Productos tubulares para campos petrolíferos (OCTG)

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Productos tubulares para campos petroleros (OCTG) es una familia de productos laminados sin costura que consiste en tubería de perforación, revestimiento y tubería sometidos a condiciones de carga de acuerdo con su aplicación específica. (consulte la Figura 1 para ver un esquema de un pozo profundo):

El Tubería de perforación Es un tubo pesado sin costura que hace girar la broca y hace circular el fluido de perforación. Los segmentos de tubería de 30 pies (9 m) de largo se acoplan con juntas de herramientas. La tubería de perforación se somete simultáneamente a un alto torque durante la perforación, tensión axial debido a su peso muerto y presión interna debido a la purga del fluido de perforación. Además, a estos patrones de carga básicos se les pueden superponer cargas de flexión alternas debido a perforaciones no verticales o desviadas.
tubo de revestimiento recubre el pozo. Está sujeto a tensión axial por su peso muerto, presión interna por purga de fluido y presión externa por las formaciones rocosas circundantes. La carcasa está particularmente expuesta a la tensión axial y la presión interna por la emulsión de petróleo o gas bombeada.
La tubería es una tubería a través de la cual se transporta el petróleo o el gas desde el pozo. Los segmentos de tubería generalmente tienen alrededor de 30 pies [9 m] de largo con una conexión roscada en cada extremo.

La resistencia a la corrosión en condiciones de servicio amargas es una característica muy importante de los OCTG, especialmente para carcasas y tuberías.

Los procesos típicos de fabricación de OCTG incluyen (todos los rangos dimensionales son aproximados)

Proceso de laminación con mandril continuo y proceso de banco de empuje para tamaños entre 21 y 178 mm de diámetro exterior.
Laminador de enchufes para tamaños entre 140 y 406 mm de diámetro exterior.
Perforación con rodillo transversal y laminado en peregrino para tamaños entre 250 y 660 mm de diámetro exterior.
Estos procesos normalmente no permiten el procesamiento termomecánico habitual para los productos de tiras y placas utilizados para el tubo soldado. Por lo tanto, se deben producir tubos sin costura de alta resistencia aumentando el contenido de aleación en combinación con un tratamiento térmico adecuado, como enfriamiento y revenido.

Figura 1. Esquema de una terminación de pozo profundo

Cumplir con el requisito fundamental de una microestructura totalmente martensítica incluso con un gran espesor de pared de tubería requiere una buena templabilidad. Cr y Mn son los principales elementos de aleación utilizados para producir una buena templabilidad en acero tratable térmicamente convencional. Sin embargo, el requisito de una buena resistencia al agrietamiento por tensión por sulfuro (SSC) limita su uso. El Mn tiende a segregarse durante la colada continua y puede formar grandes inclusiones de MnS que reducen la resistencia al agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC). Niveles más altos de Cr pueden conducir a la formación de precipitados de Cr7C3 con morfología en forma de placa gruesa, que actúan como recolectores de hidrógeno e iniciadores de grietas. La aleación con molibdeno puede superar las limitaciones de la aleación con Mn y Cr. El Mo es un endurecedor mucho más fuerte que el Mn y el Cr, por lo que puede recuperar fácilmente el efecto de una cantidad reducida de estos elementos.

Tradicionalmente, los grados OCTG eran aceros al carbono-manganeso (hasta el nivel de resistencia de 55 ksi) o grados que contenían Mo hasta 0,4% Mo. En los últimos años, la perforación de pozos profundos y los yacimientos que contienen contaminantes que causan ataques corrosivos han creado una fuerte demanda. para materiales de mayor resistencia resistentes a la fragilización por hidrógeno y SCC. La martensita altamente templada es la estructura más resistente al SSC en niveles de resistencia más altos, y 0.75% es la concentración de Mo que produce la combinación óptima de límite elástico y resistencia al SSC.

Algo que necesita saber: acabado de la cara de la brida

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El Código ASME B16.5 requiere que la cara de la brida (cara elevada y cara plana) tenga una rugosidad específica para garantizar que esta superficie sea compatible con la junta y proporcione un sello de alta calidad.

