автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.07, диссертация на тему:Научно-технологические методы комплексного повышения ресурса деталей скважинного нефтегазопромыслового оборудования

ргб од

М1Н1СТЕРСТВО ОСВ1ТИ УКРА1НЙ 1ВАНО-ФРАНК1ВСЫШЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХН1ЧНИЙ УН1ВЕРСИТЕТ НАФТИ I ГАЗУ

На правах рукопису КОПЕЙ Богдан Володимирович

НАУКОВО-ТЕХНОЛОГ1ЧН1 МЕТОДИ КОМПЛЕКСНОГО П1ДВИЩЕННЯ РЕСУРСУ ДЕТАЛЕЙ СВЕРДЛОВИННОГО НАФТ0ГА30В0Г0 ОБЛАДНАННЯ

Спец1альн1сть 05.15.07 - Машини та агрегати нафтово1 1

газово! промисловост1

Автореферат дисертацП на здобуття наукового ступени доктора техн1чних наук

1вано-Франк1вськ - 1996

Дисертащею е рукопис.

Робота виконана в 1вано-Фрашавському державному техн!чно-

му ун1верситет1 нафти 1 газу (1ФДТУНГ).

Науковий консультант: академ1к УНГА, доктор техн1чних наук.

0ф1ц1йн1 опоненти:

1. Доктор техн!чних наук Б1ЛИК С.Ф.

2. Доктор техн1чних наук, професор НЙКИФОРЧИН Г.М.

3. Доктор техн1чних наук, професор КОЦКУЛИЧ Я.С. Пров1дна орган1зац1я : ВАТ "Укрнафта"(м.Ки!в).

Захист в1дбудеться " 6 " грудня 1996 р. о 10 год. на зас1данн1 спец1ал1зовано1 вчено! ради Д.09.02.01 в 1вано-Франк1вському державному техн1чному ун1верситет1 нафти 1 газу. Адреса: 284018 м.1вано-Франк1вськ, вул.Карпатська, 15, конфе-ренцзал науково-техн1чно1 б1бл1отеки.

3 дисертац1ею можна ознайомитись в б1бл1отец1 1вано-Фран-к1вського державного техн1чного ун!верситету нафти 1 газу,--Адреса: 284018 м.1вано-Франк1вськ, вул. Карпатська, 15.

Автореферат роз1сланий " 6 " листопада 1996 року.

професор Крижан1вський е. I.

Вчений секретар спец1ал1зовано1 вчено! ради

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОБЛЕМ.

Актуальн1сть 1 стугпнь досл1дженост! тематики дисертацП.

Одна з найважлив!ших задач, яй стоять перед нафтогазовою про-мислов1стю Укра!ни, е забезпечення енергонос!ями народного гос-подарства. Для дього необх!дно провести пошук нових родовищ наф-ти 1 газу, особливо залягаючих на великих глибинах. Це вимагае буршня глибоких 1 надглибоких свердловин та застосування м1цних 1 витривалих бурильних колон, в першу чергу, 1х з'еднань. Працю-ючи при складному напруженому стан! в агресивному корозшному середовшЦ, бурильна колона часто виходить з ладу внасл1док ко-розшно-втомного руйнування II елемент!в - бурильних труб.зам-к!в, перев!дник1в, обважнених бурильних труб (ОБТ), тощо. .

Короз1йно-втомн1 тр1щини зароджуються 1 розвиваються пе-реважно в зонах концентрацП напружень: р1зьбових з'еднань трикутного чи трапецо!дального проф!лю, замкових р1зьбових з'еднаннях (ЗРЗ), зварних швах та зонах терм1чного впливу, одержаних при зварюванн1, галтелях, переходах д1аметр1в 1 т.п. Корозшно-втомне руйнування елемент1в бурильних колон с переважною' причиною авар!й в бур1нн1 1 1х доля в загальному баланс! в!дмов складае коло 70%. При цьому затрата на л!кв1дац1ю авар1й значно перевищують вартхсть зруйнованих деталей.

В под!бних умовах працюють колони насосних штанг сверд-ловинних штангових насосних установок (СШНУ ). Обводнения наф-тоносних пласт!в, наявн1сть в пластових р1динах розчинених м!неральних солей, газ1в ( с1рководню, вуглекислоти, кисню ) та поверхнево-активних речовин (ПАР), складшШв нафти чи !нтенсиф!катор!в II видобутку, все це значно п!двищуе ко-роз1йну активн1сть середовища по в!дношенню до цикл!чно дефор-

мованого металу насосних штанг. Обриви насосних штанг наносять значну шкоду НГВП, а к!льк1сть п1дземних поточних ремонт!в, зв'язаних з л1кв!дац!ею обриву, досягае по окремих НГВП 200 1 б1лыие в р1к, що складае 15-20% вс1х п!дземних ремогтв.

К1нетика короз!йно-втомного руйнування бурильних труб (особливо високом1цних), ЗРЗ бурильних,замк1в 1 ОБТ, зварних з'еднань труб з приварними замками, а також насосних штанг в умовах, близьких до експлуатац!йних, практично не вивчена.

Сучасн1 методи розрахунку ресурсу елемент!в колон бурильних труб 1 насосних штанг не враховують параметри росту тр1щин 1 тр1щиност1йк1сть матер1ал1в та законом!рност1 росту тр!щин при д11 короз!йного середовища.

3 вищесказаного випливае, що для п1двищення експлуатацш-но! над1йност! деталей свердловинного нафтогазового обладнання необх!дн1 комплексы! досл1дження по впливу фактор!в короз1йно-активного середовища на !х роботоздатн!сть.

Виникае актуальна необх1дн1сть в розробд1 методик прогно-зування ресурсу та створенн! технолог!чних метод1в 1 засоб1в ' п!двищення витривалост1 деталей бурильних колон 1 насосних штанг. як1 працюють в свердловшц при складних умовах.

В робот! висунута г!потеза можливост1 експлуатацП деталей свердловинного нафтового обладания з докритичними трещинами та прогнозування 1х ресурсу на основ! встановлених законом1рностей росту цих тр!щин.

Основна 1дея роботи полягяе в п1двищенн1 ресурсу свердловинного нафтогазового обладания, яке експлуатуеться в корозШ-них середовищах, застосуванням комплексних технолог1чних мето-дхв зм1цнення.

Мета роботи. На основ! анал1тичних та експериментальних

досл1джень запропонувати методики прогнозування ресурсу та ме-тоди 1 засоби Шдвищення витривалост! деталей колон бурильного 1нструмента 1 насосних штанг з врахуванням законом1рностей ко-роз!йно-втомного руйнування при дП чинник1в агресивного сере-довища.

Основы1 завдання наукового дослхдження.

Визначення основних вщЦв 1 причин руйнування деталей бурильних 1 штангових колон, вивчення поверхонь корозшно-втом-них злом1в бурильних труб 1 насосних штанг в лабораторних 1 експлуатац!йних умовах та анал!з показник1в 1х над1йност1.

Розробка методик натурних випробувань на витривалхсть деталей бурильних колон 1 насосних штанг в короз1йних середо-вищах з неруйн!вним контролем параметр1в втомних тр!щин.

ДослХдження впливу фактор1в корозиного середовища на втомн1 характеристики матер1ал1в та натурних деталей нафтога-зового обладнання з врахуванням ймовхрност! неруйнування.

Встановлення закономхрностей росту короз!йно-втомних трщин в високом1Цних бурильних трубах. ЗРЗ та насосних штангах та.розробка критерпв в!дбраковки з метою розрахунку залишко-вого ресурсу деталей з короз1йно-втомними тр1щинами.

йднка ефективност1 гальмування корозХйно-втомного руйнування застосуванням 1нг1б1тор1в -корозИ, розчин1в на нафтов1й основ1 (РНО) та технолог!чних метод!в зм1цнення деталей нафтогазового обладнання.

Розробка технологи та засоб!в комплексного зм1цнення 1 ремонту деталей бурильно! колони 1 насосних штанг поверхне-вим пластичним деформуванням (ППД) дробоструминною обробкою чи металевими обертовими щ1тками та нанесениям метал1зац1йних або металопол1мерних покрить.

Наукова новизна. Вивчен! причини 1 встановлен1 зако-жтрност! короз!йно-втомного руйнування деталей бурильно! колони, 1х р1зьбових та зварних з'еднань 1 насосних штанг. Вста-новлено, що при контакт! з буровим розчином ЗРЗ мають на 25-40% нижч1 границ! короз1йно! втоми, проте вплив середовища зменшуеться з ростом д!аметра р1зьби. Отримана емп1рична за-лежн1сть в1дношень оптимальних напружень затяжки до гранит текучост! матер!алу замка в1д диаметра ЗРЗ.

