Трещина в бурильных трубах

Заделать трещину в металлической трубе водопровода довольно просто. Здесь я расскажу один из способов заделки трещины, достаточно простой чтобы его можно было сделать своими руками. Трещины могут появится, если вы не слили из трубы воду на зиму, вода замерзая расширяется и без проблем разрывает металлические и любые другие трубы.

Заделываем трещину в металлической трубе

Что нам понадобиться для заделки трещины в металлической трубе:

• Кусок оцинкованного листового металла.
• Эпоксидный клей «Хват» (не реклама) — холодная сварка. Можно использовать любой другой клей «холодная сварка», но этот показал себя с хорошей стороны, к тому же он российского производства.
• Хомут металлический.

Двухкомпонентный эпоксидный клей Хват

Из инструментов:

• Ножницы по металлу.
• Отвёртка, а лучше шуруповёрт.
• Ёмкость для замешивания состава (можно замешивать прямо на листе «оцинковки».

Инструменты и материалы для заделки трещины в металлической трубе

Как заделать трещину в металлической трубе

Обнаруживаем трещину

Для начала нужно найти трещину(ы) если вы этого не сделали и пометить её. Для этого пустим по трубе воду и посмотрим где она протекает, отметим маркером трещину от и до с запасом.

Выключаем воду, просушиваем место трещины.

Трубу можно зачистить от старой краски и ржавчины, но, как показала практика, при использовании клея «Хват», делать это не приходится, всё и так схватывается намертво.

Вырезаем металлическую заплатку

Под размер трещины с запасом 2-3 см вырезаем кусок листового металла. Сгибаем её под труб, чтобы заплатка максимально плотно прилегала к трубе.

Разводим состав

Разводим рабочий состав клея или холодной сварки. в отдельной ёмкости, можно прямо на листе металла, но он может быть маловат для этого. Клея жалеть не стоит.

Разводим состав, смешиваем компоненты, можно прямо на листе оцинковки

Закрываем трещину

Наносим холодную сварку на металл и на трещину, если это доступно, не жалея состава, но и много не нужно. Закрываем пластиной с составом трещину, обязательно работаем в перчатках. Подгибаем лист металла так, чтобы он максимально прилегал к трубе. Затягиваем стяжками. Всё. Состав сохнет около суток и далее трубой можно спокойно пользоваться.

Прикладываем кусок металла с клеем, оборачиваем им трубу (трещина у меня с нижней стороны), крепко затягиваем стяжками

Этот способ не достаточно эстетичный, поскольку будут торчать куски металла и стяжки, но надёжен.

Оставляйте ваши советы и комментарии ниже. Подписывайтесь на новостную рассылку. Успехов вам, и добра вашей семье!

Дефектоскопия бурильных труб

Как известно, бурение скважины – процесс достаточно сложный, который требует внимания и известной доли ответственности.  Однако помимо самого процесса бурения очень важным фактором, определяющим долговечность скважины, является качество бурового оборудования и инструмента. В частности – бурильных труб.

При бурении скважины существует риск того, что составные части бурильной колонны выйдут из строя. Именно поэтому существует необходимость проведения таких мероприятий как дефектоскопия бурильных труб.

Нарушение целостности, полное или частичное разрушение бурильных труб связаны, прежде всего, с факторами усталости материала. Постоянное воздействие качественно разных нагрузок на бурильную колонну провоцирует появление трещин. Со временем от тех же нагрузок трещины становятся все больше, а, значит, и последствия этого становятся все значительнее.

Наиболее уязвимыми местами в бурильной колонне являются места, где бурильные трубы сочленяются – как правило, это сварные или резьбовые соединения, укрепленные специальными замками. Как в любой системе, места сочленения элементов подвергаются наибольшему риску. И буровое оборудование и инструмент – не исключение.

Методы дефектосткопического исследования труб позволяют выявить основные проблемы как в местах сочленения, так и в телах бурильных труб.

Кроме обнаружения наличия самой проблемы дефектоскопия бурильных труб может указать на локализацию дефекта.

В качестве дефектов можно выделить такие как закалочные трещины, нарушения целостности металла, включения неметаллических компонентов, закаты, плены, раковины, а также трещины, возникшие по причине усталости материала.

Среди методик проведения дефектоскопии бурильных труб можно выделить толщинометрию тела трубы и ультразвуковое исследование тела и концов трубы для выявления дефектов продольной и поперечной ориентации. Для исследования качества поверхности трубы и поиска дефектов на ней также применяется магнитнопопрошковая методика, которая позволяет обнаружить усталостные трещины.

Касаясь вопроса выбора методики проведения дефектоскопии бурильных труб, стоит отметить, что такие исследования должны проводиться комплексно.

Для эффективного выявления проблем нельзя ограничиваться выбором лишь одного метода исследования – то, что может выявить один метод, может быть пропущено при использовании другого.

Основанием для выбора определенной методики служат как характер возможных повреждений, так и наличие самой возможности проведения дефектоскопии, а также материалы, формы и размеры исследуемых элементов, состояние поверхностей и многое другое.

