Industry Knowledge | Future Energy Steel

Beni tubolari dei paesi petroliferi (OCTG)

Luglio 17, 2024/In Industry Knowledge/da Acciaio energetico

Merci tubolari dei paesi petroliferi (OCTG) è una famiglia di prodotti laminati senza saldatura costituiti da aste di perforazione, rivestimenti e tubi soggetti a condizioni di carico in base alla loro specifica applicazione. (vedere la Figura 1 per uno schema di un pozzo profondo):

IL Tubo di perforazione è un tubo pesante senza saldatura che fa ruotare la punta del trapano e fa circolare il fluido di perforazione. I segmenti di tubo lunghi 9 m (30 piedi) sono accoppiati con giunti per utensili. L'asta di perforazione è contemporaneamente sottoposta a una coppia elevata durante la perforazione, a una tensione assiale dovuta al suo peso proprio e a una pressione interna mediante lo spurgo del fluido di perforazione. Inoltre, a questi schemi di carico di base possono essere sovrapposti carichi di flessione alternati dovuti a perforazioni non verticali o deviate.
Tubo di rivestimento allinea il pozzo. È soggetto alla tensione assiale dovuta al suo peso proprio, alla pressione interna dovuta allo spurgo del fluido e alla pressione esterna dovuta alle formazioni rocciose circostanti. L'involucro è particolarmente esposto alla tensione assiale e alla pressione interna da parte dell'emulsione di olio o gas pompata.
Il tubing è un tubo attraverso il quale il petrolio o il gas vengono trasportati dal pozzo. I segmenti di tubo sono generalmente lunghi circa 9 m [30 piedi] con una connessione filettata su ciascuna estremità.

La resistenza alla corrosione in condizioni di servizio acide è una caratteristica OCTG molto importante, soprattutto per involucri e tubi.

I processi di produzione tipici degli OCTG includono (tutti gli intervalli dimensionali sono approssimativi)

Processo di laminazione a mandrino continuo e processo su banco a spinta per dimensioni comprese tra 21 e 178 mm di diametro esterno.
Mulino a tappi per dimensioni comprese tra 140 e 406 mm OD.
Foratura a rulli incrociati e rullatura a passo pellegrino per dimensioni comprese tra 250 e 660 mm di diametro esterno.
Questi processi tipicamente non consentono la lavorazione termomeccanica consueta per i prodotti in nastro e lamiera utilizzati per il tubo saldato. Pertanto, i tubi senza saldatura ad alta resistenza devono essere prodotti aumentando il contenuto di lega in combinazione con un trattamento termico adeguato come quench & rinvenimento.

Figura 1. Schema di completamento di un pozzo profondo

Per soddisfare il requisito fondamentale di una microstruttura completamente martensitica anche con pareti di grande spessore, è necessaria una buona temprabilità. Cr e Mn sono i principali elementi di lega utilizzati per produrre una buona temprabilità nell'acciaio bonificato convenzionale. Tuttavia, il requisito di una buona resistenza allo stress cracking da solfuro (SSC) ne limita l'uso. Il Mn tende a segregarsi durante la colata continua e può formare grandi inclusioni di MnS che riducono la resistenza alla fessurazione indotta dall'idrogeno (HIC). Livelli più elevati di Cr possono portare alla formazione di precipitati di Cr7C3 con morfologia piastriforme grossolana, che agiscono come collettori di idrogeno e iniziatori di cricche. La lega con molibdeno può superare i limiti delle leghe Mn e Cr. Il Mo è un indurente molto più forte del Mn e del Cr, quindi può facilmente recuperare l'effetto di una quantità ridotta di questi elementi.

Tradizionalmente, i gradi OCTG erano acciai al carbonio-manganese (fino al livello di resistenza di 55 ksi) o gradi contenenti Mo fino a 0,4% Mo. Negli ultimi anni, la perforazione di pozzi profondi e i serbatoi contenenti contaminanti che causano attacchi corrosivi hanno creato una forte domanda per materiali ad alta resistenza resistenti all'infragilimento da idrogeno e all'SCC. La martensite altamente temperata è la struttura più resistente all'SSC a livelli di resistenza più elevati e 0,75% è la concentrazione di Mo che produce la combinazione ottimale di carico di snervamento e resistenza all'SSC.