Se requiere un acabado dentado, ya sea concéntrico o en espiral, con 30 a 55 ranuras por pulgada y una rugosidad resultante entre 125 y 500 micropulgadas. Esto permite que los fabricantes de bridas ofrezcan varios grados de acabado superficial para la superficie de contacto de la junta de las bridas metálicas.

Acabado de la cara de la brida

Acabado dentado

Acabado original
El acabado superficial de bridas más utilizado porque, en la práctica, es adecuado para todas las condiciones de servicio ordinarias. Bajo compresión, la cara suave de una junta se incrustará en este acabado, lo que ayuda a crear un sello y se genera un alto nivel de fricción entre las superficies de contacto.

El acabado de estas bridas se genera mediante una herramienta de punta redonda de 1,6 mm de radio a una velocidad de avance de 0,8 mm por revolución hasta 12 pulgadas. Para tamaños de 14 pulgadas y mayores, el acabado se realiza con una herramienta de punta redonda de 3,2 mm con un avance de 1,2 mm por revolución.

Acabado frontal de brida - Acabado originalAcabado frontal de brida - Acabado original

Espiral dentada
Esta también es una ranura en espiral continua o fonográfica, pero se diferencia del acabado original en que la ranura generalmente se genera utilizando una herramienta de 90° que crea una geometría en “V” con un dentado en ángulo de 45°.

Acabado frontal de brida - Espiral dentada

Dentado concéntrico
Como sugiere el nombre, este acabado se compone de ranuras concéntricas. Se utiliza una herramienta de 90° y los dientes están espaciados uniformemente a lo largo de la cara.

Acabado frontal de brida: dentado concéntrico

Acabado suave
Este acabado no muestra marcas de herramientas visualmente aparentes. Estos acabados se utilizan normalmente para juntas con revestimientos metálicos, como acero plano, doble revestimiento y metal corrugado. Las superficies lisas se acoplan para crear un sello y dependen de la planitud de las caras opuestas para efectuar un sello. Esto normalmente se logra teniendo la superficie de contacto de la junta formada por una ranura en espiral continua (a veces llamada fonográfica) generada por una herramienta de punta redonda de 0,8 mm de radio a una velocidad de avance de 0,3 mm por revolución con una profundidad de 0,05 mm. Esto dará como resultado una rugosidad entre Ra 3,2 y 6,3 micrómetros (125 – 250 micropulgadas).

Acabado frontal de brida - Acabado liso

ACABADO SUAVE

¿Es adecuado para juntas en espiral y juntas no metálicas? ¿Para qué tipo de aplicación es este tipo?

Las bridas de acabado liso son más comunes para tuberías de baja presión y/o de gran diámetro y están diseñadas principalmente para usarse con juntas de metal sólido o enrolladas en espiral.

Los acabados lisos suelen encontrarse en maquinaria o en uniones bridadas distintas de las bridas de tuberías. Cuando se trabaja con un acabado liso, es importante considerar el uso de una junta más delgada para disminuir los efectos de la fluencia y el flujo en frío. Cabe señalar, sin embargo, que tanto una junta más delgada como el acabado liso, en sí mismos, requieren una fuerza de compresión mayor (es decir, torsión del perno) para lograr el sello.

Mecanizado de las caras de las juntas de las bridas hasta obtener un acabado liso de Ra = 3,2 – 6,3 micrómetros (= 125 – 250 micropulgadas AARH)

AARH significa Altura de rugosidad promedio aritmética. Se utiliza para medir la rugosidad (más bien la suavidad) de las superficies. 125 AARH significa que 125 micropulgadas será la altura promedio de las subidas y bajadas de la superficie.

63 AARH se especifica para juntas tipo anillo.

125-250 AARH (se llama acabado liso) se especifica para juntas enrolladas en espiral.

250-500 AARH (se llama acabado original) se especifica para juntas blandas como las que no contienen asbesto, láminas de grafito, elastómeros, etc. Si utilizamos un acabado liso para juntas blandas, no se producirá suficiente "efecto de mordida" y, por lo tanto, la junta puede desarrollar una fuga.

A veces, AARH también se conoce como Ra, que significa promedio de rugosidad y significa lo mismo.

