Увеличение срока службы промывочной трубы и снижение затрат на буровые операции

Рассмотрены факторы, влияющие на срок службы узла промывочной трубы верхнего привода буровой установки. При бурении жидкость циркулирует по бурильной колонне для охлаждения и смазки бурового долота и вымывания шлама и других частиц из ствола скважины. Верхний конец вращающейся бурильной колонны механически соединен с вращающимся стержнем верхнего привода. Узел промывочной трубы обеспечивает герметичное соединение между неподвижным поворотным элементом (или верхним приводным элементом, известным как гусиная шея) и вращающимся верхним концом бурильной колонны. Промывочная труба — это элемент, используемый в буровых операциях, особенно в нефтяном и газовом бурении. Основная функция промывочной трубы заключается в транспортировании бурового раствора от буровой установки к долоту. Этот раствор охлаждает долото, смазывает его и помогает удалять шлам из скважины. В системе циркуляции бурового раствора под высоким давлением промывочная труба подвержена интенсивному износу. Увеличение ее срока службы при одновременном снижении затрат на буровые операции является приоритетом для операторов, стремящихся повысить эффективность и рентабельность буровых операций. Рассмотрены пути достижения этой цели путем выбора материалов, методов технического обслуживания, управления буровым раствором и технологических инноваций.
EDN: LNTVRQ, https://elibrary/lntvrq

Литература

[1] Амиров Ф.Г., Ширалиев И.Т. Износ поверхности промывочной трубы верхнего привода. ISUDEF’24, 2024, с. 57–62.

[2] Амиров Ф.Г., Ширалиев И.Т. Износ уплотнений промывочной трубы на верхнем приводе. AzTU, 2024, с. 990–994.

[3] Procedures for inspection, maintenance, repair, and remanufacture of drilling equipment. API recommended practice 7L. URL: https://www.api.org/~/media/files/publications/addenda-and-errata/exploration-production/7l_e1_a1.pdf?la=en (accessed: 15.05.2024).

[4] Robichaux K.M., Robichaux T.P., Caillouet K.G. Seal configuration for top drive swivel apparatus and method. Patent US 7913760. Appl. 16.03.2010, publ. 29.03.2011.

[5] Rabia H. Oilwell drilling engineering. Principles and practice. Graham & Trotman, 1985. 322 p.

[6] Lyons W.C. Standard handbook of petroleum and natural gas engineering. Elsevier, 2011. 1588 p.

[7] Svein Stubstad. Top drive wash pipe system. Patent Application Publication, US 2008/0230274 A1 Sep. 25, 2008. p. 12.

[8] Seneviratne P.D. Washpipe assembly. Patent EP 1752607. Appl. 27.08.2002, publ. 14.02.2007.

[9] Picas J.A., Forn A., Matthäus G. HVOF coatings as an alternative to hard chrome for pistons and valves. Wear, 2006, vol. 261, no. 5–6, pp. 477–484, doi: https://doi.org/10.1016/j.wear.2005.12.005

[10] Huang Z., Yin Z., Wu W. Experimental research on improving the wear resistance and anti-friction properties of drill pipe joints, Industrial Lubrication and Tribology, 2021, vol. 73, no. 9, pp. 1198–1208.

[11] Argo M.E.K.K., Wang J.C., Lee C.M. Wear prediction and monitoring in drilling operations. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 2018, p. 8.

[12] Amirov F.G., Shiraliyev I.Т. Research on wear and tear of the mud pump liners. 4th Int. Conf. on Energy Supply and Energy Efficiency, 2020, pp. 65–66.

[13] Faller K. Combining Condition Monitoring and Predictive Modeling to Improve Equipment Uptime on Drilling Rigs, SPE Gulf Coast Section 2008 Digital Energy Conference and Exhibition, Houston, Texas, USA, May 20 2008, 9 p.

[14] Mitchell R.F., Miska S.Z. Fundamentals of drilling engineering. Society of Petroleum Engineers, 2010. 696 p.

[15] Bourgoyne Jr.A.T., Millheim K.K., Chenevert M.E. et al. Applied drilling engineering. Society of Petroleum Engineers, 1986. 502 p.

[16] Hutchings I.M. Tribology. Friction and wear of engineering materials. Elsevier, 1992. 280 p.

[17] McCauley M.G.J., Keogh N.K., Smith A.D.D. et al. Innovative materials and coatings for drill pipe longevity. SPE/IADC Drilling Conference and Exhibition, 2019, p. 7.