Qualcosa che devi sapere: finitura della faccia della flangia

Luglio 16, 2024/In Industry Knowledge/da Acciaio energetico

IL Codice ASME B16.5 richiede che la faccia della flangia (faccia rialzata e faccia piatta) abbia una ruvidità specifica per garantire che questa superficie sia compatibile con la guarnizione e fornisca una tenuta di alta qualità.

È richiesta una finitura seghettata, concentrica o a spirale, con da 30 a 55 scanalature per pollice e una rugosità risultante compresa tra 125 e 500 micro pollici. Ciò consente ai produttori di flange di rendere disponibili vari gradi di finitura superficiale per la superficie di contatto della guarnizione delle flange metalliche.

Finitura seghettata

Finitura di serie
La finitura superficiale più utilizzata tra tutte le flange perché praticamente è adatta a tutte le condizioni di servizio ordinarie. Sotto compressione, la faccia morbida della guarnizione si incastrerà in questa finitura, contribuendo a creare una tenuta e generando un elevato livello di attrito tra le superfici di accoppiamento.

La finitura di queste flange viene generata da un utensile a punta tonda con raggio di 1,6 mm con una velocità di avanzamento di 0,8 mm per giro fino a 12 pollici. Per le dimensioni da 14 pollici e superiori, la finitura viene eseguita con un utensile a punta tonda da 3,2 mm con un avanzamento di 1,2 mm per giro.

Seghettato a spirale
Anche questa è una scanalatura a spirale continua o fonografica, ma differisce dalla finitura stock in quanto la scanalatura viene generalmente generata utilizzando uno strumento a 90° che crea una geometria a "V" con seghettatura angolata a 45°.

Seghettato concentrico
Come suggerisce il nome, questa finitura è composta da scanalature concentriche. Viene utilizzato uno strumento a 90° e le dentellature sono distanziate uniformemente sulla faccia.

Finitura liscia
Questa finitura non presenta segni di utensili visivamente evidenti. Queste finiture sono generalmente utilizzate per guarnizioni con rivestimenti metallici come metallo a doppia camicia, acciaio piatto e metallo ondulato. Le superfici lisce si accoppiano per creare una tenuta e dipendono dalla planarità delle facce opposte per effettuare una tenuta. Ciò si ottiene tipicamente avendo la superficie di contatto della guarnizione formata da una scanalatura a spirale continua (a volte chiamata fonografica) generata da un utensile a punta tonda con raggio di 0,8 mm ad una velocità di avanzamento di 0,3 mm per giro con una profondità di 0,05 mm. Ciò risulterà in una rugosità compresa tra Ra 3,2 e 6,3 micrometri (125 – 250 micro pollici).

FINITURA LISCIA

È adatto per guarnizioni a spirale e guarnizioni non metalliche? Per che tipo di applicazione è questo tipo?

Le flange con finitura liscia sono più comuni per tubazioni a bassa pressione e/o di grande diametro e sono destinate principalmente all'uso con guarnizioni in metallo solido o a spirale.

Le finiture lisce si trovano solitamente su macchinari o giunti flangiati diversi dalle flange dei tubi. Quando si lavora con una finitura liscia, è importante considerare l'utilizzo di una guarnizione più sottile per ridurre gli effetti dello scorrimento viscoso e del flusso freddo. Va notato, tuttavia, che sia una guarnizione più sottile che la finitura liscia, di per sé, richiedono una forza di compressione più elevata (ovvero la coppia del bullone) per ottenere la tenuta.

Lavorazione delle facce della guarnizione delle flange per una finitura liscia di Ra = 3,2 – 6,3 micrometri (= 125 – 250 micropollici AARH)

AARH sta per altezza di rugosità media aritmetica. Viene utilizzato per misurare la rugosità (piuttosto la levigatezza) delle superfici. 125 AARH significa che 125 micro pollici sarà l'altezza media degli alti e bassi della superficie.

63 AARH è specificato per i giunti ad anello.

125-250 AARH (detta finitura liscia) è specificato per le guarnizioni a spirale.