Вивчено вплив короз!йного середовища на оп1р втом! високо-мхцних бурильних труб з стаб!л1зуючими поясками, з приварними електроконтактним способом ! тертям замками. Експериментально визначен1 величини !нкубац!йного пер1оду розвитку короз1йно-втомних тр!щин в бурильних трубах типу ВК, в ЗРЗ та насосних штангах, досл1джен1 законом1рност1 росту тр!щин в залежност! в1д величини знакозм!нного навантаження та стану поверхн! деталей, визначен1 критичн1 глибини втомних тр!щин в елементах бурильно! колони ! насосних штангах.

Дослужено вплив.ПАР, м1нерал1зац1! технолог1чних р!дин, 1 вм1сту води в нафтових емульс1ях та наявност! в них с!рководню, концентрацП !нг!б!тор1в на оп!р короз1йно-втомному руйнуванню матер1ал1в бурильних труб, замк!в ! насосних штанг. Виявлено найменшу короз!йну д!ю РНО на цикл1чно-деформований метал: об-роблених емульгаторами нафтоемульсшних розчин1в, обернених емульсМ та розчин1в, емульгованих в!дходами НПЗ.

Запропонован1 методики розрахунку повного 1 залишково'го ресурс!в деталей колони бурильних труб за результатами 1х ви-пробувань на оп1р короз!йн1й втом! та швидкост1 росту тр!щин в докритичному пер!од1.

Розроблен1 способи п1двищення опору короз1йно-втомному

руйнуванню деталей бурильно! колони 1' 1х з'еднань, а також насосних штанг ППД та нанесениям метал1зац!йних 1 металопол1-мерних покрить, завдяки яким границ! витривалост1 ЗРЗ зроста-ють в 2 рази, а насосних штанг в 4-5 раз.Пропонуються технолог!! ремонту ! в1дновлення ресурсу деталей з експлуатац1йними дефектами.

Теоретична 1 практична цнш1сть досл1джень.

Визначен1 границ! короз1йно1 витривалост!, параметри кри-вих втоми ! величини оптимальних напружень затяжки ЗРЗ, як! рекомендуються для практичних розрахунк!в в бур!нн!. Розроб-лено пакет програм для визначення момент1в кр1плення ! розкр1п-лення ЗРЗ в залежност1 в!д типорозм!ру р1зьби, стану П поверх-н1 ! величини розтягуючого зусилля.

Рекомендован! способи понижения корозшно! активност! промивальних р!дин шляхом використання в1дход1в нафтопереробки 1 застосування РНО.

Розроблен! рекомендацИ для визначення пер!одичност! неру-ЙН1ВНОГО контролю бурильних труб при роторному 1 турбшному способах бур!ння за швидк1стю росту тр1щин в р!зьбових з'еднан-нях 1 т1л1 труб. Визначен! критерП в1дбраковки насосних штанг р!зних д1аметр1в з короз1йно-втомними тр!щинами.Розроблено пакет програм для прогнозування ресурсу бурильних колон та насосних штанг.

Р1вень реал1зацП 1 впровадження наукових розробок.

Розроблена установка ДОЦ-1 ! технолог!я зм1цнення ЗРЗ ! зварних з'еднань бурильних труб дробоструминною обробкою ! ме-тал!зац1йним цинкуванням, як! впроваджен1 в ВАТ "Укрнафта", ВАТ "Укргазпром", ВО "КримморгеолоПя" (м. евпатор!я) та ВО "Ко-м!газпром" (м.Вуктил,Рос!я). Розроблен! установки УДША-1 та

УДШ-2 для зм1цнення насосних штанг ППД та нанесениям металопо-л1мерних покрить, як1 реал1зован1 в НГВП "Долинанафтогаз".

Створена конструкц!я досладного зразка установки УВЩ-25 для очистки i зм1цнення насосних штанг обертовими метал1чними нитками, яка впроваджена в НГВП "Долинанафтогаз". Розроблена технолог1я i оптим1зован1 режими в!дновлення насосних штанг з експлуатац!йними дефектами зварюванням, ППД та нанесенням ме-талополхмерних коипозицт.

Апробац1я роботи. За результатами дисертац1йно! робота були зроблен1 допов1д1 на 2-й конференцП молодих вчених i студенНв нафтових вуз!в (м.Москва, 1974), Всесоюзны нарадт "Проблеми над1йност1 i довгов1чност1 нафтогазового обладнання (м.Баку, 1975), Всесоюзн1й нарад! "П1двищення якост! нафти 1 продукт1в И переробки" (м.Москва, 1976)., Всесоюзн1й конференцП по динам1ц1 i м1цност1 нафтопромислового обладнання (м.Баку, 1977), II та III М1жнародних колокв1умах "Внутр1шн1 напруження 1 поверхневе зм1цнення" (м.Цв1ккау, НДР,1979,1982), Республ1канськ1й науково-техн1чн1й конференцП "П1двищення зносост1йкост1 деталей машин" (м.Баку, 1980), I Республ1канськш конференцП "Проблеми освосння Зах1дно-Сиб1рського паливно-енер-гетичного комплексу" (м.Уфа,1982), III Всесоюзн1й конференцП по динамгц!, м1цност1 i над1йност1 нафтопромислового обладнання (м.Баку, 1983), М1жнародному сем1нар1 "Короз1я 1 захист мета-л1в" (м.Бумердес, Алжир, 1987), I Нащональному колокв1ум1 по механ1чн1й повед1нц1 матер1ал1в (м.Бумердес, Алжир, 1988), М1ж-народнш науково-практичн1й конференцП "Проблеми 1 шляхи енер-гозабезпечення Укра1ни" (м.1вано-Франк1вськ, 1993), I М1жнарод-н1й конференцП "М1цн1сть 1 над1йн1сть конструкц1й нафтогазового обладнання" (м. 1вано-Фрашивськ, 1994), II 1 III М1жнародних

конференщях-виставках "Проблеми корозП' та протикорозшного за-хисту конструкц1йних матер1ал1в.Короз!я-94 та 96" (м.Льв1в,1994, 1996), 2-му М1жнародному симпоз1ум1 укра1нських 1нженер1в-меха-HlKiB (Льв1в.1995), науково-техн1чн1й конференцП "Механ1ка i нов! технолог!1" (м.Севастополь, 1995), М1жнародн1й конференцИ "ШШмерщ композити-95" (Гомель, 1995), 7-1й М1жнародн1й конференцИ по механ1чн1й повед1нц1 матер1ал1в (Гаага,Шдерлан-ди,1995), III М1жнародному симпоз1ум1 "Некласичн1 проблеми теорИ тонкост1нних елемент1в конструкц1й та ф1зико-х1м1чно! механ1ки композигцйних матер1ал1в (1вано-Франк1вськ,1995). Зразок ЗРЗ з комб1нованим змщненням експонувався на ВДНГ СРСР, де був наго-роджений бронзовою медаллю (1978 р.), насосна штанга з метало-пол1мерним покриттям експонувалася на ВДНГ Укра!ни (м.Ки!вЛ983), де була в1дм1чена дипломом 2 ступеня та на ВДНГ СРСР (м.Москва, 1985), де була нагороджена ср1бною медаллю.

Результата робота також допов1дались на Yl 1 Y11 коорди-нацхйних нарадах ВНДПнафти по трубам нафтового сортаменту (м.Самара, 1974 i 1975 рр.), на техн1чних нарадах в М1ннафтоп-poMi i М1нгазпром1 СРСР (м.Москва, 1976), на науково-технхчнта рад1 ВО "Укрнафта" (m.Khib, 1979), на науково-техн1чних конфе-решцях професорсько-викладацького складу 1ФДТУНГ (м. 1вано-франк1вськ, 1973-1996 рр.).

ПублйсацН. По дисертацп опубл1ковано 85 роб1т (2 моног-рафН, 6 науково-техн1чних огляд1в, 53 статт!, .20 тез допов1дей, 3 1нформац1йних листка, отримано 2 авторських св1доцтва).

Структура i об'ем дисертацИ. Дисертацтана робота скла-даеться з вступу, 9 глав, основних результат^ та п!дсумкових висновк1в, списку використаних джерел, який нал1чуе 194 наймену-вання роб1т, 12 додатк1в. Робота викладена на 473 стор1нках ма-

- 10 -

шинописного тексту 1 м1стить 49 таблиць та 135 рисунк1в.

