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

Analytical investigations of the accuracy of the small diameter tool-joint tapered thread made by a lathe machining

Onysko Oleh, Kopei Volodymyr, Medvid Iulia, Panchuk Vitalii, Pituley Lolita, Vryukalo Viktor

New Trends in Production Engineering

|

2019

|

Vol. 2, Iss. 1

268--276

EN

The drill string consists of connected drill pipes and other elements. The connection is carried out by screwing of the drill string elements with the help of tool-joint tapered thread. The operational characteristics of the drill pipes depend of the manufacture precision of these tool-joints mostly. The accuracy of the thread is regulated by the accuracy of its profile and the accuracy of its pitch diameter value. The accuracy of the tapered thread manufacturing on the lathe in its depending on the values of the geometric parameters of the lathe tool and the values of deviations of its installation relatively to the workpiece axis is investigated. It is proved that for the tapered thread of form VI profile used for connection of drill pipes with the diameter from 30 mm to 44 mm the most influential factor, in relation to the accuracy of the thread profile is the value of the rake angle. Application of the rake angle value up to -5° according to the research data leads to a deviation from the specified profile of 0.3°, which is more than 35% of the declared standard tolerance on deviations from the profile. Also, the influence of the back rake angle value on the value of the deviation from the standard pitch diameter of the thread is proved. It is proved that the magnitude of the tangential displacement of the nose of the cutter relatively to the axis of the thread up to -0.2 mm can cause a deviation of the profile angle of 0.18°, which is 27% of the standard tolerance.

3

The Influence of Friction Forces on Longitudinal Wave Propagation in a Stuck Drill String in a Borehole

Kharchenko Y., Hutyi A., Haiduk V.

Tribologia

|

2018

|

nr 6

79--87

EN

A mathematical model and the computer software for the analysis of dynamic processes occurring in the drilling pipes in the borehole under stuck drill string release by means of an impact mechanism (a jerking device) or a pulse-wave installation, equipped with electric linear pulse motor are presented. The drill string with an impact mechanism, which is inserted over the stuck section after failure, is detected and is activated by lowering and taking the non-stuck upper part of the string by means of the drilling rig drive and is considered as a discrete-continuous mechanical system. As a result of the impact of the hammer on the body of the impact mechanism, wave processes are formed in the drill string, which helps to release the stuck drill string. The influence of friction forces on propagation of longitudinal waves in the drill pipe string is investigated. Practical recommendations are developed regarding the above-mentioned efficiency of drilling for oil and gas.

PL

W artykule przedstawiono model matematyczny i opracowano program komputerowy do analizy procesów dynamicznych, zachodzących w zablokowanej w odwiercie kolumnie rur wiertniczych podczas oswabadzania kolumny za pomocą mechanizmu udarowego (szarpaka) lub urządzenia impulsowo-falowego, wyposażonego w elektryczny liniowy silnik impulsowy. Kolumna rur wiertniczych z mechanizmem udarowym, który wstawia się nad zablokowanym odcinkiem po ujawnieniu awarii i uruchamia się poprzez opuszczanie i podejmowanie górnej części kolumny za pomocą układu napędowego wiertnicy, rozpatruje się jako układ mechaniczny dyskretno-ciągły. Wskutek uderzenia bijaka w korpus mechanizmu udarowego w kolumnie wiertniczej powstają procesy falowe, sprzyjające oswobodzeniu zablokowanej kolumny. Zbadano wpływ sił tarcia na propagacje fal wzdłużnych w kolumnie rur wiertniczych. Opracowano rekomendacje praktyczne, dotyczące podwyższenia efektywności wiercenia otworów na ropę i gaz.

4

Dynamic stability of a stepped drillstring conveying drilling fluid

Zhao G.-H., Tang S., Liang Z., Li J.

