Statistical analysis of drill pipe failures of strength groups S-135 and G-105

• Autorzy: Kryzhanivskyi Yevstakhii , Vytyaz Oleg , Hrabovskyi Roman , Tyrlych Volodymyr V.

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2022.07.03

Warianty tytułu

PL

Analiza statystyczna uszkodzeń rur wiertniczych z grup wytrzymałości S-135 i G-105

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

The characteristic types of operational defects that can form on the inner or outer surface of drill pipes of strength groups S-135 and G-105 (according to API Spec 5DP) are described using the results of technical diagnostics from drilling wells in the Dnipro-Donetsk gas and oil region. In 2018 and 2019, the Ukrburgaz Drilling Department rejected 81 drill pipes of strength group S-135 and 89 drill pipes of strength group G-105 when drilling wells to a depth of 4000 to 6000 m. A statistical evaluation of the operational defects detected during deep drilling of wells (4000–6000 m) was carried out. Potentially dangerous areas were identified: in the drilling pipe upset zone and along the length of the drill string end drill pipes lifetime has been taken into account. It is recommended during defectoscopy of drill string pipes of the selected strength groups to pay close attention to the sections of pipes of strength group S-135 from the end of the coupling or nipple, in the range of 0.45 m to 0.57 m, and for sections of pipes of strength group G-105, in the range of 0.55 m to 0.63 m. In addition, given the depth of drilling (Lmax), when performing diagnostics on drill pipes, special attention should be paid to sections with the most likely defect (Lf) along the length of the drill string. In particular, taking into account the relative length (Lf /Lmax) of the drill string, for pipes of strength groups S-135 and G-105, segments in the ranges of 0.34 to 0.47 and 0.43 to 0.52, respectively, were identified as having the highest probability of operational defects. The peculiarities of the influence of a drill pipe operating lifespan depending on the strength group were established. In particular, during the long-term deepening of drill pipes in strength group S-135, three stages of drilling were distinguished: Stage I – running-in (from start-up to 2000 hours); Stage II – stable work (2000 to 7000 hours); and Stage III – accelerated destruction (7000 hours and longer). It was found that during defectoscopy of the pipe, special attention should be paid to the drill pipe, the service life of which is 602–998 hours in the first stage, from 3348 to 5344 hours in the second stage, and from 8942 to 10584 hours in the third stage, because these periods carry the greatest probability of originating an inadmissible defect. For longterm drilling works with pipes of strength group G-105, two stages of drilling were distinguished: the first stage, of stable work (up to 6000 hours), and the second stage, of accelerated destruction (6000 hours and longer). It was found that during defectoscopy of the pipe, special attention should be paid to the drill pipe, the service life of which is from 2692 to 3736 hours in the first stage and from 8744 to 10983 hours in the second stage, because these periods demonstrate the greatest probability of an inadmissible defect.

