Дефекты качества и профилактика труб нефтяных скважин

Дефекты качества нефтяных скважин в основном обусловлены тремя аспектами:
Во-первых, дефекты качества самого тела нефтяной трубы, такие как механические свойства, внутреннее соединение и вес тела трубы, не соответствуют требованиям;
Во-вторых, дефекты качества, вызванные трубами нефтяных скважин в процессе обработки, такие как параметры резьбы (конус, шаг, высота зуба, форма Кена, а также концентричность и близкое расстояние резьбы на обоих концах муфты), превышающие стандарт, черная пряжка резьбы, сломанная пряжка, отклонение резьбы, превышение нормативного момента затяжки винтов, протечки, повреждение резьбы (царапины, неровности), несоответствующее требованиям качество сварки бурильных труб и т.п.;
В-третьих, характеристики нефтяных скважинных труб, включая характеристики защиты от сжатия, защиты от коррозии, перфорации и защиты от прилипания, не соответствовали требованиям.

1. Дефекты качества и предотвращение обработки резьбы нефтяных труб.
При обработке резьбы нефтяных скважинных труб резьба может иметь дефекты качества, такие как черная пряжка, отклонение резьбы, сломанная пряжка, царапина (выпуклость) резьбы, а также параметры резьбы, превышающие стандарт.

(1) Пряжка черной резьбы: Пряжка черной резьбы вызвана слишком малым объемом местной обработки резьбы, что приводит к «негладкости», что связано с точностью внешнего диаметра и толщины стенки, овальностью и прямолинейностью конца трубы. . Черная пряжка на теле трубы часто возникает из-за того, что внешний диаметр тела трубы слишком мал, конец трубы недостаточно прямой или овальность слишком велика. Черная пряжка на муфте обычно возникает из-за того, что внешний диаметр стальной трубы превышает положительный допуск, стенка превышает отрицательный допуск или слишком большая овальность.

(2) Отклонение стенки резьбы: Отклонение стенки резьбы — это неравномерная толщина стенки стальной трубы после нарезания резьбы: одна сторона тонкая, а другая толстая. Причина отклонения стенки резьбы аналогична таковой для пряжки с черной резьбой, которая вызвана неравномерной толщиной стенки, изгибом или чрезмерной овальностью на конце стальной трубы. Иногда, когда происходит отклонение стенки резьбы или объем обработки не контролируется должным образом, толщина стенки резьбового днища может превышать отрицательный допуск, что серьезно влияет на прочность соединения трубы нефтяной скважины.

(3) Обрыв нити: когда гребенчатый нож режет нить на высокой скорости и с силой, если нить порвется или «потеряется», это приведет к обрыву нити. Вообще говоря, обрыв резьбы в основном вызван крупными неметаллическими включениями в стали, а также связан с качеством резьбонарезной гребенки и стабильностью процесса нарезания резьбы.

(4) Повреждения резьбы: Повреждения резьбы труб нефтяных скважин включают в себя синяки и ссадины, которые возникают во время производства, транспортировки и хранения готовой продукции. Чтобы предотвратить повреждение, раздавливание и ржавление открытой резьбы нефтяных скважинных труб, а также исключить столкновение резьбы с твердыми предметами (такими как транспортировочные ролики, наклонные колосники и т. д.) во время производства, необходимо использовать внешнюю защитную На резьбу корпуса скважинной трубы следует навинтить кольцо с внутренней резьбой, а на резьбу муфты - внутреннее защитное кольцо с наружной резьбой.

Стандарт API Spec 5CT предусматривает:
① Завод по обработке резьбы должен навинтить защитные кольца внутренней и внешней резьбы. Конструкция, материал и механическая прочность защитного кольца резьбы необходимы для защиты резьбы и концов труб во избежание повреждений при нормальной погрузке и разгрузке, а также транспортировке;
② Во время транспортировки и нормального хранения масла и корпуса конструкция и материал защитного кольца резьбы должны изолировать резьбу от грязи и воды. Нормальный срок хранения составляет около 1 года;
③ Выбор материала защитного кольца резьбы не должен содержать компонентов материала, которые могут вызвать коррозию резьбы или привести к прилипанию защитного кольца резьбы к резьбе, и может быть пригоден для рабочей температуры от -46 ℃ до +66 ℃:
④ Защитные кольца из голой стали нельзя использовать на телах труб из стали марки L80 из 9Cr и 13Cr.