Особистий внесок автора в розробку наукових результате.

1. Виконано теоретичн! та експериментальн! досл1дження по впливу ряду технолог1чних, конструктивних 1 експлуатацшних фактор1в на витривал1сть деталей колон бурильного 1нструмента 1 насосних штанг:

а) технолог1чних фактор1в: крутного момента згвинчування ЗРЗ, дробоструминно! обробки, об.'емно! чи поверхнево! термооб-робки в поеднанн! з нанесевшям гальван1чних, метал1зац1йних чи металопол!мерних покрить [1-5,28,30,38,39,41-43,48,56];

б) конструктивних фактор!в: зар1зьбових розвантажуючих канавок з р1зними технолог1чними методами зм1цнення, д1аметра (масштаба) з'еднання чи т1ла детал1 [1-3,37,41,51,52];

в) експлуатащйних фактор1в: концентрацИ м1неральних солей та наявност! ПАР,кисню та с1рководню в промивальних 1 плас-тових р1динах, температури короз1йного середовища, р1зноман1т-них РНО, нафтоемульсшних розчин1в та обернених емульс1й [1-5, 8,10.23,24,33,36,40,45,54].

2. Виконано експериментальн! досл!дження по впливу технолог1-чних 1 експлуатац1йних дефект1в на витривал1сть деталей бури-льно! колони 1 насосних штанг, а також по законом1рностям росту короз!йно-втомних тр1щин в високом1цних бурильних трубах з блокуючими поясками чи трикутною р1зьбою, в ЗРЗ та насосних штангах з врахуванням розс1ювання 1х втомних характеристик [8, 9,21,25,35].

4. Запропонован! методи розрахунку повного 1 залишкового ресурс1в бурильних труб, !х р1зьбових з'еднань та насосних штанг за параметрами тр1щиност1йкост1 1 швидкост! росту тр1щин в.томи в докритичному пер1од1 з заданою ймов1рн1стю неруйнування [6,8,

- и -

9,21,22,25,35].

б.Розроблено установку 1 технологию зм1цнення нових 1 був-ших в експлуатацП бурильних труб, 1х ЗРЗ 1 зварних шв1в, а та-кож насосних штанг [1-5,8,26-30,37,41-43,48,56-59].

Характеристика методологП, методу досл!дження, предмету 1 об'екта. Для розв'язання поставлених задач застосовувались су-часн! методи теоретичного анал1зу 1 експериментальних досл1джень. При розрахунку довгов1чност1 1 залишкового ресурсу деталей наф-тогазового обладнання з дефектами типу трхщин використовували методи механ1ки руйнування, характеристики к1нетично1 д1аграми втомного руйнування (КДВР). Анал1тичн1 математичн! модел! реал1-зован! в алгоритмах 1 програмах для розрахунку ресурсу 1 оптим1-зац11 параметр1в обладнання за допомогою ЕОМ. В експериментальних досл1дженнях застосовували тензометрування, металограф1чн1 та електрох1м1чн1 методи, електронну фрактограф1ю, неруйн1вн1 методи контролю. Результата експеримент1в обробляли методами теорП ймо-в1рност1 1 математично! статистики за допомогою сучасних комп'ю-терних програм.

ЗМ1СТ Р0Б0ТИ

У встугп обгрунтована актуальн1сть роботи 1 даються характеристики основних наукових напрям1в, розвинутих автором для розв'язання важливо! народно-господарсько! проблеми.

В вироб1 уже на стадП виготовлення 1снують р1зноман1тн1 технолог1чн1 дефекта (пори, усадочн! раковини, ...плени, пузир1. л1квац11, неметал1чн1 включения, заката, волосовини,тощо), як1 в процес! експлуатацП можуть служити зародком короз!йно-втомних тр1щин 1 справа полягае в науковому обгрунтуванню критерПв 1х в1дбраковки та вибору методгв ремонту деталей з дефектами чи нав1ть з тр1щинами.

В периий глав1 анал1зуються углови роботи деталей свердло-

винного нафтогазового обладнання, склад 1 властивост! робочих середовищ та !х вплив на детал! нафтогазового обладнання, описан! характера в!дмови.

Знаходячись в складному напруженому стан! 1 контактуючи з короз1йно-активним середовищем, детал! бурильно! колони руйну-ються 1 абсолютна б1льш!сть поломок носить сл!ди корозшно-втомного руйнування. Зломи локал1зуються, як правило,в м!сцях-концентрацП напружень: трубних трикутних р1зьбах, замкових рхзьбах, зварних швах, галтелях ! переходах, трапляються поломки по гладк!й частин! труб, де можна 'бачити ! промиви по т!лу, що св!дчать про паскр!зний характер розвитку втомних тр!щин.

1нтенсивн1сть процес!в короз1йно1 втоми в значн1й м1р1 залежить в1д короз!йно! активност! середовища,в якому працюе колона.

Сл!д в1дм!тити, що в аналог!чних умовах працю.е ! колона насосних штанг. Спостереження за обривами насосних штанг показують, що переважна к1льк!сть поломок обумовлена короз1йною втомою, про що св1дчать типов! ознаки зовнИшього вигляду злом1в.

Бурильна колона складаеться з багатьох елемент1в 1 II над!й-н!сть залежить в1д над!йност! окремих складник1в. Одними з пока-зник!в над1йност! складно! системи е 1нтенсивн!сть в1дмов 1 ш-тенсивн1сть утворення дефект1в.

1нтенсивн1сть пошкоджень суттево залежить в!д глибини сверд-ловини. Ящо при глибин1 свердловини Н = 3000 м прийняти цю величину за 1.0, то при Н = 4000 м вона може досягати значения 3. О, а при глибин! Н = 5000 м може бути в 8-9 раз!в б1льшою.

Досл!дження взаемозв'язку м1ж !нтенсивн1стю в1дмов X та 1нтенсивн1стю утворення пошкоджень ц виявило наявн!сть функщо-нально! залежност! м1ж ними при коеф1ц!ент1 кореляцП Е = 0,69

- 13 -

з р1внянням perpecii наступного вигляду: ' X (t) = с ¡i (t), де с = 0,082; 0,091 та 0,114 для свердловин глибиною 3500 -3800 м; 3800 - 4600 м та 4500 - 5700 м.

Залежн1сть величини коеф1ц1ента с в1д глибини свердловини Н при роторному способ1 бур1ння мае вигляд: с = 2,2-Ю"5 Н. Величина ш, обернена коеф1ц1енту с, показуе, ск1льки труб з пошкодженнями припадае на одну в1дмову.

На ochobí обробки статистичних даних в нафтовидобутку отри-ман1 залежност! в1дносно1 глибини обриву в1д д1аметра свердло-вкнного насоса для р1зних типорозм1р1в насосних штанг, а також одержан! р1вняння геометрично! perpecii для штанг чотирьох д1аметр1в (16,19,22 1 25 мм). Анал1з даних показуе, що з зб1ль-шенням д!аметра насоса Он зростае в1дносна глибина обриву 1о/1. Саме нижн1й частин1 колони необх!дно прид1лити особливу увагу, нащливши зусилля на зниження напружень згину, як1 виникають при ход! штанг вниз, або нейтрал1зувавши ix вплив.

Для ефективного використання штангових колон необх1дно знати 'не т1льки ix розпод1л по довжин1 колони, але й оц!нювати Ix довгов1чн1сть з певною ймов1рн!стю неруйнування в залежное-Ti в1д величини приведеного напруження в верхн!й частин1 колони. 3 зб!лыиенням навантаження на пол1рований шток ймов1рн1сть безв1дмовно1 роботи колон р1зко знижуються,тобтогпри бпр = 50-60 МПа Р (t) =0,8; бпр = 70-80 МПа Р (t) =0,65 бпр = 90-100 МПа Р (t) = 0,57; бпр = 110-140 Ша Р (t) = 0,50.

1нтенсивн1сть вгдмов насосних штанг зростае незначно при зб1лыиенн1 величини приведеного напруження з 50-60 МПа до 90100 МПа i описуеться р!внянням л1н1йно1 perpecii:

14 -

I = 7.25-Ю"8 + 3,75-10"10 бпр

де бпр в МПа.

Проте, при досягненн! величини бпр=100 МПа 1нтенсивн1сть в1дмов р1зко зростае 1 II р!вняння лШйно! perpecll мае вигляд I = 2,17 • 1СГ9 бпр - 9, 9 -10"8.