250-500 AARH (si chiama finitura stock) è specificato per guarnizioni morbide come NON amianto, fogli di grafite, elastomeri, ecc. Se utilizziamo una finitura liscia per guarnizioni morbide non si verificherà un sufficiente "effetto mordente" e quindi il giunto potrebbe svilupparsi una perdita.

A volte AARH viene indicato anche come Ra che sta per Roughness Average e ha lo stesso significato.

Conosci le differenze: rivestimento TPEPE e rivestimento 3LPE

Gennaio 25, 2021/In Industry Knowledge/da Acciaio energetico

Tubo in acciaio anticorrosivo TPEPE e il tubo in acciaio anticorrosivo 3PE sono prodotti di miglioramento basati sul polietilene monostrato esterno e sul tubo interno in acciaio con rivestimento epossidico, è la conduttura in acciaio anticorrosivo a lunga percorrenza più avanzata sepolta sottoterra. Sai qual è la differenza tra il tubo in acciaio anticorrosivo TPEPE e il tubo in acciaio anticorrosivo 3PE?

Struttura del rivestimento

La parete esterna del tubo in acciaio anticorrosivo TPEPE è realizzata con processo di avvolgimento con giunzione hot-melt 3PE. È composto da tre strati, resina epossidica (strato inferiore), adesivo (strato intermedio) e polietilene (strato esterno). La parete interna adotta il metodo anticorrosivo della polvere epossidica a spruzzo termico e la polvere viene ricoperta uniformemente sulla superficie del tubo d'acciaio dopo essere stata riscaldata e fusa ad alta temperatura per formare uno strato composito acciaio-plastica, che migliora notevolmente lo spessore del rivestimento e l'adesione del rivestimento, migliora la capacità di resistenza agli urti e alla corrosione e lo rende ampiamente utilizzato.

Il tubo in acciaio con rivestimento anticorrosivo 3PE si riferisce ai tre strati di poliolefina all'esterno del tubo in acciaio anticorrosivo, la sua struttura anticorrosiva è generalmente costituita da una struttura a tre strati, polvere epossidica, adesivo e PE, in pratica, questi tre materiali mescolano la lavorazione di fusione e acciaio il tubo saldamente insieme, formando uno strato di rivestimento anticorrosivo in polietilene (PE), ha una buona resistenza alla corrosione, resistenza alla permeabilità all'umidità e proprietà meccaniche, è ampiamente utilizzato nell'industria degli oleodotti.

Pprestazione Ccaratteristiche

Diversamente dal tubo in acciaio generale, il tubo in acciaio anticorrosivo TPEPE è stato reso anticorrosivo interno ed esterno, ha una tenuta molto elevata e il funzionamento a lungo termine può far risparmiare notevolmente energia, ridurre i costi e proteggere l'ambiente. Con una forte resistenza alla corrosione e una costruzione conveniente, la sua durata è fino a 50 anni. Ha anche una buona resistenza alla corrosione e resistenza agli urti alle basse temperature. Allo stesso tempo, ha anche un'elevata resistenza epossidica, una buona morbidezza dell'adesivo hot melt, ecc. e un'elevata affidabilità anticorrosione; Inoltre, il nostro tubo in acciaio anticorrosivo TPEPE è prodotto in stretta conformità con le specifiche standard nazionali, ottenendo il certificato di sicurezza dell'acqua potabile per tubi in acciaio anticorrosivo, per garantire la sicurezza dell'acqua potabile.

Tubo in acciaio anticorrosivo 3PE realizzato in materiale polietilene, questo materiale è caratterizzato da una buona resistenza alla corrosione e prolunga direttamente la durata del tubo in acciaio anticorrosivo.

Il tubo in acciaio anticorrosivo 3PE a causa delle sue diverse specifiche, può essere suddiviso in grado ordinario e grado di rinforzo, lo spessore del PE del tubo in acciaio anticorrosivo 3PE di grado ordinario è di circa 2,0 mm e lo spessore del PE del grado di rinforzo è di circa 2,7 mm. Come anticorrosivo esterno ordinario sul tubo di rivestimento, il grado ordinario è più che sufficiente. Se viene utilizzato per trasportare direttamente acidi, alcali, gas naturale e altri fluidi, provare a utilizzare il tubo in acciaio anticorrosivo di grado 3PE rinforzato.