Journal of Theoretical and Applied Mechanics

|

2017

|

Vol. 55 nr 4

1409--1422

EN

Taking into account differences between a drill pipe (DP) and a drill collar (DC), the drillstring in a vertical well is modeled as a stepped pipe conveying a drilling fluid downwards to the bottom inside the string and then upwards to the ground from the annulus. An analytical model that describes lateral vibration of the drillstring and involves the drillstring gravity, weight on bit (WOB), hydrodynamic force and damping force of the drilling fluid is established. By analysis of complex frequencies, the influences of WOB, borehole diameter, DP length, velocity and density of the drilling fluid on the stability of the system are discussed.

5

Ucet peremennyh dinamiceskih nagruzok dla ocenki nadeznosti elementom buril’noj kolonny

Svetlickij V. M., Ogorodnikov P. I., Ivankiv O. A., Polevoj A. A.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2016

|

nr 209 wyd. konferencyjne

325--331

RU

Произведена оценка надежности элементов бурильной колонны с учетом вероятностных динамических переменных нагрузок. Показано, что оценить долговечности того или иного элемента колонны при вероятных колебаниях можно при определении среднеквадратичного напряжения последующего расчета эквивалентного в отношении усталостной прочности напряжения при чисто гармоничной нагрузки элементов бурильной колонны.

EN

An assessment of the reliability of the elements of the drill string was carried out, taking into account the probability of dynamic variable loads. It is shown that the evaluation of a particular column element durability, when possible vibrations, can be done by determining the RMS subsequent calculation of the equivalent in relation to fatigue stress for purely harmonic load components of the drill string.

6

K voprosu modelirovania buril’noj kolonny pri vozmoznom iskrevlenii ee traektorii

Svetlickij V. M., Ogorodnikov P. I., Ivankiv O. A., Polevoj A. A.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2016

|

nr 209 wyd. konferencyjne

321--324

RU

Рассмотрены колебания колонны бурильных труб с прямолинейной осью постоянного или переменного по длине сечения в условиях искревлением ее траектории. Показано, что амплитуда изгибаючих колебаний усиливается за счет центробежных сил при вращении колонны (роторное бурение).

EN

Consider the drill string vibrations with linear axis AC or the length of sectional curvature in terms of its trajectory. It is shown that the amplitude of the bending vibrations is amplified by centrifugal force while rotating column (rotary drilling).

7

Effect of drill string rotation on the dynamic response of drilling risers

Major I. E., Big-Alabo A., Odi-Owei S.

International Journal of Applied Mechanics and Engineering

|

2015

|

Vol. 20, no. 3

503--516

EN

The effect of the rotation of a drill string on the response of a drilling riser has been studied. A governing equation for the flexural response that incorporates the effect of the drill string rotation is developed from first principles, and the resulting differential equation is found to have a variable coefficient, which is a function of the drill string rotational speed. Results simulated for the free vibration response show that the drill string rotation reduces the natural frequency and increases the amplitude of vibration of the drilling riser. The implication of these findings is that neglecting the effect of rotation of the drill string leads to under-estimation of the deflection and over-estimation of the natural frequency. Further analysis reveals that for a drilling riser of given dimensions, a drill string rotational speed exists at which the natural frequency of the drilling riser is theoretical equal to zero, and this rotational speed is the threshold rotational speed.

8

The problem of liquidation of the open eruption by drilling tools

Bujok P., Fibinger J., Klempa M., Porzer M., Kalus D., Rado R.