Conozca las diferencias: revestimiento TPEPE frente a revestimiento 3LPE

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Tubería de acero anticorrosivo TPEPE y la tubería de acero anticorrosivo 3PE son productos de actualización basados en la tubería exterior de polietileno de una sola capa y la tubería interna de acero recubierta de epoxi; es la tubería de acero anticorrosivo de larga distancia más avanzada enterrada bajo tierra. ¿Sabes cuál es la diferencia entre la tubería de acero anticorrosivo TPEPE y la tubería de acero anticorrosivo 3PE?

 

 

Estructura de revestimiento

La pared exterior de la tubería de acero anticorrosivo TPEPE está hecha de un proceso de bobinado de unión termofusible 3PE. Se compone de tres capas, resina epoxi (capa inferior), adhesivo (capa intermedia) y polietileno (capa exterior). La pared interior adopta la forma anticorrosión de polvo epoxi por pulverización térmica, y el polvo se recubre uniformemente sobre la superficie de la tubería de acero después de calentarse y fusionarse a alta temperatura para formar una capa compuesta de acero y plástico, lo que mejora en gran medida el espesor. del recubrimiento y la adhesión del recubrimiento, mejora la capacidad de resistencia a los golpes y a la corrosión, y lo hace ampliamente utilizado.

La tubería de acero con revestimiento anticorrosivo 3PE se refiere a las tres capas de poliolefina en el exterior de la tubería de acero anticorrosión, su estructura anticorrosión generalmente consiste en una estructura de tres capas, polvo epoxi, adhesivo y PE; en la práctica, estos tres materiales se mezclan con procesamiento de fusión y acero. Tubería firmemente unida, formando una capa de revestimiento anticorrosivo de polietileno (PE), tiene buena resistencia a la corrosión, resistencia a la permeabilidad a la humedad y propiedades mecánicas, y se usa ampliamente en la industria de oleoductos.

PAGrendimiento Ccaracteristicas

A diferencia de la tubería de acero general, la tubería de acero anticorrosivo TPEPE se ha fabricado con anticorrosivo interno y externo, tiene un sellado muy alto y el funcionamiento a largo plazo puede ahorrar en gran medida energía, reducir costos y proteger el medio ambiente. Con una fuerte resistencia a la corrosión y una construcción conveniente, su vida útil es de hasta 50 años. También tiene buena resistencia a la corrosión y al impacto a bajas temperaturas. Al mismo tiempo, también tiene alta resistencia epoxi, buena suavidad del adhesivo termofusible, etc., y tiene una alta confiabilidad anticorrosión; Además, nuestra tubería de acero anticorrosivo TPEPE se produce en estricta conformidad con las especificaciones estándar nacionales y obtuvo el certificado de seguridad para agua potable de tubería de acero anticorrosivo, para garantizar la seguridad del agua potable.

Tubería de acero anticorrosivo 3PE hecha de material de polietileno, este material se caracteriza por una buena resistencia a la corrosión y extiende directamente la vida útil de la tubería de acero anticorrosivo.

La tubería de acero anticorrosivo 3PE debido a sus diferentes especificaciones, se puede dividir en grado ordinario y grado de refuerzo, el espesor de PE del tubo de acero anticorrosivo 3PE de grado ordinario es de aproximadamente 2,0 mm y el espesor de PE del grado de refuerzo es de aproximadamente 2,7 mm. Como anticorrosión externa ordinaria en tuberías de revestimiento, el grado ordinario es más que suficiente. Si se utiliza para transportar directamente ácido, álcali, gas natural y otros fluidos, intente utilizar tubería de acero anticorrosión reforzada de grado 3PE.

Lo anterior trata sobre la diferencia entre la tubería de acero anticorrosivo TPEPE y la tubería de acero anticorrosivo 3PE, que se refleja principalmente en las características de rendimiento y la aplicación de diferentes, la selección correcta de la tubería de acero anticorrosivo apropiada juega su debido papel.

Medidores de rosca para tuberías de revestimiento utilizadas en proyectos de perforación petrolera

Medidores de rosca para tuberías de revestimiento utilizadas en proyectos de perforación petrolera

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In the oil and gas industry, casing pipes play a critical role in maintaining the structural integrity of wells during drilling operations. To ensure the safe and efficient operation of these wells, the threads on the casing pipes must be precisely manufactured and thoroughly inspected. This is where thread gauges become indispensable.