Современные методики дефектоскопии бурильных труб позволяют произвести проверку новых труб непосредственно на месте производства, а также осуществить профилактическое исследование уже эксплуатировавшихся бурильных труб (как на участках трубно-инструментальных баз, так и непосредственно на буровом участке в процессе спуско-подъемных операций).

Аварии с бурильной колонной. Причины. Способы предупреждения и ликвидации

Ответ на вопрос: «Аварии с бурильной колонной. Причины. Способы предупреждения и ликвидации».

• Наибольшее число аварий с элементами буровой колонны происходит вследствие усталостных разрушений металла, возникающих при частом изменении нагрузки и направлении ее действия в более напряженно работающих местах.
• Усталостные изломы наступают без всякого видимого изменения размеров и форм элементов бурильной колонны.
• Внешне разрушение металла проявляется в возникновении трещин.
• Изгибающие воздействия — основной фактор, приводящий к образованию остаточных напряжений во время вращения бурильной колонны.

Крутильный удар характерен для роторного бурения, особенно при работе с долотами режуще-скалывающего типа. Чем больше времени долото остается без движения, тем сильнее крутильные удары.

Вибрации бурильной колонны, возникающие главным образом при бурении шарошечными долотами, зависят от степени однородности и твердости разбуриваемых пород, пульсации бурового раствора, соответствия типа и диаметра долот разбуриваемым породам, компоновки бурильной колонны и ряда других факторов.

Перекатывание шарошек вызывает вертикальное перемещение центра тяжести долот, которое передается бурильной колонне. Чем тверже порода, тем интенсивнее колебания колонны.

Основные причины аварии с элементами бурильных колонн — нарушения технологии проводки скважин и правил эксплуатации бурильных колонн и их составных частей.

Вокруг замков и муфт, при помощи которых соединяются бурильные трубы, создаются зоны концентрации напряжений. Соединение замок-труба является более жестким, чем соединение труба-муфта.

При знакопеременных нагрузках, действующих на бурильную колонну, наибольшие напряжения концентрируются около первого витка резьбы на трубе, находящегося в полном сопряжении с резьбой бурильного замка.

Сломы по утолщенному концу трубы происходят и в других сечениях, расположенных на различных участках резьбы, или одновременно в нескольких сечениях. Однако наибольшее число аварий приходится на первый виток полного сопряжения резьбы. Эта часть — наиболее опасное место.

1. Резьба в свою очередь способствует образованию трещин в теле трубы, особенно при малых радиусах закругления: там, где резьба имеет острые утлы, в металле образуются ультрамикроскопические трещины.
2. Увеличение толщины стенки трубы путем высадки не предохраняет от распространения начавшегося трещинообразования в теле трубы.
3. Во всех элементах бурильной колонны возникают усталостные напряжения, которые зависят от условий работы колонны на отдельных ее участках и соблюдения буровой бригадой правил эксплуатации бурильных колонн.

Нередко для бурения скважин используют трубы, не соответствующие данной глубине и имеющие дефекты. В некоторых скважинах глубиной более 1500 м применяют трубы класса III вместо I и II.

Основной причиной большого числа аварий, связанных со сломом бурильных труб, является использование их не по назначению.

Передаваемые на резьбу усилия зависят от степени жесткости и плотности свинчивания труб. Если свинчивание проводилось автоматически, то резьбовые соединения могут перемещаться незначительно.

Недокрепление соединения способствует интенсивному перемещению плоскостей резьбы относительно друг друга, что ускоряет износ резьбы.

Одновременно на износ резьбы влияют число свинчиваний, качество бурового раствора, наличие в нем кварцевого песка и т.д., а также его давление в момент прокачки.

Большие давления при турбинном бурении и бурении гидромониторными долотами снижают сроки службы замковых и резьбовых соединений, что менее характерно для роторного бурения и электробурения обычными долотами, где давление намного меньше.

Не отцентрированный по отношению к скважине фонарь вышки, а также смазка плохого качества для резьб способствуют ускорению износа резьбы при ее свинчивании.

Многие аварии возникают вследствие износа резьбовых соединений УБТ в связи с тем, что они работают в самых тяжелых условиях. Кроме того, резьба на соединениях УБТ слабее резьбы на замках, переводниках и долотах.

Аварии из-за нарушения резьбовых соединений вследствие заедания трубной резьбы происходят в результате увеличения нагрузки на резьбу.

Разрушения резьбовых соединений вызывают и другие причины: несоответствие элементов резьбы, особенно по конусности, применение смазки неудовлетворительного качества и т.д.

Размыв трубы происходит из-за дефектов на внутренней поверхности, нарушающих однородность. Такими дефектами являются плены, раковины, включения инородных материалов и другие повреждения, связанные с технологией изготовления труб.

Возникновение аварии от разрыва труб ускоряется совместным воздействием усталостных напряжений в металле и коррозии. Концентрация напряжений и дефекты в трубах приводят к образованию трещин.