AGH Drilling, Oil, Gas

|

2014

|

Vol. 31, no. 2

199--205

EN

Drilling process of deep borehole consists of different drilling operations. Each of them can cause numerous different drilling problems especially when a borehole is performed. While drilling the most dangerous problems can occur once the drilling fluids (oil, gas or water) spontaneously flow out from the drilled formations into the borehole and then to the surface. It can also happen that the pressures in the borehole are not balanced and an influx of fluid into the borehole (a kick) will occur. If no action is taken to stop a kick once it begins, then the fluids will be pushed out of the borehole and will be flowing uncontrollably to surface (blow-out). Blow-out is prevented by closing off the well at the surface with special kind of valves (Blow-out Preventers - BOPs). When pressure control over the well is lost, swift action must be taken to avert the severe consequences. These consequences may include: — endangering of human life, — loss of rig and equipment, — negative influence on the environment, — additional costs of bringing the well under control again, — loss of reservoir production. In the case of kick or blow-out will occur in the practical use are different procedures and methods to control a borehole. These procedures and methods depend on the actual drilling operation scenario. One of them can be a tripping operation when the drill string is pulled out or run back again. In this case the drill string is open either after a break-out or before making up the drill pipes and drill collars. There is a variety of tools that can be used to prevent the formation of fluids rising up inside the drill pipes. One of this tool is a safety valve (rod preventers - BOP) to prevent the blow-out of the drill string. This manuał safety valve should be kept on the rig floor at all times. It needs to be a fuli opening ball-type valve so there is no restriction to flow. This valve is installed onto the top of the drill string if a kick occurs during a trip. However, this solution is quite inconvenient and difficult because involves special heavy tools, e.g. a crane. Drilling process of deep borehole consists of different drilling operations. Each of them can cause numerous different drilling problems especially when a borehole is performed. While drilling the most dangerous problems can occur once the drilling fluids (oil, gas or water) spontaneously flow out from the drilled formations into the borehole and then to the surface. It can also happen that the pressures in the borehole are not balanced and an influx of fluid into the borehole (a kick) will occur. If no action is taken to stop a kick once it begins, then the fluids will be pushed out of the borehole and will be flowing uncontrollably to surface (blow-out). Blow-out is prevented by closing off the well at the surface with special kind of valves (Blow-out Preventers - BOPs). When pressure control over the well is lost, swift action must be taken to avert the severe consequences. These consequences may include: — endangering of human life, — loss of rig and equipment, — negative influence on the environment, — additional costs of bringing the well under control again, — loss of reservoir production. In the case of kick or blow-out will occur in the practical use are different procedures and methods to control a bore¬hole. These procedures and methods depend on the actual drilling operation scenario. One of them can be a tripping operation when the drill string is pulled out or run back again. In this case the drill string is open either after a break-out or before making up the drill pipes and drill collars. There is a variety of tools that can be used to prevent the formation of fluids rising up inside the drill pipes. One of this tool is a safety valve (rod preventers - BOP) to prevent the blow-out of the drill string. This manuał safety valve should be kept on the rig floor at all times. It needs to be a fuli opening ball-type valve so there is no restriction to flow. This valve is installed onto the top of the drill string if a kick occurs during a trip. However, this solution is quite inconvenient and difficult because involves special heavy tools, e.g. a crane. This paper presents a new solution making use of special control equipment for the blowing open drill string. This equipment is based on a hydraulic press (named "Drill Pipę Rescue Press I") which has been developed by HBZS, MND S.A. Hodonin and VSB-Technical University of Ostrava, supported by Faculty of Drilling, Oil and Gas AGH-UST Kraków.

9

Drilling works for degasation purposes in the conditions of green gas DPB, a.s.

Mazac J., Janku M.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2008

|

T. 25, z. 2

517-522

EN

"Degasation" is one of the terms which was a part of the name of a specialized organization introduced in 1960 in the Ostrava-Karvina mining district for the purpose of ensuring the security of the coal mining works' realization in the Czech part of the Upper Silesian hard coal basin. The Degassing and Drainage Plant (the original name of today's Green Gas DPB, a.s.) has thus already been dealing with borehole degassing-related activities for 48 years.

PL

"Odgazowanie" jest częścią nazwy specjalistycznej firmy powołanej do życia w 1960 r. w Okręgu Górnicznym Ostrava-Karvina w celu zapewnienia bezpieczeństwa realizacji prac górniczych w czeskiej części Górnośląskiego Zagłębia Węglowego. W Zakładzie Odgazowania i Drenażu (pierwotna nazwa obecnego Green Gas DPB, a.s.) od 48 lat prowadzi się odgazowanie otworów wiertniczych.