Пор!вняльний анал1з ймов1рност! безв1дмовно! роботи основ-них вузл1в СШНУ показуе, що насосн1 штанги мають наряду з сверд-ловинними насосами найнижчу над!йн!сть 1 тому 1м потр1бно прид!лити особливу увагу i розробити ефективн1 шляхи тдвищення 1х довгов!чност1. Необх1дно також розробити методи ощ- нки ресурсу цих деталей в реальних експлуатац1йних умовах.

Друга глава присвячена анал1зу проблеми стосовно витрива-лост! деталей бурильно! колони i насосних штанг.

Розглядаючи проблему досл1дження i створення свердловинно-го обладнання з високими експлуатащйними характеристиками, не-обх!дно в1дм1тити,що досл1дженню 1 п1двищенню витривалост! деталей бурильно! колони присвячен! теоретичн1 i експерименталь-Hi роботи в1тчизняних досл!дник1в Бабюка I.С.,Баштанхкова -Л.А., Дубленича Ю.В., 1вас!ва В.М., Карпаша О.М., Крижан1вського е.I., Лисканича М.В., Мочернюка Д.Ю., Пришляка А.М., Похмурського В.I., Северинчика М. 0., Чернова Б.О., Яниш!вського М.Я. та iHiiiHX.

Значний вклад в р!шення проблеми-витривалост! бурильно!...-колони внесли заруб!жн1 досл!дники Баришн1ков А.I., Лачшян Л.А., CapKicoB Г.М., Сароян О.Е.,Файн Г.М., Шагаев D.П., Щербюк М.Д., Штамбург В.Ф., Альтерман, Т.Альтман , Д.Бр1негар, С.Бурак.'Вей-нер i Тру, Г.В!ссель, 1.Гормл1, С.Карл1ц, Д.Раоеев, В.Ульману i Г.Георгеску, А.Фарр, В. Хаук 1 Г.Колер та iHiui.

Питания опору короз!йн!й втом! колони насосних штанг давно привернули увагу досл!дник!в. Анал1з po6iT в!тчизняних i зару-

б1жних вчених Баграмова Р.0.,В1рновського 0.С.,Джабарзаде Д.А., Дреготеску Н.Д., Крумана Б.Б., Насонова В.В.. Фаермана 1.Л., В.Фармера, В.Стюарда та 1нших дозволяе вщцлити основн1 факто-ри, що визначають цикл!чну довгов1чн1сть насосних штанг. Такими факторами е навантажен1сть, середовище, частота навантаження, температура, технолог1я виготовлення, наявн1сть метод1в конструктивного 1 технолог1чного змхцнення. Хоча в ц1й проблем1 нагро-маджений великий досв1д, насосн! штанги часто обриваються 1 за-вдають значно! шкоди нафтогазовидобувним п1дприемствам. Необх1д-но вивчити законом1рност1 росту тр1щин короз1йно! втоми в насосних штангах з врахуванням розс1ювання характеристик опору втом1, розробити критерИ в1дбраковки штанг з дефектами, оц1нити залиш-ковий ресурс насосних штанг, запропонувати б1льш ефективн1.методи зм1цнення нових 1 ремонту бувших в експлуатацП насосних штанг. Особливо виг1дно використовувати штанги з дешевих нелегованих сталей з захисними покриттями (металевими чи металопол1мерними), як1 п!двшцують границю витривалост! в корозшних середовищах до границ! витривалост! в пов1тр1 ! значно нхвелюють вплив агресив-ного середовища.

В трет1й глав1 приведена методика експериментальних досл1-джень, описан! стенди, зразки, досл1джувальн1 матер1али ! !х механ1чн! характеристики, даеться обгрунтування лабораторних середовищ.

Натурн1 випробуванн! бурильних труб ТБВК, Т.БПВ, ОБТ та труб з м1лкою трикутною р1зьбою проводили на стенд! СВТВ,забез-печуючи в окремих досл1дах ультразвуковий контроль корозшно-втомних тр1щин. П'езоелектричний перетворювач встановлювали на поверхн! труби 1 з кроком 250-300 мм робили сканування поверхн! виробу по колу. Кут вводу ультразвукових коливань в т!ло труби

складав 70-75°.

Випробування насосних штанг i ix матер1ал1в на втому проводили на натурнш машин! ЗКШ-25 з контролем параметр!в коро-з1йно-втомних тр!щин та на машинах IMA-5 i ПР-1.

Обробку статистичних даних проводили за допомогою комп'ю-терних програм STATGRAF, WEIBUL та !нших, як1 дозволяють в пов-ному об'ем! визначити необх1дн! параметри виборок.

В глав1 4 досл1джено вплив промивальних р1дин на onlp втом! матер!ал!в бурильних труб i замк!в, вивчено вплив теплоф1зичних параметр!в (температур 1 тиск1в) на витривал1сть стал! в бурових розчинах з рiзним bmIctom кисню, визначен! законом!рност1 коро-з!йно-втомного руйнування сталей бурильних труб i насосних штанг в нафтоемульс!йних розчинах, як! м!стять HgS, та розчинах з добавками iHriöiTopiB.

На п1дстав1 отриманих умовних границь короз1йно-втомно1 м!цност! стал1 40ХН побудована ix залежшсть в!д концентрат! NaCl в вод1 i в буровому розчин!, що м1стить ПАР.

Вплив температури промивальних р!дин на короз1йно-втомн!'характеристики стал! бурильних замк!в вивчали в базовому лабораторному розчин1 при випробуваннях на установках IMA-5 та ВПВС-1. Випробування, як1 проводилися на ВПВС-1 в розчип з вих1дним bmIctom кисню 8 мг/л, показали значне-п!двищення умовно! гра- •• ниц1 короз!йно-втомно1 MinHocTi стал! з ростом температури ко-роз!йного середовища. ВитривалЮть зразк1в в цих умовах значно вища, н!ж при випробуванн1 на noelTpi при к!мнатн1й температур!. В под!бних гхдротермальних умовах, як1 виникають в герметичн1й - -камер! установки ВПВС-1 при п!двищенних температурах i тисках бурового розчину, найб!льш ймов1рно виникнення магнетита F.e 04. ■

Умовна границя витривалост! стал1 40ХН при температур! 230°С

та барботувашп розчину знизилася в 3 рази в пор1внянн! з випро-овуваннями в майже знекисненому середовипц. Зб1льшення концентра-ц!1 кисшо в розчин! призводить до окисления захисних магнетитних ' шпвок 1 перетворенню 1х в д1рчаст! гематитн1.

Витривалхсть матер1ал!в бурильних труб в нафтоемульс1йних розчинах показали !х 1нертн1сть по в1дношенню до металу цикл1чно деформованого зразка.

Проведен! досл1ди показали,що емульгован! нафтоемульс1йн1 розчини.розчини на нафтов1й основ1 1 зворотн1 емульсИ не мають значно! руйнуючо! дИ на матер1ал бурильних труб. Зниження границ! втоми, отримано! в пов1тр1 в вищеперел1чених розчинах не перевишуе 25%, в той час,як буров1 м!нерал1зован1 розчини, як! готувалися на водн1й основ1, знижують границю витривалост1 сталей в 3-4 рази 1 б1льше.

Досл1джено також вплив с1рководневих пластових р!дин на опхр втом! матер1ал!в насосних штанг.С1рководень, який знаходиться в м1нерал1зованому середовиид, значно понижуе короз!йно-механ!чну м1цн1сть сталей насосних штанг. Визначено величини кореляндйного зв'язку м1ж границями статично! 1 корозШга! втоми сталей насосних штанг в с1рководневих середовищах.

Було дослужено вплив активних нафт, як1 м1стили с1рково-день, на оп!р короз1йн1й втом! стал1 20Н2М.

Досл!ди показали, що понижения граничь витривалост1 стал1 в нафтових емульс!ях з наявним с1рководнем ! без нього проходить не т!льки через зб1льшення концентрацп в них води, але й в результат! зб1лылення !х поверхневого натягу.

Сп!вв1дношення м!ж границею витривалост1 штангово! стал1 1 величиною поверхневого натягу нафтових емульсш чи вм!стом в них води були представлен! в анал!тичному вигляд!.

В глав1 5 приводиться досл1дження впливу промивальних р1-дин на витривал1сть ЗРЗ, бурильних труб ТБПВ 1 ТБВК.

3 метою досл1дження дП бурового розчину на втомну м1цн1сть замкових р1зьб 1 вивчення впливу основних фактор1в, в1дпов!да-льних за 1х руйнування, були проведет випробування з'еднань з р1зьбами 3-26, 3-42 1 3-121.

