Дефекты качества труб для нефтяных скважин в основном возникают по трем причинам:
Во-первых: дефекты качества самого корпуса нефтяной трубы, такие как несоответствие механическим свойствам, внутреннему диаметру, весу и т. д. корпуса трубы требованиям;
Во-вторых: дефекты качества труб для нефтяных скважин в процессе обработки, такие как превышение стандартных параметров резьбы (конусность, шаг, высота зуба, форма Кена, концентричность и близкое расстояние между резьбами на обоих концах муфт), появление черных пятен на поверхности, обрыв нити, отклонение резьбы, превышение стандартного момента затяжки винта, утечки, повреждение резьбы (царапины, вмятины), несоответствие качества сварного шва бурильной трубы требованиям и т. д.;
Третье: эксплуатационные характеристики труб для нефтяных скважин, включая устойчивость к сжатию, коррозии, проколам и залипанию, не соответствуют требованиям.
1. Дефекты качества и предотвращение дефектов при обработке резьбы в нефтяных скважинных трубах.
В процессе обработки резьбы на нефтяных скважинах могут возникать дефекты качества, такие как почернение, деформация резьбы, обрыв резьбы, царапины (бугорки) на резьбе, а также превышение параметров резьбы стандартных значений.
(1) Черная окантовка резьбы: Черная окантовка резьбы проявляется как «негладкий» вид из-за недостаточной локальной обработки резьбы, что связано с точностью наружного диаметра и толщины стенки, овальностью и прямолинейностью торца стальной трубы. Черная окантовка корпуса трубы часто вызвана слишком малым наружным диаметром корпуса трубы, недостаточной прямолинейностью торца трубы или слишком большой овальностью. Черная окантовка муфты обычно вызвана превышением положительного допуска по наружному диаметру стальной трубы, превышением отрицательного допуска по стенке или слишком большой овальностью.
(2) Отклонение резьбы: Отклонение резьбы — это неравномерная толщина стенки стальной трубы, при которой одна сторона после нарезания резьбы тонкая, а другая — толстая. Причина отклонения резьбы аналогична причине появления «черной пряжки» на резьбе, которая возникает из-за неравномерной толщины стенки, изгиба или чрезмерной овальности торца трубы. Иногда, при отклонении резьбы или ненадлежащем технологическом контроле, толщина стенки в нижней части резьбы может превышать отрицательный допуск, что серьезно повлияет на прочность соединения нефтяной скважины.
(3) Обрыв резьбы: Когда резьбонарезной инструмент нарезает резьбу на высокой скорости и с большой силой, обрыв или «потеря» резьбы приводит к ее обрыву. Как правило, обрыв резьбы в основном вызван крупными неметаллическими включениями в стали, а также связан с качеством резьбонарезного инструмента и стабильностью процесса нарезания резьбы.
(4) Повреждение резьбы: Повреждение резьбы нефтяной трубы включает в себя ушибы и истирание. Оно возникает во время производства, транспортировки и хранения готовой продукции. Для предотвращения повреждения, раздавливания и ржавления открытой резьбы нефтяной трубы, а также для обеспечения того, чтобы резьба не сталкивалась с твердыми предметами (такими как транспортировочные ролики, наклонные решетки и т. д.) во время производства, на резьбу корпуса нефтяной трубы следует навинчивать внешнее защитное кольцо с внутренней резьбой, а на резьбу муфты — внутреннее защитное кольцо с внешней резьбой.
Стандарт API Spec 5CT устанавливает:
① На резьбонарезном заводе необходимо установить защитные кольца для внутренней и внешней резьбы. Конструкция, материал и механическая прочность защитного кольца должны обеспечивать защиту резьбы и концов труб от повреждений во время обычной погрузки, разгрузки и транспортировки;
② Во время транспортировки и обычного хранения нефти и обсадных труб конструкция и материал защитного кольца резьбы должны обеспечивать изоляцию резьбы от грязи и воды. Нормальный срок хранения составляет около 1 года;
③ Материал, из которого изготовлено защитное кольцо для резьбы, не должен содержать компонентов, которые могут вызвать коррозию резьбы или прилипание защитного кольца к резьбе, и должен быть пригоден для эксплуатации при температуре от -46℃ до +66℃:
④ Защитные кольца для резьбы из неизолированной стали не должны использоваться на трубах из стали марок L80 9Cr и 13Cr.
(5) Параметры резьбы превышают стандарт.