Часты случаи аварий, связанные с падением бурильной колонны вследствие ее подъема на одном штропе, поломки и неисправности спускоподъемного инструмента, неисправности тормозной системы, слома или разрушения сопряжений ее элементов во время спускоподъемных операций и др.

Вопросы для подготовки к госэкзамену по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Аварии с бурильными трубами, причины

Наиболее часто аварии происходят с элементами колонны бу­рильных труб (бурильными, утяжеленными и ведущими трубами; переводниками, бурильными замками, муфтами, центраторами, стабилизаторами, калибраторами, противоприхватными опорами).

Многочисленными исследованиями и на практике доказано, что аварии, связанные с поломками элементов бурильной колонны, вызваны в основном усталостью металла, возникающей при частом изменении нагрузки и направления ее действия.

Так как не все элементы бурильной колонны работают одинаково, то усталостное разрушение металла в первую очередь возникает в более напря­женно работающих местах.

Усталостные изломы подготовляются скрыто и наступают без всякого видимого изменения размеров и формы элементов бурильной колонны.

Внешне разрушение металла проявляется в возникновении тре­щин ультрамикроскопических размеров. Трещина зарождается в некотором микроскопическом объеме, называемом очагом уста­лостного разрушения, и разрастается по сечению изделия.

Явле­ние усталостного разрушения возникает в результате действия зна­копеременного изгиба, крутильных ударов и колебаний бурильной колонны.

Знакопеременный изгиб — основной фактор, приводящий к образованию остаточных напряжений во время вращения бурильной колонны.

• Крутильный удар характерен для роторного бу­рения, особенно при работе с долотами режуще-скалывающего типа.
• Продольные колебания бурильной колонны, возникающие глав­ным образом при бурении шарошечными долотами, зависит от сте­пени однородности и твердости разбуриваемых пород, пульсации бурового раствора, соответствия типа и диаметра долота разбури­ваемым породам, компоновки бурильной колонны и ряда других факторов.
• Если долота подобраны неправильно или параметры режима бурения не соответствуют механическим свойствам проходимых пород, то продольные перемещения влияют на прочность буриль­ной колонны.

При бурении в твердых породах долотами, предназначенными для разбуривания пород средней твердости, вибрация долот зна­чительно увеличивается, что не только приводит к быстрой сработ-ке зубьев на шарошках и опор долота, но и является источником чрезмерного колебания бурильной колонны.

Колебания происхо­дят и вследствие неравномерной подачи бурового раствора при ра­боте поршневых насосов.

В результате пульсации давления на вы-киде насоса бурильная колонна получает дополнительные вынуж­денные колебания, которые при соблюдении частоты пульсации давления с частотой собственных колебаний колонны могут вы­звать явление резонанса, опасное для прочности колонны труб.

Кроме указанных основных нагрузок, на развитие усталостных разрушений металла труб влияют технологические и конструктив­ные факторы. Возникновение усталостных разрушений ускоряется, если структура металла неоднородна и на наружной поверхности детали имеются резкие переходы в сечении, острые надрезы, не­глубокие царапины, расслоения, незаметные на глаз инородные тела, включения и т. д.

При неправильном подборе параметров режима бурения и кон­структивных недостатках элементов бурильной колонны, а также при неблагоприятных геологических и технологических особенно­стях бурения возникает много причин, вызывающих усталостные разрушения металла.

Несовершенство конструкций труб и резьбовых соединений, скрытые дефекты, образующиеся при изготовлении труб, отсутст­вие на буровых предприятиях .

приборов, повседневно контролиру­ющих состояние элементов бурильных колонн, — все это может быть причиной аварии с бурильной колонной.

Однако основные причины аварии с элементами бурильных колонн — нарушения технологии проводки скважин и правил эксплуатации.

Всех факторов, способствующих возникновению поломок эле­ментов колонны бурильных труб, устранить нельзя, но необходимо стремиться их максимально снизить.

Какие действия необходимо предпринять при аварии с колонной бурильных труб

Аварии с бурильной колонной. Причины. Способы предупреждения и ликвидации

Наибольшее число аварий с элементами буровой колонны происходит вследствие усталостных разрушений металла, возникающих при частом изменении нагрузки и направлении ее действия в более напряженно работающих местах.

Усталостные изломы наступают без всякого видимого изменения размеров и форм элементов бурильной колонны. Внешне разрушение металла проявляется в возникновении трещин. Изгибающие воздействия — основной фактор, при­водящий к образованию остаточных напряжений во время вращения бурильной колонны.

Крутильный удар характерен для роторного бурения, особенно при работе с долотами ре­жуще-скалывающего типа. Чем больше времени долото оста­ется без движения, тем сильнее крутильные удары.

При бу­рении шарошечными долотами, например, в зоне с частым чередованием пород различной твердости долото заклинива­ется меньше, чем при разбуривании подобного интервала ло­пастными долотами.