(5) Параметры резьбы превышают стандартные: обработка резьбы является наиболее важным процессом при производстве труб для нефтяных скважин, а также ключевым процессом, определяющим качество резьбы труб для нефтяных скважин. В настоящее время большинство нефтяных труб обрабатываются на специальных станках с ЧПУ. При обработке резьбы заготовка автоматически центрируется и плавающе зажимается. В инструменте для обработки резьб используется твердосплавный инструмент, а вращение шпинделя бесступенчатое. Существует два способа обработки резьбы: первый заключается в том, что заготовка вращается, а инструмент совершает плоскостную подачу; во-вторых, заготовка не движется, а инструмент вращается и выполняет движение подачи. Эти два типа станков имеют свои особенности. Первый является гибким в использовании. Он не только обладает высокой производительностью при обработке конической резьбы общего назначения, но также может обрабатывать резьбы прямого и специального соединения с хорошей герметичностью (специальные пряжки); последний имеет более высокую производительность при обработке общей конической резьбы, чем первый, но для обработки специальных пряжек требуется станок предварительной обработки. Различные параметры резьбы (средний диаметр, высота зуба, конусность, шаг, угол профиля зуба, близкое расстояние и т. д.) влияют на прочность соединения и герметичность резьбы. Близкое расстояние нити представляет собой комплексную величину колебания каждого отдельного параметра нити. Даже если отдельные параметры резьбы аттестованы, ее близкое расстояние может не аттестоваться. Точность различных параметров резьбы, помимо качества заготовки трубы, также связана со способом обработки резьбы, типом станка и стабильностью процесса обработки, а также с точностью размеров и износостойкость гребенки резьбы. При прочих равных условиях точность размеров резьбовой гребенки определяет точность размера резьбы. Как правило, допуск на размер резьбовой гребенки должен составлять от 1/3 до 1/4 допуска изделия или даже выше.

(6) Значения крутящего момента и J превышают стандартные: Крутящий момент масла и корпуса относится к крутящему моменту свинчивания, возникающему при свинчивании муфты и тела трубы. Целью контроля крутящего момента является обеспечение прочности соединения между муфтой и телом трубы и контактного давления на стороне резьбы, а также взаимодействие с соответствующей смазкой для уплотнения резьбы для предотвращения утечки масла и корпуса. Для резьб стандарта API значение J представляет собой расстояние от конца трубы до центра муфты после затяжки муфты и тела трубы, что является одним из важных параметров, определяющих качество резьбового соединения.

(7) Утечка: Чтобы избежать утечки масла и корпуса, вызванной недостаточным контактным давлением между телом масла и обсадной трубы и резьбой муфты, масло и корпус с муфтой подвергаются испытанию на гидростатическое давление в соответствии со стандартом. Течь резьбы, соединяющей тело трубы и муфту, связана с типом и качеством резьбы, резьбой масла и корпуса, качеством смазки для уплотнения резьбы. Что касается типа резьбы, герметичность круглой резьбы лучше, чем у трапециевидной, а специальная резьба еще лучше. Высокоточная форма резьбы и разумный момент затяжки масла и корпуса способствуют улучшению уплотнительных характеристик резьбы. Смазка для уплотнения резьбы может играть роль в смазке, заполнении резьбовых зазоров (уплотнении) и защите от коррозии при завинчивании муфт и использовании масла и корпуса.

2. Производительность труб нефтяных скважин
Характеристики труб для нефтяных скважин включают в себя защиту от прилипания, защиту от обрушения, защиту от коррозии и перфорацию.