Quanto sopra riguarda la differenza tra il tubo in acciaio anticorrosivo TPEPE e il tubo in acciaio anticorrosivo 3PE, che si riflette principalmente nelle caratteristiche prestazionali e nell'applicazione di diversi, la corretta selezione del tubo in acciaio anticorrosivo appropriato, gioca il suo ruolo dovuto.

Calibri per filettature per tubi di rivestimento utilizzati nei progetti di trivellazione petrolifera

Gennaio 20, 2021/In Industry Knowledge/da Acciaio energetico

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:

API5B: Specifies the dimensions, tolerances, and requirements for thread inspection of casing, tubing, and line pipe.
API5CT: 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.

Conclusione

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.

Differenze tra tubi in acciaio rivestiti in plastica e tubi in acciaio rivestiti in plastica

Tubi in acciaio rivestiti in plastica vs Tubi in acciaio rivestiti in plastica

Gennaio 13, 2021/In Industry Knowledge/da Acciaio energetico

Tubo in acciaio rivestito in plastica:

Definizione: il tubo d'acciaio rivestito in plastica è un prodotto composito acciaio-plastica costituito da un tubo d'acciaio come tubo base, con le superfici interne ed esterne trattate, zincatura e vernice a forno o vernice spray all'esterno e rivestito con plastica di polietilene o altro strati anticorrosione.
Classificazione: il tubo in acciaio rivestito in plastica è suddiviso in tubo in acciaio rivestito in plastica per acqua fredda, tubo in acciaio rivestito in plastica per acqua calda e tubo in acciaio rivestito in plastica con rotolamento in plastica.
Rivestimento in plastica: polietilene (PE), polietilene resistente al calore (PE-RT), polietilene reticolato (PE-X), polipropilene (PP-R) polivinilcloruro duro (PVC-U), polivinilcloruro clorurato (PVC-C) ).

Tubo in acciaio rivestito in plastica:

Definizione: il tubo d'acciaio rivestito in plastica è un prodotto composito acciaio-plastica costituito da tubo d'acciaio come tubo base e plastica come materiale di rivestimento. Le superfici interna ed esterna sono fuse e rivestite con uno strato di plastica o altro strato anticorrosivo.
Classificazione: il tubo in acciaio rivestito in plastica è suddiviso in tubo in acciaio rivestito in polietilene e tubo in acciaio rivestito in resina epossidica in base ai diversi materiali di rivestimento.
Materiale di rivestimento in plastica: polvere di polietilene, nastro di polietilene e polvere di resina epossidica.

Etichettatura del prodotto:

Il numero di codice del tubo in acciaio con rivestimento in plastica per acqua fredda è SP-C.
Il codice del tubo in acciaio con rivestimento in plastica per l'acqua calda è SP-CR.
Il codice del tubo in acciaio rivestito in polietilene è SP-T-PE.
Il codice del tubo in acciaio con rivestimento epossidico è SP-T-EP.

Processo produttivo:

Rivestimento in plastica: dopo che il tubo d'acciaio è stato pretrattato, la parete esterna del tubo di plastica viene rivestita uniformemente con adesivo e quindi posizionata nel tubo d'acciaio per farlo espandere e formare un prodotto composito acciaio-plastica.
Rivestimento in plastica: pretrattamento del tubo in acciaio dopo il riscaldamento, trattamento del rivestimento in plastica ad alta velocità e quindi formazione di prodotti compositi acciaio-plastica.

Prestazioni dei tubi in acciaio rivestiti in plastica e dei tubi in acciaio rivestiti in plastica:

Proprietà dello strato plastico di tubi d'acciaio rivestiti in plastica:

Forza di adesione: la forza di adesione tra l'acciaio e il rivestimento in plastica del tubo rivestito in plastica per acqua fredda non deve essere inferiore a 0,3 MPa (30 N/cm2): la forza di adesione tra l'acciaio e il rivestimento in plastica del tubo rivestito in plastica tubo dell'acqua calda non deve essere inferiore a 1,0 MPa (100 N/cm2).