На основ! проведених експеримент1в 1 анал1зу л1тературних -джерел отриман1 емп1ричн1 залежност! границ! витривалост! ЗРЗ, виготовлених з р1зних марок сталей з границями текучост1 в1д !х розм!ру.

Отримана залежн1сть оптимального напруження затяжки в!д площ1 поперечного перер1зу н!пеля в основн1й площин1.

Визначен1 моменти згвинчування замкових р!зьб з врахуванням опору втом!, стану поверхн! р!зьби,- дП внутр!шнього тиску проми-вально!- р1дини та прикладених до замка осьових зусиль.

Для визначення момент1в розкр1плення ЗРЗ розроблена програ-ма та побудован! номограми, як! враховують геометричн! параметри з'еднання, стан р1зьби, а також величину прикладеного момента' згвинчування та осьового зусилля розтягу.

На основ! натурних випробувань вивчено також вплив бурового розчину на витривал!сть труб ТБПВТ, -ТБПВ 1 ТБВК.

Глава 6 присвячена досл1дженню росту тр1щин короз1йно! ■■ втоми в бурильних трубах, ЗРЗ та насосних штангах.

В результат! проведених досл!джень встановлено,що 1нкуба-ц!йний пер!од розвитку тр1щин в т1л1 труб ТБВК складае 0,25-0,30 повного ресурсу труби до кхнцевого долому. К1льк1сть тр!щин в труб1 суттево залежить в1д ампл1туди напружень згину: чим в'ище р1вень напружень,тим меншу к!льк1сть цикл!в витримуе зразок,до поломки ! тим менше утворюеться м1сць зародження ! розвитку

тр1щин. Наприклад, якщо при величин! 3Mi¿íHoro напруження згину ±б = 100 МПа в т1л1 труби до моменту к1нцево! поломки труби роз-вилось три велик! тр!щини довжиною б!льше 70 мм, то при напру-женн! ±б = 90 МПа спостер1гали 5 таких тр1щин, а при напруженн1 ±б = 70 МПа в т!л1 труби виявлено 7 крупних тр1щин. Характерно, що з ростом величини напруження середня довжина тр!щини зменшу-еться i при дол! виробленого трубою ресурсу N/Nk=0,7 складае 40 - 60 мм,а при N/Nk=0,9 досягае 70 - 90 мм. В той же час най-б1льша трщина при N/Nk=0,7 мае 80 - 120 мм довжини, а при N/Nk=0,9 досягае величини 1 = 110 - 180 мм.

В умовах свердловини,коли труба працюе гид д!ею перепаду thckíb промивально! р!дини,гранично допустимою глибиною тр!щини е величина, р1вна товщин! ст!нки труби, при досягненн! яко! мож-ливий промив труби через утворену тр!щину. Тод! довжина тр!щини може досягти величини коло 100 мм 1 П сл!д прийняти за гранично допустиму, поск1льки подальша експлуатац1я труби неможлива.

Довжини утворених короз1йно-втомних тр!щин характеризуй ються певним розс!юванням ix величин. В д1апазон! дол1 В1дпра-цьованого ресурсу 0,5 - 0,9 N/Nk середньо-квадратичне в1дхилення довжини тр1щини зростае за л1н1йною залежн1стю i для р1зних величин зм!нного напруження зростае в1д 20 - 30 мм при 0,5 N/Nk до 30 - 40 мм при 0,9 N/Nk. Швидкост! росту тр!щин в цьому д1а-пазон1 також зростають майже за л!н!йною залежн!стю i можуть бути описан! р1вняннями лШйно! perpecii (рис.1).

Ймов1рн!сть появи короз!йно-втомно! тр!щини певно! довжини на певн1й стад!! виробленого трубою ресурсу при величинах 3míhho-го напруження ±6=70,90 i 100 МПа представлена на рис.2, з якого видно,що ця залежн!сть йдпорядкована закону Вейбула при коеф!ц!-ент! форми (5=3, тобто

V, к

м/гряа

■iO

■fO

¿ooe/njf

V,=S/í-*> - 2 & -'(^зяг)

qz

0.4

0.6

0,8

<o

Рис. Л . Залегаюстi швидкостей розвитку короз1йно-втомних тр1щин

в тш бурильних труб ТЕВЯ в!д дол! в1дпрацьованого ресурсу п1д Д1ею змхнних ном1нальних напрузкень величиною 6-70 (1),90 (2) i 100 МПа (3) та р1вшшня perpeci! 1 коеф1-щенти кореляцп, щр описуюгь ui аалежносп в докритич-ноыу перюдь

Рис.2 ЗалежнЮть ймовцжосп виникнення тридин довзкиною Lc0p по

в1дношенню до критично! lKp-100 мм в т1л! бурильних труб ТБВК в1д дол1 в1дпрацьоваяого ресурсу п1д д1ею аШнних напружень величиною ±0=70 (1), эо (2) 1 loo (3) мпа

- 21 -Р

F(N) = 1 - e n

Ц1 крив! дають можлив1сть визначити середню довжину коро-з1йно-втомно1 тр1щини з певною имов1рн1стю IX появи на конкретно стад!i виробленого трубою ресурсу.

Залежн1сть глибини дефекта h в1д нароб1тку Т труби з труб-ною р1зьбою ( в годинах механ1чного бур1ння роторним способом) носить складний характер. В перший пер!од робота, який тривае коло 130 годин, тр1щина швидко досягае глибини 1,7 - 1,9 мм 1 при цьому швидкЮть II росту зменшуеться б1льш як в 200 раз. Та-кий процес початкового росту трщин характерний для деталей з надрхзом 1 пояснюеться прискорюючим впливом р1зьби, як концентратора напружень, на першочерговий picT дефекта. По Mlpl в1дда-лення вершини тр1щини в1д впадини р1зьби вплив останньо! посту-пово зменшуеться 1 пхсля досягнення порогово! глибини hn~ 1,8 мм дефект розвиваеться як в' зразку з гладкою поверхнею.

Критична глибина дефекта 1жр в к1нц1 другого пер1ода росту трхщини повинна бути близькою до найб1льшого значения h, яке зустр!чаеться в практиц! дефектоскопП, 1 може бути прийнята р1вною 4,4 мм.

Сл1д в1дм1тити, що швидк1сть росту дефекта в облает! три-кутно! р1зьби при роторному cnoco6i бур1ння практично в два рази вища, н1ж при турб1нному.

На ochobí проведених досл1джень можна зробити висновки, що труби з м1лкою р1зьбою як низьких, так 1 високих груп м1ц-ност1 можуть довгий час працювати з втомними тр1щинами, незва-жаючи на досить високий р1вень концентрацП напружень в з'ед-нанн1 з бурильним замком.

Досл1дження росту тр1щин в ЗРЗ шляхом 1х контролю за допо-

могою ультразвукового дефектоскопа ДУК-66 вели ехо-1мпульсним методом п!д час короткочасних зупинок стенда СВТВ.

В результат! експерименту отриман1 р1вняння л1н1йно! рег-ресП, як1 описують кшетику корозшно-втомного руйнування зам-ково! р1зьби з коефЩ1ентом кореляцП К:

б = 2,23-2.0 И/Ик (И=0,978)

Необх1дно в1дмггити, що ступ1нь вих1дного пошкодження р1зьби ОБТ з стал1 Д становить Со = 2,13, а критерш опору короз1йн!й втом1 р1зьби в момент долому йк =0,4.

' Анал1зуючи крив1, можна зробити висновок, що критер1й С для р1зьб, як1 випробовувалися в короз1йному середовищ!, на 3540% нижче, н1ж для замкових р1зьб, як1 випробуван1 в шттряному середовищ1.

На основ1 випробувань б1ля сотн! насосних штанг побудована повна д1аграма втомного руйнування насосних штанг- з ймов1рн1сною ОЦ1НКОЮ IX довгов1чност1.

Анал1з кривих лабораторних 1 промислових випробувань пока-зуе. що для штанг д1аметром 19 мм критичн1 глибини трщин -в све-рдловинних умовах на 25-42% вище, а для штанг д1аметром 22 мм -на 36-64% вище. н1ж при робот1 на стенд!.