Вибрации бурильной колонны, возникающие главным образом при бурении шарошечными долотами, зависят от степени однородности и твердости разбуриваемых пород, пульсации бурового раствора, соответствия типа и диаметра долот разбуриваемым породам, компоновки бурильной ко­лонны и ряда других факторов.

Перекатывание шарошек вызывает вертикальное перемещение центра тяжести долот, которое передается бурильной колонне. Чем тверже порода, тем интенсивнее колебания колонны.

Основные причины аварии с элементами бурильных колонн — нарушения техно­логии проводки скважин и правил эксплуатации бурильных колонн и их составных частей.

Вокруг замков и муфт, при помощи которых соединяются бурильные трубы, создаются зоны концентрации напряже­ний. Соединение замок — труба является более жестким, чем соединение труба — муфта.

При знакопеременных нагрузках, действующих на бу­рильную колонну, наибольшие напряжения концентрируются около первого витка резьбы на трубе, находящегося в пол­ном сопряжении с резьбой бурильного замка.

Сломы по утолщенному концу трубы происходят и в других сечениях, расположенных на различных участках резьбы, или одно­временно в нескольких сечениях. Однако наибольшее число аварий приходится на первый виток полного сопряжения резьбы.

Эта часть — наиболее опасное место.

Резьба в свою очередь способствует образованию трещин в теле трубы, особенно при малых радиусах закругления: там, где резьба имеет острые утлы, в металле образуются ультрамикроскопические трещины. Увеличение толщины стен­ки трубы путем высадки не предохраняет от распростране­ния начавшегося трещинообразования в теле трубы.

Во всех элементах бурильной колонны возникают усталостные напряжения, которые зависят от условий работы ко­лонны на отдельных ее участках и соблюдения буровой бри­гадой правил эксплуатации бурильных колонн.

Нередко для бурения скважин используют трубы, не соот­ветствующие данной глубине и имеющие дефекты. В некото­рых скважинах глубиной более 1500 м применяют трубы класса III вместо I и II.

Основной причиной большого числа аварий, связанных со сломом бурильных труб, является использование их не по назначению. Передаваемые на резьбу усилия зависят от степени жест­кости и плотности свинчивания труб.

Если свинчивание про­водилось автоматически, то резьбовые соединения могут пе­ремещаться незначительно.

Недокрепление соединения спо­собствует интенсивному перемещению плоскостей резьбы относительно друг друга, что ускоряет износ резьбы.

Одновременно на износ резьбы влияют число свинчиваний, качество бурового раствора, наличие в нем кварцевого песка и т.д., а также его давление в момент прокачки.

Боль­шие давления при турбинном бурении и бурении гидромони­торными долотами снижают сроки службы замковых и резь­бовых соединений, что менее характерно для роторного бу­рения и электробурения обычными долотами, где давление намного меньше.

Не отцентрированный по отношению к скважине фонарь вышки, а также смазка плохого качества для резьб способст­вуют ускорению износа резьбы при ее свинчивании.

  Декоративная металлическая труба своими руками

Многие аварии возникают вследствие износа резьбовых соединений УБТ в связи с тем, что они работают в сами тяжелых условиях. Кроме того, резьба на соединениях УБТ слабее резьбы на замках, переводниках и долотах.

Аварии из-за нарушения резьбовых соединений вследствие заедания трубной резьбы происходят в результате увеличения нагрузки на резьбу.

Разрушения резьбовых соединений вызывают и другие причины: несоответствие элементов резьбы, особенно по ко­нусности, применение смазки неудовлетворительного качест­ва и т.д.

Размыв трубы происходит из-за дефектов на внутренней поверхности, нарушающих однородность. Такими дефектами являются плены, раковины, включения инородных материа­лов и другие повреждения, связанные с технологией изготов­ления труб. Возникновение аварии от разрыва труб ускоря­ется совместным воздействием усталостных напряжений в металле и коррозии.

Концентрация напряжений и дефекты в трубах приводят к образованию трещин. Часты случаи аварий, связанные с падением бурильной ко­лонны вследствие ее подъема на одном штропе, поломки и неисправности спускоподъемного инструмента, неисправнос­ти тормозной системы, слома или разрушения сопряжений ее элементов во время спускоподъемных операций и др.

Дата добавления: 2015-02-23 ; просмотров: 4282 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

Ответы на тест блок Б.2.1. Эксплуатация объектов нефтяной и газовой промышленности — часть 3

• В) Актом на ликвидацию скважины (
• п.1268 Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила
• безопасности в нефтяной и газовой промышленности»

Ликвидация аварий с бурильными трубами и долотами

Ликвидация аварий с бурильными трубами и долотами

Успешная ликвидация аварий с бурильными трубами в большой степени зависит
от того, как скоро замечен момент слома труб. При обнаружении аварий с
бурильными трубами бурильщик поднимает их с максимальной скоростью.

Поднятый конец
сломанной части бурильной колонны на поверхности очищают, промывают и
осматривают для выяснения характера слома.