(1) Защита от прилипания: в соответствии со стандартными требованиями необходимо выполнять резьбовые соединения масла и корпуса. Предусмотрено, что каждое соединение должно быть выполнено и развязано по 6 раз. Доведите до максимального момента затяжки, рекомендованного производителем, затем разверните и проверьте прилипание внутренней и наружной резьбы масла и корпуса. Прилипание масла и резьбы корпуса связано с такими факторами, как качество резьбы, твердость поверхности резьбы, скорость свинчивания, коэффициент поверхностного трения и контактное напряжение (момент завинчивания муфты). Чтобы улучшить противозадирные характеристики масляной и корпусной резьбы, необходимо улучшить качество отделки, твердость и однородность резьбы, снизить скорость нарезания резьбы и контролировать момент завинчивания. В то же время на внутреннюю поверхность резьбы муфты следует нанести слой более мягкой металлической или неметаллической пленки, чтобы отделить тело трубы масла и кожуха от муфты, чтобы предотвратить прилипание металлической поверхности между двумя резьбами и во избежание разрыва или даже разрыва ниток. Перед завинчиванием муфты поверхность резьбы необходимо покрыть смазкой для резьбы, чтобы предотвратить прилипание резьбы после завинчивания муфты и улучшить герметизирующие свойства резьбы. Существует множество методов нанесения покрытия на поверхность резьбы муфты: например, процесс гальванизации и фосфатирования; для некоторых специальных материалов и специальной соединительной резьбы часто требуется меднение. Факторы, связанные с нарезанием резьбы в заводских условиях: параметры резьбы (шаг, высота зуба, конусность, момент затяжки, полуугол профиля зуба и т. д.), соответствие внутренней и наружной резьбы (обработка поверхности, обработка поверхности, фосфатирование, гальванизация, меднение, и т. д.), резьбовая смазка (функция: смазка, наполнение и герметизация и т. д., состоящая из металлического порошка и смазки), контроль свинчивания (крутящий момент свинчивания, скорость свинчивания и т. д.), материальные факторы и т. д. Факторы, связанные с резьбой, связанной с эксплуатацией нефтепромысла: подъем без резьбового фиксатора, перекос соединения (труба качается в воздухе и не концентрична стыку скважины), отсутствие или малое количество соединений, резьбовая смазка (несоответствующая требованиям стандарта, песок и др.). мусор), скорость свинчивания и крутящий момент свинчивания, усилие зажима больших ключей и т. д.

(2) Характеристики защиты от сжатия (смятия): с увеличением глубины бурения давление на нефть и обсадную колонну в нефтяных и газовых скважинах увеличивается, особенно в глубоких скважинах, сверхглубоких скважинах или нефтяных и газовых скважинах в сложных пластах, таких как каменная соль, соляная паста, сланцы и мягкие горные породы, которые необходимо изолировать пластический поток. Когда внешнее давление превышает определенный предел, в теле трубы нефтяной скважины возникает канавкообразная или эллиптическая деформация, которая называется разрушением трубы нефтяной скважины.

(3) Антикоррозионные характеристики: некоторые нефтяные и газовые месторождения содержат большое количество агрессивных сред, таких как сероводород, диоксид углерода или ионы хлорида, что выдвигает требования к коррозионной стойкости к нефти и обсадным колоннам, включая устойчивость к сульфидной коррозии под напряжением, устойчивость к коррозии CO2 и Cl- и т. д. Коррозионная стойкость масла и обсадных труб в основном связана с такими факторами, как химический состав стали и значение остаточного напряжения стальной трубы. Снижение содержания неметаллических включений и вредных элементов в стали, увеличение содержания антикоррозионных элементов, таких как Cr и Ni, снижение остаточных напряжений в стальной трубе и улучшение предела текучести стальной трубы - все это способствует к повышению коррозионной стойкости масла и корпуса.

(4) Характеристики перфорации: нефтедобывающая часть обсадной колонны нефтяного пласта (послойная добыча нефти в многопластовой нефтяной скважине) требует перфорации, чтобы позволить сырой нефти течь в обсадную колонну из назначенного нефтеносного слоя нефтеносного песка. По этой причине обсадная колонна нефтяного пласта должна иметь хорошие характеристики перфорации, особенно при использовании операций перфорации без пистолета, производительность перфорации обсадной колонны должна быть выше. Перфорационные характеристики обсадной колонны определяются посредством испытаний на перфорацию. То есть испытуемый кожух подвешивается в моделируемом колодце, а в кожух подвешивается определенное количество фасонных перфорационных пуль с определенным расстоянием и разными направлениями. Затем осуществляется перфорация. После перфорации, если вокруг отверстий испытательной колонны нет трещин, результативность перфорации оценивают как хорошую; если вокруг отверстий имеется небольшое количество мелких трещин, но их количество и длина не превышают требований технических условий, то работу перфоратора оценивают как квалифицированную; и если количество или длина трещин вокруг отверстий превышает требования, особенно если трещины между двумя соседними отверстиями соединены, перфорационная способность оценивается как неудовлетворительная. На нефтяном месторождении также существуют четкие требования к величине расширения обсадной колонны после перфорации и высоте внутренних и внешних заусенцев вокруг отверстий.