Вказана р1зниця м1ж критичними глибинами короз1йно-втом-ного пошкодження викликана р1зницею м!ж ампл1тудними ба 1 приве-деними напруженнями бпр, ..як! виникають в насосних штангах, а та-кож р!зними частотами навантаження в промислових (Гп=0,1-0,2 Гц) та лабораторних (Гл=15,2 Гц) умовах. Втомн! випробовування насосних штанг з технолог1чними 1 експлуатаЩйними дефектами в аг-ресивних середовищах дозволили визначити небезпечн! розмхри цих дефект1в ! на п1дстав1 цього проводити рац1ональну в1дбраковку штанг. Анал1зуючи крив! росту довжини тр1щини в залежност! в1д

числа цикл!в навантаження, зроблено висновок про те, що критична швидк!сть росту тр1щини досягаеться в той момент, коли довжина П тр1щини по колу дор!внюе 15... 16 мм, а глибина - 4, 5... 5,6 мм для 22-мм штанг. Вказан! значения характеры! для напружень, як1 близьк1 до ±6=100 МПа, тобто в!дпов1дають експлуатащйним наван-таженням. Для штанг шших д1аметр1в критична глибина мае так1 значения: для 16 ммЗ...4 мм; для 19 мм - 4...5 мм; для 25 мм -5... 6 мм.

Глава 7 присвячена прогнозуванню повного ! залишкового ресурсу бурильних труб ТБВК, труб зб1рно1 конструкцП з втомни-ми пошкодженнями трикутно! р1зьби та ЗРЗ ! насосних штанг.

При проводц1 свердловин з використанням геологорозв1дува-льних ! нафтогазових бурильних труб, що мають трубну м1лку. р!зьбу, в бурильн!й колон! п1сля дефектоскоп!1 можуть залишатись елементи з пошкодженнями в висаджен1й частин1. Глибина дефекта в р1зьб! бурильних труб в цьому випадку може бути сп!врозм!рною з чутливостю ультразвукового метода (1,8-2 мм). Дана величина вхд-пов1дае стадП найменшо! швидкост! росту втомно! тр!щини, коли вона пройшла в!дстань Ьо, на як1й в1дчуваеться вплив р1зьби, як концентратора напружень. Надашпсть бурильно! колони, як системи посл1довно з'еднаних елемент!в, обумовлена залишковим ресурсом (Ьз) найб!льш слабкого з них. Тому пер1одичн1сть проф1лактики (Шр) колони повинна грунтуватися на величин! залишкового ресурсу труб, як1 мають пошкодження глибиною Ьо~1,8 мм.

За результатами неруйн1вного контролю залишковий ресурс труби може бути визначений за формулою:

Ух И - Ьо

де 1-шр - критичний розм!р (в глибину) тр1щини, п1сля досяг-нення якого швидк1сть П росту р1зко зростае (1жр ~ 4,4 мм); V - швидк1сть повгльного просування дефекту п1сля досягнення ним величини 1ю; Ух - швидцисть можливого розвитку дефекту на период, що прогнозусться; 11 - глибина тр!щини в момент часу г п1сля II виникнення.

Розрахунок в!дношення Ух/У за результатами неруйн!вного контролю бурильних труб в Хрестищенському управл1нн1 бурових роб1т ВО "Укрбургаз" (свердловини 3500...3900 м, роторний спос1б бур!ння, об'ем виборки 1477 труб) показав, що в 65% випадк!в Ух/У=1, в 30,3% випадк1в 1,0<Ух/У<1,5 1 в 4,7% випадк1в Ух/У>1,5.

Значения показника а дор1внюе при роторному способ! бур1ння ар = 1,77+0,34, а при турбинному - ат = 1,91+0,31 1 для зруч-ност1 розрахунку може бути прийнятим а = 2.

Перев1рка прийнятих положень визначення залищкового ресурсу зд!йснювалась також за результатами контролю пошкоджених труб, як1 залишили в колон! до наступно! проф!лактики:

де 111 1 112 - глибина дефекту при -перипй 1 друПй перев1рц1

Враховуючи велику (порядку Р=0, 5) ймов1рн1сть пропуску труб з дефектами в зон1 трубно! р!зьби глибиною 11 = 2 мм, пер1одич-н1сть проф1лактики колон при проводц1 свердловин не повинна пе-ревищувати 570 год. 1 840 год. в випадку роторного 1 турбинного сп0с061в буршня в1дп0в1дн0 (прийнято Ух/У=1); швидк1сть розвит-

1зал = tпp

(2)

труби.

ку тр1щин при роторному бур!нн1 в 1,86 рази б1льша, н1ж при турбинному внасл!док р1зниц1 тривалост1 д11 знакозм1нних напру-жень. Внасл1док р1зних обставин (замикання тр1щини при згин1, втома оператор1в, несправн1сть вим1рювально! апаратури, погана як1сть акустичного контакту) можливг пропуски тр!щин з глибиною б!льш н1ж 2 мм. Зг1дно результат1в контролю при проводи! експлу-ац1йних свердловин глибиною 4100...5000 м в Полтавському УБР ВО "Укрбургаз" 80% труб мають 11 < 2,5 мм. 3 ймов1рн1стю РШ=0,8 можна вважати,що пропущений дефект мае глибину, яка не перевищуе вказану. Для цього випадку (при Ух/У = 1, 5) профыактика повинна зд1йснюватися через 250 годин роторного бур1ння 1 300 годин -турб1нного.

Формули (1) 1 (2) можуть бути застосован1 при визначенн! залишкового ресурсу 1 часу чергово! проф!лактики в випадку, коли в колон! залишають труби з невеликими дефектами. В1дношення

> 1 або 1залЛпр > 1 , де 1! в1дпов1дае нароб1тку труби з часу попередньо! проф1лактики або початку робота комплекту, в який входить труба, с умовою залишання труби з пошкодженням в колон1.

Прогнозування ресурсу бурильних труб ТБВК можна проводити за швидк1стю росту тр1щин в докритичному пер1од1.

Техн1чними показниками ресурсу бурильних труб е повний тех-нхчний ресурс Тп, фактичний в1дроблений ресурс Тф та залишковий ресурс Тз.

Якщо проанал1зувати крив1 росту корозшно-втомних трщин в бурильних трубах ТБВК з моменту виявлення першо! тр!щини,то можна вважати,що на д1лянц1 П п1дростання до наскр1зно1, коли гли-бина тр1щини досягне .товщини ст1нки труби, прир1ст довжини Ь в першому наближенн! буде прямо пропорц1йний нароб1тку. В цьому ви-

падку повний техн1чний ресурс труби визначатиметься за формулою:

Ьгр - Ьп

Гп = П + Тр = Т1 +------------- , (6)

Утр

де И - 1нкубац1йний пер1од розвитку втомно! тр1щини,Тр ~ пер1од росту тршини в!д початково! довжини Ьп ( Тр = Тф + Тз ), Ьгр 1 Ьп - гранична 1 початкова довжини трщин (для труб ВК140х11Л Ьгр = 100 - 120 мм, Ьп = 30 - 40. мм), Утр - середня швщцйсть росту тр!щини в докритичному пер1од1 (Утр = 3. ..5-Ю"8 м/ц).

П1д час дефектоскоп!! визначають параметри тр!щин (довжину, глибину, ор1ентац!ю, 1х к!льк!сть, локал!зац1ю найб!льшо! тр1щини) ! при цьому часто виникае необх!дн1сть визначити можлив!сть по-дальшого використання труб, тобто визначити величину залишкового ресурсу труб.

Залишковий ресурс бурильно! труби з моменту контролю тр!щи-ни до П граничного значения визначають з р!вняння:

Ьгр - Ьв

Тз ------------------; (7)

Утр

де Ьв - довжина тр!щини п!д час вим!рювання методами не-руйн1вного контролю (наприклад, ультразвуковим).

Якщо при !ндив!дуальному прогнозуванн1 величини Тф ! Ьв при-йняти за пост!йн1,то Тз необх1дно розглядати як випадкову величину, значения яко! визначаються ймов1рн!сним методом з врахуванням можливо! величини його розс1ювання. Величина можливого розс!ювання залишкового ресурсу характеризуемся нижньою Тз" та верхньою Тзв границями дов!ри при вибранш величин! ймов1рност1 дов1ри а. Таким чином, знаючи, або припускаючи закон розпод1лу ресурсних по-казник!в ! ймов1рн!сть дов!ри а .визначають нижню Тз" ! верхню

- 27 -

Тзв границ! дов1ри - величини можливого розс!ювання.

Поск!льки Тф = const, то границ! дов!ри повного ресурсу при !ндив1дуальному метод! прогнозування складуть

Тпн = Ti + Тф + Тзн , (8)

Тпв = Ti + Тф + Тзв . ' (9)

Методом 1ндив1дуального прогнозування ресурсу бурильних труб можна б1льш точно визначити ймов1рн1сть в1дмови, н!ж за кривою втоми,що мае велике значения при проведенн! дефектоско-nil бурильних колон.