Нарезание резьбы — важнейший процесс в производстве труб для нефтяных скважин, а также ключевой процесс, определяющий качество резьбы. В настоящее время большинство труб для нефтяных скважин нарезаются с использованием специальных станков с ЧПУ. При обработке резьбы заготовка автоматически центрируется и фиксируется в свободном положении. Инструмент для обработки резьбы — твердосплавный, а вращение шпинделя — бесступенчатая. Существует два способа обработки резьбы: один — вращение заготовки и плоская подача инструмента; другой — заготовка неподвижна, инструмент вращается и подает инструмент. Эти два типа станков имеют свои характеристики. Первый более удобен в использовании. Он не только обладает высокой производительностью при обработке обычной конической резьбы, но и может обрабатывать резьбу прямого и специального назначения с хорошей герметичностью (специальные защелки); второй обладает более высокой производительностью при обработке обычной конической резьбы, чем первый, но для специальных защелок требуется предварительная обработка на станках. Различные параметры резьбы (средний диаметр, высота зуба, конусность, шаг, угол зуба, расстояние между зубьями и т. д.) влияют на прочность соединения и герметичность резьбы. Расстояние между зубьями резьбы — это суммарное значение колебаний каждого отдельного параметра резьбы. Даже если отдельные параметры резьбы соответствуют требованиям, расстояние между зубьями может быть недостаточным. Точность различных параметров резьбы зависит не только от качества заготовки трубы, но и от метода обработки резьбы, типа станка, стабильности процесса обработки, а также от точности размеров и износостойкости резьбового гребня. При прочих равных условиях точность размеров резьбового гребня определяет точность размера резьбы. Как правило, требуемый допуск на размеры резьбового гребня составляет всего 1/3–1/4 от допуска изделия, а иногда и больше.
(6) Значения крутящего момента и J превышают стандарт: Крутящий момент для масла и корпуса относится к моменту затяжки, возникающему при завинчивании муфты и корпуса трубы. Целью контроля крутящего момента является обеспечение прочности соединения между муфтой и корпусом трубы, а также контактного давления на резьбовой стороне, и, совместно с соответствующей резьбовой смазкой, обеспечение герметичности соединения масла и корпуса. Для резьбы стандарта API значение J представляет собой расстояние от конца трубы до центра муфты после затяжки муфты и корпуса трубы, что является одним из важных параметров, определяющих качество резьбового соединения.
(7) Утечка: Чтобы избежать утечки масла и обсадной трубы из-за недостаточного контактного давления между корпусом трубы и резьбой муфты, масло и обсадная труба с муфтой подвергаются гидростатическому испытанию под давлением в соответствии со стандартом. Утечка резьбы, соединяющей корпус трубы и муфту, зависит от типа и качества резьбы, завинчивания масла и обсадной трубы, а также качества резьбовой смазки. С точки зрения типа резьбы, герметизирующие свойства круглой резьбы лучше, чем трапецеидальной, а специальные резьбы еще лучше. Высокоточная форма резьбы и разумный момент завинчивания масла и обсадной трубы способствуют улучшению герметизирующих свойств резьбы. Резьбовая смазка может выполнять функцию смазки, заполнения зазоров резьбы (герметизации) и защиты от коррозии во время завинчивания муфт и использования масла и обсадной трубы.
2. Эксплуатационные характеристики труб нефтяных скважин
К эксплуатационным характеристикам труб для нефтяных скважин относятся: устойчивость к прилипанию, устойчивость к разрушению, антикоррозионная стойкость и устойчивость к перфорации.
