Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

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

Kryzhanivskyi Yevstakhii, Vytyaz Oleg, Hrabovskyi Roman, Tyrlych Volodymyr V.

Nafta-Gaz

|

2022

|

R. 78, nr 7

513--523

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.

2

Analysis of the hydraulic characteristics of flushing fluid when gas enters wells drilled from semi-submersible drilling rigs

Ibrahimov Rafiq, Bahshaliyeva Shirin, Ibrahimov Zaur

Nafta-Gaz

|

2022

|

R. 78, nr 6

422--425

EN

The article considers how in recent years the study of hydraulics and hydrodynamics have been successfully used in the qualitative analysis of complications arising during the drilling of wells. One of the main factors determining the success of well drilling is hydrodynamic pressure. Also a boundary layer forms both on the wall of the casings and on the walls of the well has important means. One potential complication is the appearance of gas when a well is drilled from a semi-submersible drilling rig. The article deals with issues of clarifying the nature and eliminating gas, as well as preventive measures and their consequences. However, in order to take a final decision it is necessary to analyse the nature of the pressure change at the blowout preventer on a semi-submersible drilling rig. A number of works have been devoted to determining hydraulic pressure and hydraulic resistance in the circulation system of wells, on the basis of both stationary and non-stationary processes. Gas was observed in well no. 28 of the Sangachal-Sea field (Caspian Sea, Azerbaijan) at a depth of 3819 m and with a specific gravity of the flushing fluid of 2.25–2.27 g/cm3 . When the blowout preventer was closed, the pressure increased to 10 MPa for 2–3 hours, before decreasing to 2.5 MPa and stabilising. The conclusion from this is that if the flow rate, the angle of deviation of the installation and contact time of the surfaces are constant, the influence of the flushing fluid decreases as the pressure drop increases. As the fluid filtration rate increases, the friction force between the drill pipe and the borehole wall increases. The friction force between the surfaces of the column and the filter cake is inversely proportional to the fillet velocity.

PL

W artykule wskazano w jaki sposób w ostatnich latach badania hydrauliczne i hydrodynamiczne zostały z powodzeniem wykorzystane do analizy jakościowej problemów powstających w procesie wiercenia otworów. Jednym z głównych czynników decydujących o powodzeniu wiercenia otworów jest ciśnienie hydrodynamiczne. Istotne znaczenie ma również tworzenie się warstwy przyściennej, zarówno na ściance rur okładzinowych, jak również na ścianie odwiertu. Jednym z problemów jest pojawienie się gazu podczas wiercenia odwiertu z platform półzanurzalnych. W artykule rozważane są zagadnienia związane z wyjaśnieniem charakteru i eliminacją przypadków pojawienia się gazu, ze środkami zapobiegawczymi i ich konsekwencjami. Jednak do podjęcia ostatecznej decyzji konieczne jest przeanalizowanie charakteru zmiany ciśnienia na głowicy przeciwerupcyjnej (BOP) na platformie półzanurzalnej. Szereg prac poświęcono wyznaczaniu ciśnienia hydrodynamicznego i oporu hydraulicznego w układzie obiegu płynu w odwiercie na podstawie procesów stacjonarnych i niestacjonarnych. W odwiercie nr 28 na polu Sangachal-Sea (Morze Kaspijskie, Azerbejdżan) zaobserwowano gaz na głębokości 3819 m, przy płynie przemywającym o gęstości 2,25–2,27 g/cm3 . Po zamknięciu głowicy przeciwerupcyjnej (BOP) ciśnienie wzrosło do 10 MPa na 2–3 godziny, a następnie spadło do 2,5 MPa i ustabilizowało się. Wynika z tego, że jeżeli natężenie przepływu, kąt odchylenia instalacji od pionu oraz czas kontaktu powierzchni są stałe, to czas płukania odwiertu maleje wraz ze wzrostem „spadku ciśnienia”. Wraz ze wzrostem szybkości filtracji płuczki wzrasta siła tarcia między rurą wiertniczą a ścianą odwiertu. Siła tarcia między powierzchnią kolumny rur a osadem filtracyjnym jest odwrotnie proporcjonalna do prędkości usuwania gazu z odwiertu.