Thread gauges for casing pipes help ensure the correct threading, which directly affects the performance and safety of oil wells. In this blog, we will explore the importance of thread gauges, how they are used in oil drilling projects, and how they help address common industry concerns.

1. What are Thread Gauges?

Thread gauges are precision measuring tools used to verify the dimensional accuracy and fit of threaded components. In the context of oil drilling, they are essential for inspecting the threads on casing pipes to ensure they meet industry standards and will form secure, leak-proof connections in the well.

Types of Thread Gauges:

  • Ring Gauges: Used to check the external threads of a pipe.
  • Plug Gauges: Used to inspect internal threads of a pipe or coupling.
  • Caliper-type Gauges: These gauges measure the diameter of the thread, ensuring proper size and fit.
  • API Thread Gauges: Specifically designed to meet standards set by the American Petroleum Institute (API) for oil and gas applications.

2. The Role of Casing Pipes in Oil Drilling

Casing pipes are used to line the wellbore during and after the drilling process. They provide structural integrity to the well and prevent contamination of groundwater, as well as ensuring that the oil or gas is safely extracted from the reservoir.

Oil wells are drilled in multiple stages, each requiring a different size of casing pipe. These pipes are connected end-to-end using threaded couplings, forming a secure and continuous casing string. Ensuring that these threaded connections are accurate and secure is critical to preventing leaks, blowouts, and other failures.

3. Why are Thread Gauges Important in Oil Drilling?

The harsh conditions encountered in oil drilling—high pressures, extreme temperatures, and corrosive environments—demand precision in every component. Thread gauges ensure that the threads on casing pipes are within tolerance, helping to:

  • Ensure a Secure Fit: Properly gauged threads ensure that pipes and couplings fit together tightly, preventing leaks that could lead to costly downtime or environmental damage.
  • Prevent Well Failure: Poorly threaded connections are one of the leading causes of well integrity issues. Thread gauges help identify manufacturing defects early, preventing catastrophic failures during drilling operations.
  • Maintain Safety: In oil drilling, safety is paramount. Thread gauges ensure that casing connections are robust enough to withstand the high pressures encountered deep underground, thereby protecting workers and equipment from potentially hazardous situations.

4. How are Thread Gauges Used in Oil Drilling Projects?

Thread gauges are used at various stages of an oil drilling project, from the manufacturing of casing pipes to field inspections. Below is a step-by-step overview of how they are applied:

1. Manufacturing Inspection:

During production, casing pipes and couplings are manufactured with precise threading to ensure a secure fit. Thread gauges are used throughout this process to verify that the threads meet the required standards. If any thread falls out of tolerance, it is either re-machined or discarded to prevent future issues.

2. Field Inspection:

Before the casing pipes are lowered into the wellbore, field engineers use thread gauges to inspect both the pipes and couplings. This ensures that the threads are still within tolerance and have not been damaged during transport or handling.

3. Recalibration and Maintenance:

Thread gauges themselves must be regularly calibrated to ensure ongoing accuracy. This is particularly important in the oil industry, where even a small discrepancy in threading can lead to costly failures.

5. Key Threading Standards in the Oil and Gas Industry

Thread gauges must comply with strict industry standards to ensure compatibility and safety in oil and gas operations. The most commonly used standards for casing pipes are defined by the American Petroleum Institute (API), which governs specifications for casing, tubing, and line pipe threads. These include:

  • API 5B: Specifies the dimensions, tolerances, and requirements for thread inspection of casing, tubing, and line pipe.
  • API 5CT: Governs the materials, manufacturing, and testing of casing and tubing for oil wells.
  • API Buttress Threads (BTC): Commonly used in casing pipes, these threads have a large load-bearing surface and are ideal for high-stress environments.

Ensuring compliance with these standards is critical, as they are designed to protect the integrity of oil and gas wells under extreme operating conditions.

6. Common Challenges in Threading for Casing Pipes and How Thread Gauges Help

1. Thread Damage During Transport:

Casing pipes are often transported to remote locations, and damage can occur during handling. Thread gauges allow for field inspection, ensuring that any damaged threads are identified and repaired before the pipes are lowered into the well.