Так як внасл1док проведения дефектоскоп!I не завжди трап-ляються в!дкази на данш свердловин1, для розрахунку Тпр з вра-хуваням статистичних даних за результатами попередньо! проф!-лактики пропонуеться вираз, який враховуе залежн1сть пд Bia глибини бур1ння Н та сп1вв1дношення швидкостей розвитку втом-них тр1щин при роторному i турб!нному способах бур1ння:

1,7-Ю8

Тпр =----------------------- (10)

(1,2 + X) Н-П •б

д zmax

де X - доля роторного бур1ння в загальному баланс! часу проводки свердловини.

0ц1нку ресурсу бурильних труб пропонуеться виконувати за параметрами кривих втоми.

Для цього може бути використана методика розрахунку к1ль-кост1 цикл!в навантаження вироб1в,основана на двопараметрично-му piBHHHHi:

6am-N = const (И)

Тод! р1вняння MiuHocTi може бути записано в вигляд1 piB-няння:

6n_1-N6 = (к^-бфГ Иймов (12)

ЗЕПДКИ

1 к ш

Шмов = (-------) N6

V V бФ

де б_1к - умовна границя витривалост1 в короз1йному сере-довищ1 при базовш к1лькост1 цикл1в навантаження N6; Шмов-ймо-в1рна к1лью.сть циклхв навантаження елемента колони бурильних труб, що розраховуеться; т - показник кута нахилу л1во! в1тки криво! втош; бф - фактична ймов!рна величина оч!куваних екв1-валентних зм1нних напружень.

Для зм1нних напружень згину бф = ба + (1|)б)д бт

Коеф1ц1ент к враховуе ступ!нь агресивност1 бурового роз-чину,к2 - азимутальний кут викривлення свердловини. Значения цих коеф1ц!ент1в лежать в широких межах 1 для елементАв бурильних колон повн1стю ще не визначен1. В першому наближенн1 можна раху-вати, що вплив таких фактор1в, як вид навантаження, асиметр1я циклу, агресивн!сть короз1йного середовища, структурт особли-востх матер1алу поб1чно ввтадуть в значения фактичноТ ймов1рно! величини оч1куваних екв1валентних напружень бф через коефшент (-фб)д.

Тод1 ймов1рна к1льк1сть цикл!в навантаження визначиться-з виразу б1к ш

Шмов = (-----) N6, (13)

бф

або Тймов = Шмов / 60 п, (14)

де Тймов - ймов!рний час роботи виробу (год), XI - частота обертання бурильнох колони (хв'1).

Для кожного типорозмхру бурильних труб, ОБТ, ЗРЗ, як! мають

вШовШу групу м1цност1 стал1 1 як1 прйцюють в конкретних умо-вах експлуатацП, кут нахилу буде пост!йним 1 буде визначатись показником криво! т.

В таблицях 112 наведен! дан! експериментальних досл1джень бурильних труб 1 насосних штанг на оп1р коро'з1йн1й втом1, як1 мо-жуть бути використан1 для оц1нки 1х ресурсу.

Використовуючи експериментальн1 данх швидкостей росту тр1щин короз1йно! втоми в бурильних трубах, 1х з'еднаннях та насосних штангах запропоновано методику визначення числа цикл1в п1дрос-тання тр1щин до критичного стану.

В пер!од! пов!льного (докритичного) росту тр1щин ко-роз1йно! втоми 1х швидк1сть V зростае за лШйною залежн1стю 1 описуеться р!вняннями л1н1йно! регресп типу: (11 N

— = а - + Ь. (15)

сШ Ик Бурильн! труби ТБВК (див.рис 1)

при ±6=70 МПа У=6,43*10"8•М/Мк-2, 12*10~8 (м/цикл), при ±6=90 МПа 4=2, 82* 10"7■ N/№{-1, 63* 10"7 (м/цикл), • при ±6=100 МПа У=5,44*10~7-N/№<-4,20*10"7 (м/цикл). Насосн! штанги (рис.3) Сер1йн1 штанги (±6=100 МПа) середовище 3% ИаС1 + Н2Б

V = 9,7*10"9 ^/Ик + 2,04*10"10 (м/цикл), середовище 3% МаС1

V = 5,6*10"9 • N/№1 + 8,47*10"10 (М/ЦИКЛ). Штанги, оброблен! металевими щ1тками (±6=150 МПа)

середовище 3% ШС1 + Н Б

V = 2,3*10"9 -И/Ик + 2,02*10"10 (М/ЦИКЛ).

Таблиц* 1

Параметри кривих коровШно! втоми бурильних труб í ЗРЗ

г — _.._.. 1 Типорозшр i........ 1 Марка - ' бв, бт, N6, Т ■ ■ — |Випробуваль- —.....1 б-1к, 1 m 1 1 т 0рган1вац1я|

1 труби чи SP3 1 стал! i МПа МПа млн 1 ний стенд МПа 1 виконавець |

1 3-26 Г i Л 696 591 10 1 . IMA-30 52,0 1 4,50 ЩТУНГ 1

1 3-42 1 4QXH 716 БОО 10 1 IMA-50 48,8 1 4,42 1ФДТУНГ 1

1 3-42 (4GXH2MA 1020 790 10 1 ША-БО 42,391 4,18 1ФДТУНГ 1

1 3-101 I40XH2MA 900 760 10 1 УП-200 51,251 7,22 ВНД1БТ i

1 3-121 1 Л 710 46Б 10 i СВТВ 50,0 1 3,52 1ФДТУНГ 1

1 3-121 I40XH2MA Г УКЙ-7 50.0 i 4,96 fflíl НАНУ 1

1 3-147 I4QXH2MA БЗО 461 20 1 yfflíI-200 52,0 1 2,Б8 Ш1 НАНУ 1

1 3-147 I4QXH2MA 1060 965 ю 1 УП-200 35,0 1 4,88 ЕВД1БТ 1

1 3-171 ¡4QXH2MA БЗО 461 10 1 УШ1-200 46,0 1 3,33 Ш НАНУ !

1 ТВПВ-114x9 1 Л 840 460 10 1 СВГВ 40,0 1 2,29 1ФДТУНГ 1

1 -"-(ППД+Zn) ( Л 760 470 10 i СВТВ 50.0 i 2,32 1ФДТУНГ 1

1 ТШВТ-50хБ,Б 136Г2С- i

1 1 4 ОХ 686 490 10 1 1МА-Б0 60,0 t 3,64 1ФДТУНГ 1

1 ТБВК-140х11 i , : . . .. 1 л i 900 800 и гЮ 1 СВТВ ». 80 ¿ 0 i i 3j08 1ФДТУНГ . I J

Таблица 2

Границ! витривалосп насосних штанг з стал1 Е0Н2М з р1зними методами вм1цнення

1 |Д1аметр 1 -п | Метод зм1ц- Середовище N6, Границя ви- 1 ч | Прим1тка |

|зразка, I нення штанг млн ц тривалост1 ш

| мм 1 1 б-1к.МПа

| 22 1 1 Нормал1зац1я Пов1тря 10 190 6,39

| 22 | Нормал18ац1я 3% ИаС^НгБ 20 40 2,77

| 22 I Обдувка дробом [ 1 метал1зац1я I цинком м _ 20 170 3,44

| 22 1 Нормал1защя Пластова

1 вода 20 60 2,11

| 22 1 Нормал1зац1я 2Х НаС1 20 65 2,62

1 19 _ " _ - II __ 20 70 3.25

| 25 - " - - н _ 20 60 3,74

| 25 | Обдувка дробом Ц цинко-епокоид-|но-каучукова | Метод за- | | пропонова- | | но разом з |

¡КОМПОВИЩЯ - II _ 20 250 - | Аз1НМаш |

| 22 - " - - II _ 20 250 -

| 22 1 Обдувка дробом - п _ 20 140 5,53

| 22 I Обробка метале |вими обертовими

|щ1тками • - »1 _ 20 140 5,28

| 22 I Обдувка дробом, |метал1защя 2п (I фторопластове |Покрлття | ¡фтороплас- | (том залро- |

1 |покрлття 1 1 | • 37. МаС1,НгБ 50 180 ........... 6,38 |поновано | |разом в ВО | |"Хлорв1н1л" | 1 .. ..............1

Рис.3 Залежнамч швидкостей розвитку короз!йно-втомних трещин в т1Л1 насосних штанг д1аметром 22 мм а стал1 205211 в1д дол1 виробленого ресурсу при дП вмигаих ном1дальних на-лружень величиною б - 100 (1,2) 1 1Б0 МПа (3) та р^вняяня регресП, що описушь Щ эалелност! в докритичному перюд1:

1- 3%-ний розчин ИаШ, насичений с1рководнем,

2 -3%-ний розчин ИаС1,

3 -3%-ний розчин КаС1, насичений с1рководнем; обробка

металевши обертовиш Щткаш

Тут N 1 поточне 1 к1нцеве число цикл!в навантаження труби чи штанги.