Prestazioni anticorrosive esterne: il prodotto dopo la verniciatura a forno zincata o la vernice spray, a temperatura ambiente in una soluzione acquosa di cloruro di sodio 3% (rapporto peso, volume) imbevuto per 24 ore, l'aspetto non dovrebbe essere bianco, scrostato, scrostato o rugoso .

Test di appiattimento: il tubo d'acciaio rivestito in plastica non si rompe dopo 1/3 del diametro esterno del tubo appiattito e non c'è separazione tra l'acciaio e la plastica.

Prestazioni del rivestimento del tubo d'acciaio rivestito in plastica:

Test stenopeico: la superficie interna del tubo d'acciaio rivestito in plastica è stata rilevata da un rilevatore di scintilla elettrica e non è stata generata alcuna scintilla elettrica.

Adesione: l'adesione del rivestimento in polietilene non deve essere inferiore a 30N/10mm. La forza adesiva del rivestimento in resina epossidica è di grado 1~3.

Test di appiattimento: non si sono verificate crepe dopo l'appiattimento di 2/3 del diametro esterno del tubo di acciaio rivestito in polietilene. Non si è verificato alcun distacco tra il tubo di acciaio e il rivestimento dopo 4/5 del diametro esterno del tubo di acciaio rivestito di resina epossidica è stato appiattito.

Usi della batteria di perforazione, dell'involucro e dei tubi nella trivellazione petrolifera

Linee guida per corde di perforazione, rivestimenti e tubi nel servizio di perforazione

Dicembre 28, 2020/In Industry Knowledge/da Acciaio energetico

I tubi in acciaio per la trivellazione e la produzione petrolifera possono essere generalmente classificati in aste di perforazione (inclusi kelly, aste di perforazione, aste di perforazione ponderate, collari di perforazione), involucri (inclusi involucri superficiali, involucri tecnici, rivestimento dell'involucro in strato di olio) e tubi secondo varie strutture, forme, usi e prestazioni.

Corda di perforazione:

Kelly: Kelly si trova nella parte superiore della batteria di perforazione, collegata al tubo di perforazione sottostante. La struttura è caratterizzata da un quadrato interno tondo esterno o da un esagono interno tondo esterno. La sua funzione è quella di trasferire la potenza rotatoria della tavola rotante di superficie alla punta da fondo pozzo attraverso la batteria di perforazione, per rompere lo strato di roccia inferiore, trasferire il fluido di lavaggio del pozzo, raffreddare la punta e pulire la testata della roccia inferiore.
Asta di perforazione: l'asta di perforazione si trova al centro della batteria di perforazione, sotto il kelly e appesantita sopra l'asta di perforazione o la catena di perforazione. La funzione principale è trasferire la potenza di rotazione del terreno alla punta del trapano attraverso il kelly, che funge da mezzo intermedio, e allungare gradualmente la connessione dell'asta di perforazione per aumentare continuamente la profondità. Iniziare a forare e sostituire la punta del trapano. Trasferire gli strumenti e il fluido di perforazione nel pozzo. L'asta di perforazione è costituita da due parti del corpo del tubo e del giunto mediante saldatura ad attrito. Il tubo senza saldatura in acciaio legato laminato a caldo viene adottato per aumentare la resistenza della parte saldata tra il tubo e il giunto. Le due estremità del corpo del tubo devono essere risvoltate e ispessite nella parte saldata. Le forme di ispessimento includono: ispessimento interno ed ispessimento esterno e ispessimento interno ed esterno, rispettivamente rappresentati dai simboli IU, EU e IEU. I gradi di acciaio per aste di perforazione sono E-75, X-95, G-105 e S-135. Due o tre cifre dopo la lettera indicano il carico di snervamento minimo del grado. I giunti dell'asta di perforazione sono generalmente realizzati in acciaio legato ad alta resistenza mediante laminazione, forgiatura, trattamento termico e lavorazione meccanica in giunti di saldatura di testa di diversi tipi di filettatura. I tipi di filettatura includono principalmente piana interna, foro completo e normale, rappresentati rispettivamente da IF, FH e REG. Per aste di perforazione con qualità e specifiche di acciaio diverse sono necessari giunti saldati di testa di diverse dimensioni e tipi di filettatura. Poiché il diametro esterno del giunto del tubo di perforazione con saldatura di testa è maggiore del diametro esterno del corpo del tubo, è facile da indossare durante la perforazione, quindi il materiale del giunto deve avere elevata resistenza e resistenza all'usura. Per migliorare la resistenza all'usura del giunto, oltre a rafforzare il trattamento e aumentare la durezza del giunto, è generalmente possibile saldare a spruzzo sulla superficie del giunto con materiali di maggiore durezza e resistenza all'usura, aumentando così notevolmente la durata di servizio del giunto.
Asta di perforazione ponderata: è un tipo di asta di perforazione di peso medio simile all'asta di perforazione, con spessore della parete 2-3 volte quella dell'asta di perforazione. Su entrambe le estremità del corpo del tubo a pareti spesse sono presenti giunti per tubi extra lunghi e spessi e parte di giunti per tubi extra spessi al centro. L'asta di perforazione zavorrata viene generalmente aggiunta tra l'asta di perforazione e il collare di perforazione durante la formazione della batteria di perforazione per impedire il cambiamento improvviso della sezione della batteria di perforazione e ridurre l'affaticamento dell'asta di perforazione.
Collare di perforazione: situato nella parte inferiore dell'asta di perforazione o dell'asta di perforazione zavorrata, collegato all'asta di perforazione o all'asta di perforazione zavorrata nella parte superiore e collegato alla punta di perforazione nella parte inferiore. Questi includono collari per trapano in lega, collari per trapano non magnetici, collari per trapano a spirale, collari per trapano quadrati, ecc. Grazie al suo peso e all'elevata rigidità, applica pressione sulla punta e resistenza alla flessione sul pozzo, in modo che la punta possa funzionare senza intoppi, prevenendo la deviazione del pozzo e mantenere il colpo dell'albero.

Involucro:

Affinché il serbatoio sotterraneo di petrolio e gas possa essere trasportato in superficie senza problemi, è necessario far scorrere l'"involucro" dell'olio dal foro inferiore alla parte superiore del pozzo per costruire un canale per evitare scoppi e perdite e isolare i diversi oli, strati di gas e acqua. Può essere suddiviso in involucro superficiale, involucro tecnico, involucro a strato d'olio e rivestimento in base ai diversi usi.

1) Involucro superficiale: utilizzato per perforare il terreno morbido e incline al collasso per rinforzare la parete del pozzo, prevenire il collasso e far procedere la perforazione senza intoppi. Le specifiche comuni sono 13 3/8″ e 10 3/4.

2) Involucro tecnico: durante la perforazione, per prevenire il collasso, le perdite e lo scoppio del pozzo in formazioni complesse e impedire il flusso di fluido dello strato salino ad alta pressione nel pozzo, è necessario applicare l'involucro tecnico per isolare e rinforzare la parete del foro. Le specifiche comuni sono 9 5/8″ e 8 5/8″.

3) Involucro del serbatoio: dopo la perforazione fino allo strato target, per evitare interferenze tra serbatoi con pressioni diverse e altri fluidi immersi nel pozzo, è necessario entrare nell'involucro del serbatoio per isolare gli strati di olio, gas e acqua, per realizzare lo sfruttamento stratificato e l'iniezione di acqua stratificata. Le specifiche comuni sono 4 1/2″, 5 1/2″, 6 5/8″, 7″.

Tubazione:

Viene utilizzato principalmente per il recupero del petrolio e l'estrazione del gas, per esportare petrolio e gas sotterraneo in superficie attraverso tubi. In base alla struttura finale, i tubi possono essere suddivisi in tre tipi: tubi piatti, tubi di ispessimento esterno e tubi con giunzione integrale.

Beni tubolari dei paesi petroliferi (OCTG)

Qualcosa che devi sapere: finitura della faccia della flangia

Conosci le differenze: rivestimento TPEPE e rivestimento 3LPE