2. Thread Wear Over Time:

In some cases, casing strings may need to be removed and reused. Over time, the threads may wear down, compromising the integrity of the connection. Thread gauges can detect wear, allowing engineers to decide if the casing pipe can be reused or if new pipes are necessary.

3. Mismatched Threads:

Different casing manufacturers may have slight variations in their threading, leading to potential issues when pipes from different sources are used in the same well. Thread gauges can help identify mismatches and ensure that all pipes used are compatible with one another.

4. Quality Assurance:

Thread gauges offer a reliable way to perform quality checks during both the manufacturing process and field operations, ensuring consistency across all casing pipes used in a project.

7. Best Practices for Using Thread Gauges in Oil Drilling

To maximize the effectiveness of thread gauges and minimize the risk of well integrity issues, operators should follow these best practices:

  • Regular Calibration of Gauges: Thread gauges should be calibrated regularly to ensure they are providing accurate measurements.
  • Training for Technicians: Ensure that field and manufacturing technicians are properly trained in the use of thread gauges and can accurately interpret the results.
  • Visual and Gauge-Based Inspections: While thread gauges provide precision, visual inspection for damage such as dents, corrosion, or wear is also critical.
  • Data Tracking: Keep records of all thread inspections to monitor patterns of wear or damage over time, allowing for predictive maintenance.

Conclusión

Thread gauges for casing pipes are a crucial component of oil drilling operations, helping ensure that casing pipes are correctly threaded and meet the stringent demands of the industry. By using thread gauges throughout the manufacturing, transport, and drilling stages, oil and gas operators can improve the safety, reliability, and efficiency of their projects.

In oil drilling, where every connection matters, the precision offered by thread gauges can mean the difference between a successful operation and a costly failure. Regular use of these tools, along with adherence to industry standards, ensures the long-term integrity of well casings and the overall safety of the drilling project.

Diferencias entre tubos de acero revestidos de plástico y tubos de acero revestidos de plástico

Tuberías de acero revestidas de plástico versus tuberías de acero revestidas de plástico

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  1. Tubería de acero revestida de plástico:
  • Definición: La tubería de acero revestida de plástico es un producto compuesto de acero y plástico hecho de tubería de acero como tubería base, con sus superficies interior y exterior tratadas, galvanizado y pintura para hornear o pintura en aerosol en el exterior, y revestida con plástico de polietileno u otro capas anticorrosión.
  • Clasificación: La tubería de acero revestida de plástico se divide en tubería de acero revestida de plástico para agua fría, tubería de acero revestida de plástico para agua caliente y tubería de acero revestida de plástico con laminado de plástico.
  • Plástico de revestimiento: polietileno (PE), polietileno resistente al calor (PE-RT), polietileno reticulado (PE-X), polipropileno (PP-R), cloruro de polivinilo duro (PVC-U), cloruro de polivinilo clorado (PVC-C). ).
  1. Tubería de acero recubierta de plástico:
  • Definición: La tubería de acero recubierta de plástico es un producto compuesto de acero y plástico que está hecho de tubería de acero como tubería base y plástico como material de revestimiento. Las superficies interior y exterior se funden y se recubren con una capa de plástico u otra capa anticorrosiva.
  • Clasificación: La tubería de acero recubierta de plástico se divide en tubería de acero recubierta de polietileno y tubería de acero recubierta de resina epoxi según los diferentes materiales de revestimiento.
  • Material de revestimiento plástico: polietileno en polvo, cinta de polietileno y resina epoxi en polvo.
  1. Etiquetado del producto:
  • El número de código de la tubería de acero con revestimiento de plástico para agua fría es SP-C.
  • El número de código de la tubería de acero con revestimiento de plástico para agua caliente es SP-CR.
  • El código de tubería de acero recubierta de polietileno es SP-T-PE.
  • El código de tubería de acero recubierto de epoxi es SP-T-EP.
  1. Proceso de producción:
  • Revestimiento de plástico: después de pretratar la tubería de acero, la pared exterior de la tubería de plástico se recubre uniformemente con adhesivo y luego se coloca en la tubería de acero para expandirla y formar un producto compuesto de acero y plástico.
  • Revestimiento plástico: pretratamiento de tubos de acero después del calentamiento, tratamiento de revestimiento plástico de alta velocidad y luego formación de productos compuestos de acero y plástico.
  1. Rendimiento de tubos de acero revestidos de plástico y tubos de acero revestidos de plástico:
  • Propiedad de la capa plástica de tubos de acero revestidos de plástico:

Fuerza de unión: la fuerza de unión entre el acero y el revestimiento de plástico de la tubería revestida de plástico para agua fría no debe ser inferior a 0,3 Mpa (30 N/cm2): la fuerza de unión entre el acero y el revestimiento de plástico de la tubería revestida de plástico La tubería de agua caliente no debe ser inferior a 1,0 Mpa (100 N/cm2).

Rendimiento anticorrosión externo: el producto después de pintura galvanizada para hornear o pintura en aerosol, a temperatura ambiente en una solución acuosa de cloruro de sodio 3% (relación de peso, volumen) remojada durante 24 horas, la apariencia no debe ser blanca, sin corrosión, descamación, elevación o arrugas. .

Prueba de aplanamiento: la tubería de acero revestida de plástico no se agrieta después de 1/3 del diámetro exterior de la tubería aplanada y no hay separación entre el acero y el plástico.

  • Rendimiento del revestimiento de tubos de acero recubiertos de plástico:

Prueba de poros: un detector de chispas eléctrico detectó la superficie interior de la tubería de acero recubierta de plástico y no se generó ninguna chispa eléctrica.

Adhesión: la adherencia del revestimiento de polietileno no debe ser inferior a 30 N/10 mm. La fuerza adhesiva del recubrimiento de resina epoxi es de grado 1~3.

Prueba de aplanamiento: no se produjeron grietas después de aplanar 2/3 del diámetro exterior del tubo de acero recubierto de polietileno. No se produjo pelado entre el tubo de acero y el revestimiento después de 4/5 del diámetro exterior del tubo de acero recubierto de resina epoxi. fue aplanado.

Usos de sarta de perforación, revestimiento y tubería en la perforación petrolera.

Directrices para sartas de perforación, revestimiento y tuberías en el servicio de perforación

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Los tubos de acero para perforación y producción de petróleo se pueden clasificar generalmente en sarta de perforación (incluidos Kelly, tubo de perforación, tubo de perforación ponderado, collar de perforación), revestimiento (incluido revestimiento de superficie, revestimiento técnico, revestimiento de revestimiento de capa de aceite) y tubería de acuerdo con diversas estructuras. formas, usos y prestaciones.

Usos de sarta de perforación, revestimiento y tubería en la perforación petrolera.