Затем подсчитывают количество
свечей, оставшихся в скважине, определяют глубину, на которой находится верхний
конец поломанной колонны труб, и намечают мероприятия по ликвидации аварии.

Работы по ликвидации аварии (любой) в скважине ведутся буровым мастером под
руководством старшего инженера (мастера) по сложным работам или главного
(старшего) инженера бурового предприятия (разведки, участка) в зависимости от
сложности работ.

Перед спуском в скважину ловильного инструмента составляется эскиз общей
его компоновки и ловильной части с указанием основных размеров. Для ловли
бурильной колонны применяют ловитель (шлипс) с промывкой, метчик или колокол.

Эти инструменты позволяют после захвата оставшейся колонны бурильных труб
производить расхаживание и промывку скважины.

Длина спускаемого в скважину
инструмента для ловильных работ должна подбираться с таким расчетом, чтобы
крепление ловильного инструмента осуществлялось ротором с пропущенной через
стол ротора ведущей бурильной колонной.

Ловитель (шлипс) применяют как для ловли з.а замок, так и за трубу. Для
извлечения колонны ловителем дают натяжку, включают буровой насос,
восстанавливают циркуляцию, после чего приступают к ее подъему. Если колонна не
поднимается, ее расхаживают без вращения.

Метчик обычно спускают с направляющей трубой большего диаметра,
оканчивающейся воронкой. Спущенный на бурильных трубах метчик покрывает
оборванный конец трубы воронкой и конусом входит внутрь трубы до тех пор, пока
не упрется в кромку трубы.

Приподняв немного бурильную колонну, чтобы ослабить
давление на оборвавшийся конец трубы, проворачивают ее по часовой стрелке на
90°, затем обратно на 45° и опять на '/4 оборота по часовой стрелке. При
постепенном опускании бурильной колонны вниз метчик врезается в трубы и
закрепляется в них.

Запрещается окончательно закреплять ло-вильный инструмент
на сломе до восстановления циркуляции бурового раствора через долото. После этого
пробуют поднять колонну. В случае прихвата ее расхаживают.

При расхаживании
необходимо помнить, что подъемные усилия выше допустимых вызывают срыв
ловильного инструмента, обрыв бурильных труб, обрыв талевого каната или
разрушение вышки. Если циркуляцию восстановить не удается, метчик под натяжкой
срывают.

Аналогично описанному ведутся работы по соединению и извлечению оставшейся
колонны при помощи колокола.

При сильном отклонении конца колонны от центра скважины ее отводят к центру
посредством отводного крючка и лишь после этого спускают метчик или колокол.

Когда даже после восстановления циркуляции не удается расхаживанием
освободить колонну, прибегают к нефтяной ванне или принимают другие меры.

Если
все попытки освободить инструмент безрезультатны, приступают к развинчиванию
его по частям левым метчиком или колоколом на левых трубах.

Иногда вместо
отвинчивания по частям офрезерованную часть оставшегося инструмента вырезают
при помощи наружной труборезки. При этом отрезанная часть извлекается из
скважины вместе с труборезкой.

Основной инструмент для извлечения оставшихся в скважине деталей долот —
магнитный фрезер, который спускают в скважину на бурильных трубах. Не доходя до
забоя  6 — 7 м, начинают промывку, вращая
ротор на малой скорости.

Дойдя до забоя, при небольшой осевой нагрузке фрезер
собирает оставшиеся детали в центр забоя, коронка магнитного фрезера
забуривается в породу, нижний полюс сближается с оставшимися на забое деталями
и удерживает их. Затем промывка прекращается и начинается подъем бурильной
колонны.

Ни в коем случае не следует продолжительное время работать на
оставшихся металлических деталях — это в большинстве случаев приводит к
осложнению аварии. Магнитный фрезер используют также для ловли всевозможных
мелких металлических предметов, упавших в скважину.

Ремонт бурильных труб, механическая обработка буровых труб при ремонте | ПНКМ

По результатам проведенной инспекции принимается решение о годности бурильных труб (БТ) для дальнейшей эксплуатации. В случае необходимости труба подлежит ремонту в заводских условиях (сервисном центре).

Схема ремонта БТ назначается по результатам инспекции, работы производятся после согласования и утверждения регламента с заказчиком. Каждая труба, прошедшая ремонт, в т. ч. отбракованная, имеет свой идентификационный номер, дату ремонта и наименование производителя работ.

К каждому пакету БТ прилагается акт, в который занесены результаты окончательного контроля с указанием геометрических размеров и данных дефектоскопии, в т. ч. на отбракованные БТ с указанием причин брака.

При проведении инспекции в сервисном центре очистка трубы производится при помощи гидроабразивного или дробеметного оборудования.

Перешлифовка уплотнительных поверхностей

Проводится перешлифовка уплотнительных поверхностей муфты и ниппеля с помощью портативного устройства в случае удовлетворительного состояния замковых резьб. Это позволяет увеличить срок применения замкового соединения и снижает затраты заказчика на ремонт бурильной трубы.

