракованных бурильных труб на момент возникновения промыва по каждому инциденту представлен в таблице 3.

Рассмотрим на примере инцидента №1 причины интенсивного накопления усталостных повреждений за период срезки и бурения интервала 3622-3864 м.

Рассчитаем в модели оценки напряжение растяжения и изгиба, действующие на бурильные трубы в момент возникновения инцидента №1 на интервале 300-700 м (табл. 4).

Наибольшие напряжения изгиба (более 100 МПа) испытывают бурильные трубы, расположенные в интервалах 310-350 м, 470-480 м и 590-680 м. При прохождении именно перечисленных интервалов в процессе вращения бурильная труба накапливает наибольшее количество усталостных повреждений. Чем дольше бурильная труба вращается в интервалах с высокими изгибающими напряжениями, тем быстрее идет процесс накопления усталостного износа и выше риск разрушения тела трубы.

Промыв бурильной трубы произошел на глубине 616 м (интервал выделен желтым цветом), ему соответствует напряжение изгиба 115 МПа. Для применяемого типоразмера и группы прочности бурильной трубы ТБПК 127х9,19 S-135 с учетом напряжения изгиба 115 МПа, расчетное количество оборотов до разрушения по диаграмме Веллера составляет 290 169, что соответствует примерно 40 ч непрерывного вращения ротора при скорости 120 об/мин.

Всего за рейс отбракованная бурильная труба прошла с вращением интервал 510-616 м. Поинтервальный расчет накопленного усталостного износа представлен в таблице 6.

Хронология работ до подъема промытой бурильной трубы по инциденту №1

До начала наработки желоба для срезки с цементного моста промытая труба уже прошла с вращением интервал 510-600 м и накопила 6% усталостного износа (табл. 6). В процессе наработки желоба в интервале 3618-3624 м до момента падения давления за период с 23.02.17 00:00 до 24.02.17 05:30, бурильная труба прошла интервал 608-616 м и накопила еще 65% усталостного износа совершив 184 869 оборотов.

Таким образом, длительное вращение бурильной трубы в интервале с высоким напряжением изгиба привело к интенсивному накоплению усталостного износа до 71% от общего ресурса только за данный единственный рейс.

Учитывая отсутствие информации о положении данной бурильной трубы в КНБК при строительстве предыдущих скважин, корректно рассчитать накопленный усталостный износ до начала работ по ликвидации аварии невозможно. Однако, зная наработку на комплект до начала строительства скважины N, равную 32 534 м проходки, можно примерно оценить накопленный усталостный износ при штатном режиме ведения работ.

Основываясь на экспертной оценке, за время бурения скважины глубиной 4000 м аналогичной конструкции на данной локации, средний накопленный усталостный износ составляет около 4%. Таким образом, можно сделать предположение, что накопленный усталостный износ комплекта труб до начала работ по ликвидации аварии составляет:

Отсюда можно сделать вывод, что суммарный накопленный усталостный износ бурильной трубы в момент инцидента №1 мог составить:

Что означает полный износ бурильной трубы ТБПК 127х9,19 S-135 в процессе ликвидации аварии.

Последующие инциденты №2 и №3 с промывом труб подтверждают выводы, сделанные по инциденту №1, где причиной промыва стал критический накопленный усталостный износ бурильной трубы.

Понимание механизма накопления усталостного износа, который приводит к возникновению промывов бурильных труб, дает возможность управлять этим процессом, свести данные инциденты к минимуму или вовсе ликвидировать. Мероприятия по профилактике промывов и увеличению долговечности бурильных труб в целом должны быть направлены на уменьшение напряжений, действующих на колонну и времени их воздействия:

1 Контроль и учет наработки каждой бурильной трубы в отдельности с помощью технологии RFID-меток. Фиксация режимов бурения и накопленного усталостного износа.

2 Оптимизация профиля скважины с уменьшением интенсивности искривления на наиболее нагруженных интервалах.

3 Подбор оптимальной компоновки бурильной колонны с учетом критических нагрузок с использованием специализированного программного обеспечения.

4 Повышение прочностных характеристик применяемых бурильных труб.

5 Снижение количества циклов вращения бурильных труб с переносом оборотов непосредственно на долото.

6 Применение внутреннего покрытия для защиты тела бурильной трубы от воздействия бурового раствора. Внутреннее покрытие создает барьер, который не позволяет попадать жидкости в микротрещину, что уменьшает интенсивность ее развития.

Инструкция по расчету бурильных колонн – ВНИИТнефть, 1997

Руководящие указания по проектированию и режимам эксплуатации элементов буровой колонны (Руководящие указания API RP 7G, шестнадцатое издание) – Американский нефтяной институт, 1998

IADC Drilling Manual (v.11) – International Association of Drilling Contractors, 2000

Advanced Assessment of Drillpipe Fatigue and Application to Critical Well Engineering – Sathuvalli U.B., Payne M.L., Pattillo P.D., 2005

Fatigue Testing and Development of Drill Pipe to Tool Joint Connections – Bachman W.S., 1951

A Method for the Investigation of Fatigue Strength in Seamless Drillpipe – Morgan R.P., Roblin M.J., 1969

Fatigue Testing of Drillpipe – Grondin G.Y., Kulak G.L., 1991

Fatigue of Drillstring: State of the Art – Vaisberg O., Vincké O., Perrin G., Sarda J.P, Faÿ J.B., 2002

Олег Фомин: Сибирская Сервисная Компания (ССК)

Источник

Adblock
detector