3

Exalo Drilling S.A. - Nowe technologie w procesie regeneracji przewodu wiertniczego

Basiak Sebastian

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2021

|

R. 24, Nr 1 (266)

15--17

PL

Podczas prowadzonych prac wiertniczych w otworze przewód wiertniczy pełni bardzo ważną rolę w wierceniu obrotowym przenosząc ruch obrotowy od urządzenia wiertniczego, znajdującego się na powierzchni ziemi, do świdra pracującego na dnie odwiertu oraz doprowadzając płuczkę wiertniczą od pomp płuczkowych ustawionych na powierzchni ziemi do świdra na dnie odwiertu. Jest on narażony na pracę w bardzo trudnych warunkach, gdyż działają na niego różne siły obciążające jak i narażony jest na ścierające działanie skał odwiertu, które powoduje jego zużycie. Dlatego konieczna jest regeneracja wytartych zworników rury płuczkowej poprzez napawanie warstwy twardej za pomocą urządzenia Skye HB 101 (Fot. 6) metodą DURABAND NC (Fot.5).

EN

During drilling work in the borehole, the drill pipe plays a very important role in rotary drilling because it transfers the rotary motion from the drilling device located on the ground to the drill bit working at the bottom of the well and supplies the drilling fluid from the mud pumps set on the ground to the drill bit at the bottom borehole. It is exposed to work in very difficult conditions, because it is subject to various loading forces and is exposed to the abrasive action of rocks on the well’s wall, which causes wear. Therefore, it is necessary to regenerate the worn flush pipe jumpers by padding the hard layer with the Skye HB 101 device (Photo 6) using the DURABAND NC method (Photo 5).

4

Dynamic response analysis of drill pipe considering horizontal movement of platform during installation of subsea production tree

Wang Fei, Chen Neng

Polish Maritime Research

|

2020

|

nr 3

22--30

EN

In order to study the dynamic response of a drill pipe under the motion of the float platform, current and waves during the installation of a subsea production tree (SPT), a numerical model was established to analyse the mechanical properties of the drill pipe. The effects of the float platform motion on the mechanical behaviours of the drill pipe are carried out as well as the operation depth, submerged weight of the SPT, current velocity and drill pipe specification. At the same time, the evolution mechanism of the dynamic response of the drill pipe was also explored. The results show that the bending stress of the drill pipe approaches the maximum value when the platform moves to about one fourth of its period. Based on the research, the deeper the operation depth, the smaller the range of motion of the bottom of the drill pipe; the current velocity and the size of drill pipe have the greatest influence on the lateral displacement and bending stress.

5

Theoretical study of dependence of screwing of drilling-pipe connectoron thread-process cutting tool profile

Panchuk Vitalii, Onysko Oleh, Lukan Tetiana, Medvid Iuliia

Mining – Informatics, Automation and Electrical Engineering

|

2019

|

R. 57, nr 1

7--17

EN

Screwing is one of the main parameters of the quality of a drill string tapered thread tooljoint. It indicates the number of screwing operations that can be applied to this tool jointduring drilling. Tool joints that have undergone rejection (determined by a specific criterion – the distance between the end faces of the pin and the box before they are startthe screwing) are not permitted to screw. The value of this criterion is proportional to theworking height of the threadprofile, which decreases during operation. In this article, it isoffered to increase the initial value of the criterion of rejection due to the increase of thework height of the thread profile. This can be done without violating the standard butwith the use of a modernized profile of the tool for thread turning. This profile makes itpossible to increase the crest diameter of the thread and at the same time ensure sufficient tool life. Due to its usage, the resource of the tool joint can increase by 9–14.5%,while the cutter’s tool life and cost remain unchanged.

6

Wybór rur płuczkowych oraz narzędzia urabiającego ze względu na hydrauliczne parametry otworów wiertniczych

Kasprzak K., Wójcik M.

Geoinżynieria : drogi, mosty, tunele

|

2014

|

nr 3

62-65

PL

Odpowiednia konfiguracja osprzętu pozwala na zwiększenie prędkości i skuteczności wiercenia, dzięki osiągnięciu prawidłowych parametrów hydraulicznych w otworze wiertniczym. Obliczenia zawarte w niniejszym artykule przeprowadzone zostały dla typowego otworu geotermalnego wierconego metodą obrotową z prawym obiegiem płuczki, wykonywanego w celu zapuszczenia do otworu sondy pod pompę ciepła.

7

K voprosy analiza sil trenia voznikausih pod dejstviem staticeskih nagruzok pri likvadacii prihvativ buril’noj kolonny

Ogorodnikov P. I., Svetlic'kij V. M.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2008

|

nr 150 wydanie konferencyjne

729--732

EN

The analysis of frictional force, arising up at freeze liquidation under the action of the static loadings of drill column is conducted. The results of analysis testify that the task of liberation of the frozen column under the action of the static loading has stochastic character: calculations made with and without taking dry friction into account give high and low bounds of values of longitudinal force, here the exact value of longitudinal force, between these scopes, has а character of stochastic variable. Decreasing longitudinal force is possible by diminishing of coefficient f due to utilizing more active liquids for arranging baths, and also utilizing vibration and impact devices.