Правка тела бурильной трубы

Правка тела бурильной трубы – восстановление прямолинейности – производится на прессе с усилием 25 тонн с допуском 1 мм на 1 м.

Неоднократно проведенные испытания показали, что структура металла в местах изгибов, местах приложения усилий не меняется по сравнению с исходной.

Восстановление замков бурильных труб

Восстановление геометрических размеров замков бурильных труб производится методом электродуговой наплавки, при этом механические характеристики замков обеспечивают необходимые эксплуатационные требования.

Перенарезка резьбы на станках с ЧПУ

Операция перенарезания резьбовых соединений БТ выполняется на трубонарезных станках с программным управлением. Применяется технология «попадания в шаг», обеспечивающая минимальное уменьшение длины замка. Используется инструмент фирм Vargus, Iscar и Sandvik. Каждая резьба контролируется калибрами, которые проходят поверку и имеют сертификат.

   

Поверхностное пластичное упрочнение роликами резьбовых поверхностей

Упрочнение производится путем обкатки впадин резьбы роликом, при этом кратно повышается усталостная прочность резьбового соединения.

Операция выполняется в соответствии с рекомендациями стандарта DS-1. Эффективность технологии подтверждена нашими исследованиями и мировой практикой.

Наплавка упрочняющих поясков

Для уменьшения механических повреждений и предотвращения износа наружного диаметра замков наплавляются упрочняющие пояски. Операция выполняется в среде защитных газов с использованием материалов компаний Postle и Castolin. Применяемые проволочные материалы для наплавки аттестованы по стандарту NS-1.

• Толщина наплавленного слоя равномерна и составляет 2,4–3,2 мм.
• Твердость наплавленного слоя составляет 58–62 HRC. Эффективность применяемых материалов
• подтверждена исследованиями.

Фосфатирование резьбы

При  нанесении  фосфатирующего  состава  на  резьбовые  соединения  образуется  покрытие, которое обладает антизадирными свойствами и за счет крупнозернистой структуры  обеспечивает  сохранение  смазки  на  поверхности  резьбового  соединения.  Применяется фосфатирование методом распыления в изолированной камере.

Консервация, установка защитных колпаков, упаковка

Консервация резьбы производится смазкой РУСМА-1, после смазки на резьбы накручиваются защитные протекторы, которые защищают резьбу от повреждений при транспортировке и хранении. Конструкция протектора с металлической обечайкой позволяет закручивать и откручивать протекторы при любой температуре.

Группа компаний «ПКНМ» производит продукцию для предприятий нефтедобывающей, химической, атомной и авиационной промышленности с 1993 года. Одним из основных направлений сегодня является выпуск оборудования для бурения нефтяных скважин и нефтедобычи.

В числе потребителей продукции «ПКНМ» нефтяные, буровые и сервисные компании из России, Казахстана, Узбекистана, Таджикистана, Азербайджана, Литвы и Болгарии.

Партнерами компании являются НК «Роснефть», буровая компания «Евразия» и ОАО «Лукойл».

На ООО «ПКНМ» распространяется действие системы менеджмента качества ООО «ПКНМ-Урал», которая зарегистрирована в API QR. На оба предприятия распространяется действие Руководства по качеству ООО «ПКНМ- Урал». Это закреплено в «Соглашениях о качестве», являющихся неотъемлемыми приложениями к хозяйственным договорам между ООО «ПКНМ-Урал» и ООО «ПКНМ».

Ликвидация аварий с бурильной колонной

• Признаками
  аварии с бурильной колонной являются
  следующие:
• резкое
  падение давления промывочной жидкости
  в нагнетательной линии;
• уменьшение
  веса бурильной колонны;
• резкое
  перемещение бурильной колонны с
  последующей потерей её веса;
• уменьшение
  крутящего момента;
• снижение
  силы тока при использовании
  электродвигателей.

При
появлении одного или нескольких из
указанных признаков немедленно поднимают
верхнюю часть бурильной колонны. После
подъёма верхней части оборванной
бурильной колонны уточняются характер
её слома, а также глубина его нахождения,
размеры и состояние верхней оставшейся
части. Одновременно определяют причины
и обстоятельства аварии. На основании
полученных данных подбирают ловильный
инструмент и намечают план ликвидации
аварии.

Для
подъёма неприхваченных бурильных труб
применяют освобождающиеся и
неосвобождающиеся ловильные инструменты.

Ловители
— наиболее распространённые ловильные
инструменты. Их не применяют, если вес
оставшихся в скважине труб больше
допустимой нагрузки на ловитель или
если труба имеет сильно деформированный
конец со сложной кон­фигурацией
излома.

В
первую очередь рекомендуется использовать
наружные ловильные инст­рументы
(ловители, наружные труболовки, колокола
резьбовые и колокола глад­кие), причём
желательно с центрирующими приспособлениями.
Предпочтение от­даётся освобождающимся
ловильным инструментам.