(1) Противозадирные свойства: Согласно требованиям стандарта, резьбовые соединения масляной и обсадной труб необходимо изготавливать и извлекать. Предусмотрено, что каждое соединение должно быть изготовлено и извлечено 6 раз. Извлечь до максимального момента затяжки, рекомендованного производителем, затем извлечь и проверить заедание внутренней и внешней резьбы масляной и обсадной труб. Заедание резьбы масляной и обсадной труб зависит от таких факторов, как качество резьбы, твердость поверхности резьбы, скорость затяжки, коэффициент трения поверхности и контактное напряжение (момент затяжки). Для улучшения противозадирных свойств резьбы масляной и обсадной труб необходимо улучшить качество обработки резьбы, ее твердость и однородность, снизить скорость затяжки и контролировать момент затяжки. Одновременно с этим на внутреннюю резьбовую поверхность муфты следует нанести более мягкий металлический или неметаллический пленочный слой, чтобы отделить корпус трубы с маслом и обсадной трубой от муфты, предотвратить прилипание металлических поверхностей двух резьб и избежать разрыва или даже повреждения резьбы. Перед завинчиванием муфты резьбовую поверхность необходимо смазать резьбовой смазкой, чтобы предотвратить залипание резьбы после завинчивания и улучшить герметизацию резьбы. Существует множество методов нанесения покрытия на поверхность резьбы муфты: например, гальванизация и фосфатирование; для некоторых специальных материалов и специальных типов резьбы часто требуется меднение. Факторы, влияющие на заедание на заводе: параметры резьбы (шаг, высота зуба, конусность, момент затяжки, половинный угол профиля зуба и т. д.), соответствие внутренней и внешней резьбы (обработка поверхности, качество поверхности, фосфатирование, гальванизация, меднение и т. д.), резьбовая смазка (функция: смазка, заполнение и герметизация и т. д., состоит из металлического порошка и смазки), контроль резьбы (момент затяжки, скорость затяжки и т. д.), материальные факторы и т. д. Факторы, связанные с использованием и эксплуатацией нефтяных месторождений, включают: подъем без резьбовых защитных колпачков, перекос резьбы (труба качается в воздухе и не концентрична с резьбой скважины), отсутствие резьбы или ее недостаточное количество, резьбовая смазка (не соответствующая стандартным требованиям, песок и другие примеси), скорость и момент затяжки резьбы, а также усилие зажима больших клещей.
(2) Противоразрушающая (противоразрушающая) способность: По мере увеличения глубины бурения давление на нефть и обсадную трубу в нефтегазовых скважинах возрастает, особенно в глубоких скважинах, сверхглубоких скважинах или нефтегазовых скважинах в сложных пластах, таких как каменная соль, соляная паста, сланцы и мягкие породы, где необходимо изолировать пластический поток. Когда внешнее давление превышает определенный предел, в корпусе нефтегазовой трубы образуются бороздки или эллиптические деформации, что называется разрушением нефтегазовой трубы.
(3) Коррозионная стойкость: Некоторые нефтегазовые месторождения содержат большое количество коррозионно-активных сред, таких как сероводород, диоксид углерода или хлорид-ионы, что предъявляет требования к коррозионной стойкости нефти и обсадных труб, включая устойчивость к сульфидной коррозии под напряжением, устойчивость к коррозии под воздействием CO2 и Cl- и т. д. Коррозионная стойкость нефти и обсадных труб в основном зависит от таких факторов, как химический состав стали и значение остаточного напряжения стальной трубы. Снижение содержания неметаллических включений и вредных элементов в стали, увеличение содержания коррозионностойких элементов, таких как Cr и Ni, снижение остаточного напряжения в стальных трубах и повышение коэффициента текучести стальных труб способствуют повышению коррозионной стойкости нефти и обсадных труб.
(4) Перфорационные характеристики: В нефтедобывающей части обсадной трубы нефтеносного пласта (слоистая добыча нефти в многопластовых нефтяных скважинах) требуется перфорация для обеспечения поступления сырой нефти в обсадную трубу из заданного нефтеносного песчаного пласта. По этой причине обсадная труба нефтеносного пласта должна обладать хорошими перфорационными характеристиками, особенно при использовании беспушечных перфораций, где перфорационные характеристики обсадной трубы должны быть выше. Перфорационные характеристики обсадной трубы определяются с помощью перфорационных испытаний. То есть, испытуемая обсадная труба подвешивается в имитированной скважине, и определенное количество перфорационных пуль определенной формы, расположенных на определенном расстоянии и в разных направлениях, подвешивается к обсадной трубе. Затем проводится перфорация. После перфорации, если вокруг отверстий испытуемой обсадной трубы нет трещин, перфорационные характеристики хорошие; если вокруг отверстий есть несколько небольших трещин, но их количество и длина не превышают требований технических условий, то перфорационные характеристики соответствуют требованиям; И если количество или длина трещин вокруг отверстий превышают требования, особенно если трещины между двумя соседними отверстиями соединены, то качество перфорации считается неудовлетворительным. В нефтедобыче также предъявляются четкие требования к величине расширения обсадной трубы после перфорации и высоте внутренних и внешних заусенцев вокруг отверстий.
Дата публикации: 14 октября 2024 г.