  1. Sarta de perforación:
  • Kelly: El Kelly está ubicado en la parte superior de la sarta de perforación, conectado con la tubería de perforación que se encuentra debajo. La estructura se caracteriza por un cuadrado exterior redondo interior o un hexágono exterior redondo interior. Su función es transferir la potencia giratoria de la mesa giratoria de superficie a la broca de fondo de pozo a través de la sarta de perforación, romper la capa de roca del fondo, transferir el fluido de lavado del pozo, enfriar la broca y limpiar el cabezal de roca del fondo.
  • Tubería de perforación: La tubería de perforación se ubica en el medio de la sarta de perforación, debajo del Kelly y se pesa sobre la tubería de perforación o la cadena de perforación. La función principal es transferir la potencia de rotación del suelo a la broca a través del Kelly, que sirve como medio intermedio, y alargar gradualmente la conexión de la tubería de perforación para hacer que la profundidad aumente continuamente. Comience a perforar y reemplace la broca. Transfiera herramientas y fluido de perforación al pozo. La tubería de perforación está hecha de dos partes del cuerpo de la tubería y se une mediante soldadura por fricción. Se adopta tubería sin costura de acero de aleación laminada en caliente para aumentar la resistencia de la parte soldada entre la tubería y la junta. Los dos extremos del cuerpo del tubo se recalcarán y engrosarán en la parte de soldadura. Las formas de engrosamiento incluyen: engrosamiento interno y engrosamiento externo, y engrosamiento interno y externo, representados respectivamente por los símbolos IU, EU e IEU. Los grados de acero para tuberías de perforación son E-75, X-95, G-105 y S-135. Dos o tres dígitos después de la letra indican el límite elástico mínimo del grado. Las juntas de las tuberías de perforación generalmente se fabrican con acero de aleación de alta resistencia mediante laminado, forjado, tratamiento térmico y procesamiento mecánico en juntas de soldadura a tope de diferentes tipos de roscas. Los tipos de rosca incluyen principalmente plana interna, orificio completo y normal, que están representadas respectivamente por IF, FH y REG. Se requieren uniones soldadas a tope de diferentes tamaños y tipos de roscas para tubos de perforación con diferentes grados y especificaciones de acero. Dado que el diámetro exterior de la junta del tubo de perforación para soldadura a tope es mayor que el diámetro exterior del cuerpo del tubo, es fácil de desgastar durante la perforación, por lo que se requiere que el material de la junta tenga alta resistencia y resistencia al desgaste. Para mejorar la resistencia al desgaste de la junta, además de fortalecer el tratamiento y aumentar la dureza de la junta, generalmente es posible rociar soldadura en la superficie de la junta con mayor dureza y materiales resistentes al desgaste, aumentando así considerablemente la vida útil. de la articulación.
  • Tubería de perforación ponderada: es un tipo de tubería de perforación de peso medio similar a la tubería de perforación, con un espesor de pared de 2 a 3 veces mayor que la tubería de perforación. En ambos extremos del cuerpo del tubo de paredes gruesas, hay juntas de tubería extralargas y gruesas y parte de juntas de tubería extragruesas en el medio. La tubería de perforación ponderada generalmente se agrega entre la tubería de perforación y el collar de perforación al formar la sarta de perforación para evitar el cambio repentino de la sección de la sarta de perforación y reducir la fatiga de la tubería de perforación.
  • Collar de perforación: ubicado en la parte inferior de la tubería de perforación o tubería de perforación ponderada, conectado con la tubería de perforación o tubería de perforación ponderada en la parte superior y conectado con la broca en la parte inferior. Estos incluyen portamechas de aleación, portamechas no magnéticos, portamechas en espiral, portamechas cuadradas, etc. Por su propio peso y alta rigidez, aplique presión de la broca y resistencia a la flexión al pozo, para que la broca pueda funcionar sin problemas y evite la desviación del pozo. y mantener el golpe del eje.
  1. Caja:

Para que el yacimiento subterráneo de petróleo y gas sea transportado a la superficie sin problemas, es necesario pasar la “carcasa” de petróleo desde el fondo del pozo hasta la parte superior del pozo para construir un canal que evite explosiones y fugas y aislar los diferentes petróleos. capas de gas y agua. Se puede dividir en carcasa de superficie, carcasa técnica, carcasa de capa de aceite y revestimiento según los diferentes usos.

1) Revestimiento de superficie: se utiliza para perforar a través del suelo blando y propenso a colapsar para reforzar la pared del pozo, evitar el colapso y hacer que la perforación se realice sin problemas. Las especificaciones comunes son 13 3/8 ″ y 10 3/4.

2) Revestimiento técnico: En la perforación, para evitar el colapso, las fugas y la explosión del pozo en formaciones complejas y evitar el flujo de fluido de la capa de salmuera a alta presión hacia el pozo, se debe aplicar el revestimiento técnico para aislar y reforzar la pared del pozo. Las especificaciones comunes son 9 5/8″ y 8 5/8″.

3) Carcasa del yacimiento: después de perforar hasta la capa objetivo, para evitar que la interferencia entre yacimientos con diferentes presiones y otros fluidos se sumerjan en el pozo, es necesario entrar en la carcasa del yacimiento para aislar las capas de petróleo, gas y agua, para Realizar explotación en capas e inyección de agua en capas. Las especificaciones comunes son 4 1/2″, 5 1/2″, 6 5/8″, 7″.

Usos de sarta de perforación, revestimiento y tubería en la perforación petrolera.

  1. Tubería:

Se utiliza principalmente para la recuperación de petróleo y extracción de gas, para exportar petróleo y gas subterráneos a la superficie a través de tuberías. Según su estructura final, el tubo se puede dividir en tres tipos: tubo plano, tubo engrosado externo y tubo de junta integral.