Метчики
необходимо при­менять с центрирующими
приспособлениями, за исключением случаев
захвата труб диаметром 73, 89, 114 мм в
обсадных колоннах соответственно
диаметром 140, 168 и 219 мм.

Без центрирующих
приспособлений извлекают также трубы
диаметром 146 мм с приваренными замками
в 169 мм скважинах.

Если
для освобождения оставшейся в скважине
части бурильной колонны необходимо
интенсивное расхаживание с проворотами,
то целесообразно исполь­зовать
колокола или метчики.

Если
верх прихвачен замковым элементом, УБТ
или высаженной частью трубы и нет
возможности захвата за замковую резьбу,
то целесообразней исполь­зовать
универсальный метчик.

Захват
аварийной трубы за замковую муфту,
особенно нарушенную, произ­водится
метчиком-калибром, а за замковую
ниппельную — колоколом.

Для захвата
трубы с несложным контуром излома и без
значительных изменений диаметра
ис­пользуют колокол типа К с захватом
за замок.

Если захватываемые трубы имеют
сложную форму или продольные трещины,
то применяется основной колокол с
захватом за замок и пропуском нарушенных
труб через колокол.

Категорически
запрещается спускать ловильный инструмент
без центри­рующего приспособления,
если сумма его диамегра и диаметра
извлекаемых труб меньше диаметра
скважины.

При
неровном контуре излома, особенно в
результате поломки трубы вслед­ствие
износа её из-за трения о стенки
рекомендуется сначала отвинтить эту
трубу ловильным инструментом с левым
вращением колонны. Это необходимо для
по­следующего надёжного захвата путём
соединения по замковой резьбе.

Если
верхняя часть оставшейся колонны
отклонилась в каверну, то в сква­жину
спускается ловушка-захват вместе с
колоколом или метчик на кривой трубе
или на кривом переводнике в зависимости
от того, чем оканчивается верхняя часть
колонны в скважине.

Эти
работы малоэффективны и сопряжены с
большой затратой времени и средств. В
последнее время при невозможности
извлечения из скважины откло­нённой
трубы путём неоднократных спусков
ловильного инструмента на кривой трубе
или с ловушкой- захватом стали забуривать
новый ствол, так как для этого требуется
меньше времени.

В
осложнённых скважинах, где велика
вероятность прихвата, желательно
спускать ловильные инструменты
(труболовки, ловители, колокола и метчики)
с яссом или яссом-вибратором, снабженным
безопасным переводником.

Аварийные
концы труб из алюминиевых сплавов вводят
в ловильный инст­румент осторожно и
с минимальной осевой нагрузкой.

В случае
невозможности захватить извлекаемые
трубы их разбуривают до бурильного
замка долотами типа Т или ТЗ или
комбинированным фрезером, желательно
турбинным способом, при­чём при
максимально допустимой подаче насосов
с нагрузкой 20-40 кН. При разбуривании
зацементированных ЛБТ нагрузка может
достигать 60-110 кН.

Во вре­мя разбуривания
ЛБТ бурильную колонну следует поднимать
на 10+15 м через каждые 1,5-2 м проходки. При
разбуривании ЛБТ турбинным способом
буриль­ную колонну надо вращать с
минимальной частотой.

Определение причин разрушения сварной трубы

Очередная задача заключалась в определении причин трещинообразования в монтажном сварном соединении трубопровода Ду 800×8 мм. Труба эксплуатировалась в течение трех лет при давлении 12 атм и максимальной температуре 130 °С. Разрушение произошло при штатных условиях работы.

В испытательной лаборатории были проведены следующие исследования основного металла трубы и монтажного кольцевого шва: химический анализ, металлографическое и дюрометрическое исследования, определение механических характеристик при статическом растяжении и ударном изгибе.

Испытания проведены в соответствии с ПБ 10-573-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды».

По результатам визуального осмотра фрагмента разрушившейся трубы можно сделать вывод о характере и динамике разрушения: величина максимального раскрытия трещины ~2 мм, характер разрушения хрупко-вязкий. Распространение трещины происходило по монтажному сварному шву.

Очаг зарождения трещины находился на стыке заводского и монтажного сварных соединений (точка А на рис. 1). На расстоянии ~150 мм (точка Б на рис. 1) от заводского сварного шва трещина стала распространяться по основному металлу трубы (рис.2).

Трещина прошла по дуге и остановилась (увязла) в зоне заводского сварного шва (точка В на рис.1) на расстоянии ~500 мм от места зарождения. На рис.3 показан вид излома по монтажному сварному соединению.

Наружняя поверхность трубы имеет значительные коррозионные повреждения. Однако перфорации стенки трубы по причине коррозионного повреждениядо момента разрушения с внутренней стороны не обнаружено. Толщина стенки по поверхности фрагмента варьировалась от 2 до 5 мм.

Поверхность разрушения стенки трубы в месте её распространения по сварному шву образовалась по сдвиговому механизму (вязкий сдвиг). На поверхности излома отчетливо видно, что глубина непровара сварного шва достигает 5 мм.