PL

W artykule opisano charakterystyczne rodzaje wad eksploatacyjnych powstałych na wewnętrznej lub zewnętrznej powierzchni rur wiertniczych z grup wytrzymałości S-135 i G-105 (według API Spec 5DP). Wykorzystano wyniki diagnostyki technicznej podczas wiercenia odwiertów na terenie dnieprowsko-donieckiego regionu ropno-gazowego. W latach 2018–2019 Oddział Wiertniczy Ukrburgaz odrzucił 81 rur wiertniczych grupy wytrzymałości S-135 i 89 rur wiertniczych grupy wytrzymałości G-105 przy wierceniu odwiertów do głębokości od 4000 m do 6000 m. Przeprowadzono ocenę statystyczną wykrytych wad eksploatacyjnych powstałych podczas głębokich wierceń (4000–6000 m). Zidentyfikowano obszary potencjalnie niebezpieczne – w strefie uszkodzenia pojedynczych rur wiertniczych oraz na długości przewodu wiertniczego; uwzględniono czas użytkowania rur wiertniczych. Zaleca się, aby przy defektoskopii rur przewodu wiertniczego badanych grup wytrzymałościowych zwrócić szczególną uwagę na odcinki rur grupy wytrzymałości S-135 od końca złączki lub łącznika w zakresie od 0,45 m do 0,57 m, a dla odcinków rur z grupy wytrzymałości G-105 – w zakresie od 0,55 m do 0,63 m. Dodatkowo, ze względu na głębokość wiercenia (Lmax), wzmożoną uwagę przy diagnozowaniu rur należy zwrócić na odcinki o najbardziej prawdopodobnej usterce (Lf) na całej długości przewodu wiertniczego. W szczególności dla rur z grup wytrzymałościowych S-135 i G-105, biorąc pod uwagę długość względną (Lf /Lmax) przewodu wiertniczego, zidentyfikowano segmenty w zakresie odpowiednio od 0,34 do 0,47 oraz od 0,43 do 0,52, na których występuje najwyższe prawdopodobieństwo wystąpienia wady eksploatacyjnej. Ustalono osobliwości wpływu czasu użytkowania rur wiertniczych w zależności od grupy wytrzymałości. W szczególności podczas długotrwałego głębienia odwiertów przy użyciu rur wiertniczych grupy wytrzymałościowej S-135 wyróżniono trzy etapy wierceń: I etap – docieranie (od rozruchu do 2 tys. godzin); II etap – praca stabilna (od 2 tys. do 7 tys. godzin) i III etap – przyspieszone niszczenie (powyżej 7 tys. godzin). Stwierdzono, że podczas defektoskopii rur wiertniczych należy zwrócić szczególną uwagę na czas trwania eksploatacji, który w pierwszym etapie wynosi odpowiednio od 602 do 998 godzin, w drugim – od 3348 do 5344 godzin, a w trzecim – od 8942 do 10584 godzin, gdyż w tych okresach istnieje największe prawdopodobieństwo powstania wady niedopuszczalnej. Przy długotrwałych pracach wiertniczych rurami grupy wytrzymałości G-105 wyróżnia się dwa etapy wiercenia: pierwszy etap – praca stabilna (do 6 tys. godzin) i drugi etap – przyspieszone niszczenie (powyżej 6 tys. godzin). Stwierdzono, że podczas defektoskopii tych rur należy zwrócić szczególną uwagę na rury, których czas trwania eksploatacji w pierwszym etapie wynosi od 2692 do 3736 godzin, a w drugim etapie – od 8744 do 10 983 godzin, ponieważ w tych okresach istnieje największe prawdopodobieństwo wystąpienia wady niedopuszczalnej.

Słowa kluczowe

EN

drill pipe; drill string; operational defect

PL

rura wiertnicza; przewód wiertniczy; wada eksploatacyjna

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2022
• Tom: R. 78, nr 7
• Strony: 513--523
• Opis fizyczny: Bibliogr. 33 poz., rys.

Twórcy

autor

Kryzhanivskyi Yevstakhii

• Ivano-Frankivsk National Technical University of Oil and Gas, Ukraine

autor

Vytyaz Oleg

• Ivano-Frankivsk National Technical University of Oil and Gas, Ukraine

autor

Hrabovskyi Roman

• Ivano-Frankivsk National Technical University of Oil and Gas, Ukraine

autor

Tyrlych Volodymyr V.