10

Porównanie aluminiowych rur płuczkowych ze stalowymi

Artymiuk J.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2007

|

T. 24, z. 2

705-716

PL

Przewód wiertniczy jest długim wydrążonym wałem, który składa się z odcinków, (rur płuczkowych i obciążników) o długościach od 8,5 m do 9,5 m i średnicach od 3 1/2'' do 6 5/8'' skręcanych ze sobą połączeniami gwintowymi. Najczęściej materiałem, z którego jest wykonywany to stal w różnych odmianach wytrzymałościowych, której ciężar właściwy jest stosunkowo duży w porównaniu do parametrów wytrzymałościowych. W prowadzonych badaniach poszukuje się komponentów, które mogłyby zastąpić tradycyjny materiał stalowy innym, równie wytrzymałym, a w szczególności lżejszym. Każdy kg więcej na haku, to większe zużycie energii w urządzeniu wiertniczym i większe, a tym samym cięższe elementy w układzie wyciągowym. W artykule podjęto próbę porównania rur płuczkowych wykonanych ze stali z rurami wykonanymi ze stopów aluminium. Artykuł wskazuje, że warto prowadzić dalsze prace badawcze i konstrukcyjne nad aluminiowymi rurami płuczkowymi (ADP).

EN

Drill string is a long cylinder with a longitudinal opening inside, consisting of sections (drilling pipes and collars) from 8.5 m to 9.5 m long and from 3 1/2'' to 6 5/8'' in diameter, fastened by threaded connections. The most frequently applied material is steel of various strength parameters, of considerable weight as compared to the strength parameters. Analyses were made to find components which could substitute the traditional steel material with another one, equally strong but lighter. Every kilogram on hook means bigger energy consumption of the rig and bigger (and so heavier) elements in the drawing system. Attempts were made to compare mud pipes made of steel and aluminum alloys. It was indicated that further research and construction works on aluminum drilling pipes should be continued.

11

Modelling of PDC drill bit whirling

Prigorovska T. O.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2007

|

T. 24, z. 1

391-399

EN

At this work it was made the attempt to explain the process of PDC drill bit whirling as an integral part of drilling in real conditions. It was shown that the causes of PDC whirling are not only the rock mass heterogeneity, but drill bit mass misbalance too and it is impossible to obtain absolutely stable drilling system. PDC drill bit previous models were based on the assumption all cutting forces are stable and that PDC drill bit oscillation is self appearable or stochastic. Based on the theory of probability it was defined the value of cutting forces on every PDC cutter and generalized drill face reaction and it was drill bit oscillation and whirling were analyzed.

PL

W artykule podjęto próbę wyjaśnienia procesu wirowania świdra PDC jako integralnej części rzeczywistych warunków wiercenia. Wykazano, że przyczyną powstawania ruchu wirowego jest nie tylko niejednorodność górotworu, ale również brak wyważenia świdra i ogólna niemożność stworzenia całkowicie stabilnego układu wiertniczego. Poprzednie modele świdra były oparte na założeniu, że wszystkie siły tnące są stabilne i że oscylacje świdra same się pojawiają lub są stochastyczne. Opierając się na teorii prawdopodobieństwa, określono wartość sił tnących dla każdego ostrza i uogólniono reakcję czoła świdra. Następnie przeanalizowano oscylacje świdra i zjawiska wirowania.

12

Wybrane zagadnienia wierceń diamentowych

Żurko J.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2000

|

R. 3, Nr 8 (28)

8-11

13

Wpływ inhibitorów korozji na właściwości korozyjne płuczek wiertniczych oraz cieczy roboczych do rekonstrukcji

Migdał M., Bielewicz M.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

2000

|

R. 3, Nr 3 (23)

3-8

14

Jak zapobiegać i ograniczać urwania zmęczeniowe przewodu wiertniczego w środowisku korozyjnym

Witek W.

Wiadomości Naftowe i Gazownicze

|

1999

|

R. 2, Nr 2 (10)

11-15