Изменение размера непровара хорошо прослеживается по длине сварного шва. «Живое» сечение трубы в месте зарождения трещины варьировалась от 2 до 4 мм. Дорыв трещины происходил по сдвиговому и хрупкому типу.

Признаков существенного коррозионного повреждения на внутренней поверхности трубы в месте несплавления сварного шва не выявлено.

По химическому составу основной металл трубы удовлетворяет требованиям, предъявляемым ГОСТ 19281-89 к прокату из стали 09Г2С.

С целью установления причин трещинообразования трубы проводилось металлографическое исследование темплетов, вырезанных перпендикулярно монтажному сварному шву, места вырезки темплетов, показаны на рис.1. Основной металл трубы имеет феррито-перлитную структуру со средним размером зерна феррита ~11 мкм.

В структуре наблюдается феррито-перлитная полосчатость (1 балл) по ГОСТ 5640-68. Структура зоны термического влияния представляет собой феррито-перлитную смесь и видманштеттовый феррит. Сварной шов имеет структуру квазиэвтектоида с ферритной оторочкой по границам исходных аустенитных зерен. Дефектов структуре основного металла трубы и в структуре монтажного сварного шва не обнаружено.

В результате металлографического анализа темплетов в монтажном сварном соединении даже за пределами очага трещины выявлены непровары глубиной ~2-2,5 мм. Данные дефекты являются недопустимыми по ГОСТ 16037-80 «Соединения сварные стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры».

Твердость по сечению сварного соединения (основной металл – зона термического влияния – сварной шов) составляет: (173÷182) – (177÷219) – (170-199). Зон с повышенной твердостью в результате дюрометрического анализа не обнаружено.

В соответствии с ПБ 10-573-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» временное сопротивление (σв) и предел текучести (σт) сварного соединения должно быть не ниже минимально допустимого для основного металла. По результатм определения прочностных характеристик установлено: по уровню механических свойств основной металл трубы удовлетворяет требованиям, предъявляемым ГОСТ 19281-89 к прокату класса прочности 345. Монтажный сварной шов по уровню предела прочности не удовлетворяет требованиям ПБ 10-573-03 – прочность сварного соединения ниже минимально допустимой для основного металла.

В соответствии с ГОСТ 19281-89 ударная вязкость листового проката из класса прочности 345 12 категории при температуре испытания минус 40°С должна быть не менее 4 кгс•м/см2 (39 Дж/см2).

В соответствии с ПБ 10-573-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» ударная вязкость при испытании на ударный изгиб образцов тип 3 по ГОСТ 9454-78 при плюс 20°С с надрезом по шву для сварных соединений из сталей перлитного класса должна быть не менее 5 кгс•м/см2 (49 Дж/см2). По результатам определения ударной вязкости установлено: основной металл трубы по уровню ударной вязкости KCU удовлетворяет требованиям, предъявляемым ГОСТ 19281-89 к листовому прокату из класса прочности 345 12 категории. Металл монтажного сварного соединения по уровню ударной вязкости KCU удовлетворяет требованиям, предъявляемым ПБ 10-573-03 к сварным соединениям из сталей перлитного класса.

Выводы

В результате исследований по установлению причин трещинообразования в монтажном сварном соединении трубопровода Ду 800×8 мм установлено:

1. По химическому составу основной металл трубы удовлетворяет требованиям, предъявляемым ГОСТ 19281-89 к прокату из стали 09Г2С.
2. По уровню механических свойств основной металл трубы удовлетворяет требованиям, предъявляемым ГОСТ 19281-89 к прокату класса прочности 345. Монтажный сварной шов по уровню предела прочности не удовлетворяет требованиям ПБ 10-573-03 – прочность сварного соединения ниже минимально допустимой для основного металла.
3. Основной металл трубы по уровню ударной вязкости KCU удовлетворяет требованиям, предъявляемым ГОСТ 19281-89 к листовому прокату из класса прочности 345 12 категории. Металл монтажного сварного соединения по уровню ударной вязкости KCU удовлетворяет требованиям, предъявляемым ПБ 10-573-03 к сварным соединениям из сталей перлитного класса.
4. Трещина, которая привела к разрушению трубы, образовалась на стыке заводского и монтажного сварных соединений. Трещина образовалась вследствие неудовлетворительного качества (недопустимый по размеру непровар) монтажного сварного соединения по геометрическим и прочностным параметрам. На расстоянии ~150 мм от заводского сварного шва трещина начала распространяться по основному металлу трубы. Трещина прошла по дуге и остановилась в зоне заводского сварного шва на расстоянии ~500 мм от места зарождения.
5. Трещинообразованию в стенке трубы за пределами сварного соединения способствовала чрезвычайно высокая скорость коррозии, в среднем ~2 мм/год, со стороны наружной стенки трубы. Учитывая соответствие металла трубы стали 09Г2С и структуре, характерной для нормализованного проката (нормальной структуре) нет оснований связывать аномально высокую скорость коррозии с качеством металла.