• Ivano-Frankivsk National Technical University of Oil and Gas, Ukraine

Bibliografia

• Ahmed M.H., El-Zomor M.A., Khafagi S.M., El-Helaly M.A., 2020. Metallurgical failure analysis of twisted-off heavy weight drillpipe. Engineering Failure Analysis, 112: 104531. DOI: 10.1016/j.engfailanal.2020.104531.
• Albdiry M.T., Almensory M.F., 2016. Failure analysis of drillstring in petroleum industry: A review. Engineering Failure Analysis, 65: 74–85. DOI:10.1016/j.engfailanal.2016.03.014.
• Bazaluk O., Velychkovych A., Ropyak L., Pashechko M., PryhorovskaT., Lozynskyi V., 2021. Influence of heavy weight drill pipe material and drill bit manufacturing errors on stress state of steel blades. Energies, 14(14): 4198. DOI: 10.3390/en14144198.
• Dalyak T.M., Shatskyi I.P., 2020. Interference of closable cracks and narrow slits in an elastic plate under bending. Journal of the Serbian Society for Computational Mechanics, 14(2): 51–68. DOI: 10.24874/jsscm.2020.14.02.04.
• Dmytrakh І.М., Syrotyuk A.М., Leshchak R.L., 2018. Specific features of the deformation and fracture of low-alloy steels in hydrogen-containing media: Influence of hydrogen concentration in the metal. Materials Science, 54(3): 295–308. DOI: 10.1007/s11003-018-0186-z.
• Guo L., Zeng Y., Huang J., Wang Z., Li J., Han X., Qian L., 2022. Fatigue optimization of rotary control head rubber core based on steady sealing. Engineering Failure Analysis, 132: 105935. DOI:10.1016/j.engfailanal.2021.105935.
• Hrabovs’kyi R.S., 2009. Determination of the resource abilities of oil and gas pipelines working for a long time. Materials Science, 45(2): 309–317. DOI: 10.1007/s11003-009-9180-9.
• Information Bulletin for 2018 on accidents, complications and marriage at work during drilling in “UKRBURGAS” Drilling Department.
• Information Bulletin for 2019 on accidents, complications and marriage at work during drilling in “UKRBURGAS” Drilling Department.
• Kalbfleisch J.D., Prentice R.L., 2011. The Statistical Analysis of Failure Time Data. 2nd Edition. John Wiley & Sons, Inc., New York.
• Kryzhanivs’kyi E.I., Hrabovs’kyi R.S., Fedorovych I.Y., Barna R.A., 2015. Evaluation of the Kinetics of Fracture of Elements of a Gas Pipeline After Operation. Materials Science, 51(1): 7–14. DOI:10.1007/s11003-015-9804-1.
• Kryzhanivs’kyi E.I., Hrabovs’kyi R.S., Mandryk O.M., 2013. Estimation of the serviceability of oil and gas pipelines after long-term operation according to the parameters of their defectiveness. Materials Science, 49(1): 117–123. DOI: 10.1007/s11003-013-9590-6.
• Kryzhanivs’kyi E.I., Hrabovs’kyi R.S., Vytyaz’ O.Y., 2018. Consideration of the geometry of corrosion-fatigue cracks in assessing residual life of long-term operation objects. Materials Science. 54(5): 647–655. DOI: 10.1007/s11003-019-00229-8.
• Kryzhanivs’kyi E.I., Rudko V.P., Shats’kyi I.P., 2004. Estimation of admissible loads upon a pipeline in the zone of sliding ground. Materials Science, 40(4): 547–551. DOI: 10.1007/s11003-005-0076-z.
• Kryzhanivskyi Ye., Vytyaz O., Tyrlych V., Hrabovskyy R., Artym V., 2021. Evaluation of the conditions of drill pipes failure during tripping operations. SOCAR Proceedings, 1: 036–048. DOI:10.5510/OGP20210100478.
• Liu R., Zhang T., Wu X.,Wang C.H., 2004. Crack closure effect on stress intensity factors of an axially and a circumferentially cracked cylindrical shell. International Journal Fracture, 125: 227–248. DOI: 10.1023/B:FRAC.0000022237.64448.b9.
• Liu Y., Li F., Xu X., Yang B., Lu C., 2011. Simulation technology in failure analysis of drill pipe. SREE Conference on Engineering Modelling and Simulation (CEMS 2011). Procedia Engineering,12: 236-241.
• Liu Y., Lian Z., Lin T., Shen Y., Zhang Q., 2016. A study on axial cracking failure of drill pipe body. Engineering Failure Analysis, 59: 434–443. DOI: 10.1016/j.engfailanal.2015.11.004.
• Lu S., Feng Y., Luo F., Qin C., Wang X., 2005. Failure analysis of IEU drill pipe wash out. International Journal of Fatigue, 27:1360–1365.
• Lukin N., Moura R.T., Alves M., Brünig M., Driemeier L., 2020. Analysis of API S-135 steel drill pipe cutting process by blowout preventer. Journal of Petroleum Science and Engineering, 195:107819. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.107819.
• Moisyshyn V., Levchuk K., 2017. Investigation on releasing of a stuck drill string by means of a mechanical jar. Oil & Gas Science and Technology – Revue d’IFP Energies nouvelles, 72(5). DOI:10.2516/ogst/2017024.
• Panasyuk V.V., Dmytrakh I.M., Toth L., Bilyi O.L., Syrotyuk A.M., 2014. A method for the assessment of the serviceability and fracture hazard for structural elements with cracklike defects. Materials Science, 49(5): 565–576. DOI: 10.1007/s11003-014-9650-6.
• Pryhorovska T., Ropyak L., 2019. Machining error influnce on stress state of conical thread joint details. IEEF 8th International Conference on Advanced Optoelectronics and Lasers, CAOL:493–497. DOI: 10.1109/CAOL46282.2019.9019544.
• Ropyak L.Ya., Pryhorovska T.O., Levchuk K.H., 2020. Analysis of materials and modern technologies for PDC drill bit manufacturing. Progress in Physics of Metals, 21(2): 274–301. DOI:10.15407/ufm.21.02.274.
• Shats’kyi I.P., Dalyak T.M., 2002. Closure of cracks merged with slots in bent plates. Materials Science, 38(1): 24–33. DOI:10.1023/A:1020164529724.
• Shats’kyi I.P., Makoviichuk M.V., 2009. Analysis of the limiting state of cylindrical shells with cracks with regard for the contact of crack lips. Strength of Materials, 41(5): 560–565. DOI: 10.1007/s11223-009-9166-8.
• Syrotyuk А.M., Dmytrakh I.M., 2014. Methods for the evaluation of fracture and strength of pipeline steels and structures under the action of working media. Part І. Influence of the corrosion factor. Materials Science, 50(3): 324–339. DOI: 10.1007/s11003-014-9724-5.
• Tutko T., Dubei O., Ropyak L., Vytvytskyi V., 2021. Determination of Radial Displacement Coefficient for Designing of Thread Joint of Thin-Walled Shells. Advances in Design, Simulation, Manufacturing IV: 153–162. DOI: 10.1007/978-3-030-777197_16.
• Tyrlych V., Moisyshyn V., 2019. Predicting remaining lifetime of drill pipes basing upon the fatigue crack kinetics within a pre-critical period. Mining of Mineral Deposits, 13(3): 127–133. DOI: 10.33271/mining13.03.127.
• Velychkovych A.S., Andrusyak A.V., Pryhorovska T.O., Ropyak L.Y., 2019. Analytical model of oil pipeline overground transitions, laid in mountain areas. Oil and Gas Science and Technology – Revue de I IFP, 74(65): DOI: 10.2516/ogst/2019039.
• Vytyaz O.Y., Hrabovskyy R.S., Artym V.I., Tyrlych V.V., 2020. Effect of geometry of internal crack-like defects on assessing trouble-free operation of long-term operated pipes of drill string. Metallofizika i Noveishie Tekhnologii, 42(12): 1715–1527. DOI:10.15407/mfint.42.12.1715.
• Zamani S.M., Hassanzadeh-Tabrizi S.A., Sharifi H., 2016. Failure analysis of drill pipe: A review. Engineering Failure Analysis,59: 605–623. DOI: 10.1016/j.engfailanal.2015.10.012.
• Zvirko О.І., Кryzhanivskyi E.І., Nykyforchyn H.М., Krechkovska H.V., 2021. Methods for the Evaluation of Corrosion-Hydrogen Degradation of Steels of Oil-and-Gas Pipelines. Materials Science,56(5): 585–592. DOI: 10.1007/s11003-021-00468-8.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MEiN, umowa nr SONP/SP/546092/2022 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2022-2023).