1нтегрування р!вняння (15) за умови, що початкова довжина .трщини 1з=0, дае можлив!сть запропонувати формулу для визначення числа цикл1в п1дростання тр1щини до критичного стану:

bNk Nk / 2а а

Икр = - + - у-Ьг--(- N32 - bN3 - 1кр), (16)

a a Nk 2Nk

де alb- пост1йн1 р1внянь регресПДз - число цикл1в до за-родження, 1кр - критична довжина трщини (1кр= 100 мм для труб 1 1кр=15-16 мм для штанг).

В глав1 8 описан! установки i технологи зм!цнення насо-сних штанг ППД та нанесениям металевих i металопол1мерних по-крить.

3 метою п!двищення опору короз!йно-втомному руйнуванню на-сосних штанг розроблена установка, основними елементами яко! б:дробоструминний апарат 1 дробозб1рник, компресор з ресивером i вологомаслов1дд1лювачем, зварювальний генератор, електрометал1-затор, метал1зац1йна камера з вентилягцйним обладнанням, пов1тряний колектор, система подаючих i обертових рольганг!в. 0дн!ею з особливостей установки е наявн!сть магн1тного ролика (а.с.1234169), змонтованого на поворотам плит! з можлив1стю встановлення його п1д кутом до ocl детал1,що транспортуеться. В поеднанн! з глобо1дною конф1гурац1ею опорно! поверхн! ролика це забезпечуе поряд з поступальним рухом обертання оброблюваного вироба навкруг свое! ос!.

В результат! наклепу цдтками довгов!чн!сть насосних штанг при робот! в с1рководневому середовицд зб!льшуеться в 2,5 рази. При цьому суттево гальмуеться швидк1сть розвитку трщини в по-

чатковий пер1од роботи штанг. Величина С-критер!ю насосних штанг д1аметром 22 мм при робот1 в с!рководневому середовищ1 п!сля ППД металевими щ1тками зростае в 2 рази.

Були вивчен1 особливост1 розпод!лу, стаб!льност1 1 впливу залишкових напружень, отриманих при ППД, на витривал!сть насосних штанг.

В результат! проведених досл!джень запропоновано комбшо- • ване поверхневе зм1цнення насосних штанг, яке основане на пластичному деформуванн1■1х поверхневих шар1в шляхом дробострумене-во1 обробки 1 нанесенн! комплексних покрить багатофункщональ-нсго призначення. Якщо обробка дробом чи обробка металевими обер-товими цдтками п!двищуе оп1р втом1 насосних штанг з стал1 20Н2М в 3-4 рази, то сумщення ППД 1 метал!зац1йного цинкування п1д-н!мас обмежену границю витривалост1 в 4-5 раз .

Для'покращення захисних властивостей метал1зац1йного шару необх1дно нанесення такого наступного покриття, яке, з одного боку, механ1чно попереджувало б контакт нижнього шару з агреси-вним середовищем, зменшуючи ймов1рн1сть його розчинення 1 спра-цювання при терт! об внутр!шню поверхню НКТ, а з другого боку, зменшило би ймов1рн1сть в!дкладання на штангах параф!ну, смол, солей ! т.п. Такими багатофункц1ональними властивостями волод1-ють пол!мерн1 1 лакофарбн1 покриття. •

Випробовування зразк1в д1аметром 5 мм, вир1заних з насосних штанг (сталь 20Н2М в стан! нормал1зацИ), показали значку ефек-тивн1сть металопол!мерних покрить.Визначено.що нанесення цинко-епоксидно-каучуково! композицП на штанги п1двищуб 1х границю обмежено! витривалост! з 70 до 250 МПа при баз1 20 млн. цикл1в.

Лабораторн! випробовування тдтвердили високу ефективн!сть цинко-фторопластово! композицП для п!двищення витривалост! на-

турних насосних штанг. В результат! короз!йно-втомних випробо-вувань зразк!в д!аметром 5 мм з стал1 марки 20Н2М встановлено, що IX обмежена границя витривалост! Шдвищуеться з 50 до 200 МПа.

Доол1джено вплив масштабного фактора на витривал!сть насосних штанг д1аметром 19,22 1 25 мм та зразк1в д!аметром 5 мм з ста-л1 20Н2М. На ochobí проведених експеримент1в запропонован! анал1-тичн! залежност1 величини границ! витривалост! насосних штанг р!з-ного дхаметра з покриттями, отриман! шляхом регрессного анал1зу.

На ochobí проведених експеримент1в запропоноване р1вняння експоненцтано! perpecii, яке дозволяе визначити ефективн1сть ремонту к в залежност! в1д глибини 1)в зм1цнено1 втомно! тр1щини: к = 5,65 е "°'49hB , де hB в мм (15)

Комб1новане зм1цнення нових 1 насосних штанг, як! були в експлуатацП, дозволяе значно п!двищити довгов1чн!сть перших i продовжити час роботи штанг, якл проробили певний час в агре-сивних середовищах в нафтових свердловинах. Це в свою чергу дозволить скоротити витрату штанг, як! вводяться в експлуата-ц1ю. Отримано авторське св1доцтво на вказану технолог1ю (а.с. N 1178780).

В глав1 9 приводяться результата досл!джень по зм1цненню бурильних труб,IX ЗРЗ та зварних шв!в термообробкою, ППД, ТМО i нанесенням метал1зац1йних покрить.

Експерименти п!дтвердили зниження ефекту змтанення ЗРЗ з п1дви1денням твердост! стал1. За абсолютною границею корозшно! втоми зм1цнен1 зразки в стан! поставки майже на 50% б1льш витри-вал1ш1, н!ж термооброблен1 i в 2,7 рази - н1ж загартован! СВЧ. Зменшення приросту границ! витривалост! поверхнево-змщнених замкових р!зьб п!сля загартовування зумовлено б!льш сильною вза-емод1ею короз!йного середовища з сталлю.

Поряд з в1домими методами поверхневого змЩнення заслуговуе уваги поверхневе термомехан1чне зм1цнення деталей (ПТМЗ). Гра-ничний згинаючий момент, який витримав зразок ргзьбового з'ед-' нання 3-42 гпсля ПТМЗ в буровому розчин1 при баз1 10 млн цикл1в, дор1внював 1,7 кНм, тобто майже на 50% вище незм1цненого.

Анал1зуючи вплив твердост! р1зьби на onip короз1йн1й втом1 стал! 40Х, а також 1нших сталей, можна в1дм1тити, що якщо тверд1сть стал1 40Х зростае з НВ..212 до НВ 286, то границя вит-ривалост! понижуеться на 20%, а зростання твердост! 1нших сталей з НВ 210 до НВ 318 призводить до понижения границ! витривалост1 з 1,2 до 0,5 - 0,6 кНм, тобто б1льше, н1ж на 50%.

Був оцшений ефект зар1зьбових канавок в ЗРЗ п!сля р1зних технолог!чних метод!в зм1цнення, в тому числ1 захисних ме-тал1зац1йних i дифуз1йних покрить, якх показали високу ефектив-HicTb комб1нованого зм1цнення.

0CH0BHI РЕЗУЛЬТАТИ I П1ДСУМК0В1 ВИСНОВКИ

1. На основ! анал1зу промислових даних в 6yplHHi та нафто-в1добутку визначен1 параметри над!йност1 колон бурильних труб 1 насосних штанг.1нтенсивн1сть утворення пошкоджень бурильно! колони з ростом глибини свердловини з 3000 м до 5000 м може зрости в 8-9 раз. ймов1рн1сть безв1дмовно! роботи насосних штанг при середньому 1х нароб1тку Тср=9-106 цикл1в складае 0,38. Виявлено, що по Mipi зб1льшення навантаження на головку балансира з 50 до 140 МПа ймов1рн1сть безв1дмовно1 роботи P(t) штанг понижуеться

з 0,8 до 0,5 при нароб1тку до 5, 0-Ю6 цикл1в.

2. 3 п!двищенням температури промивально! р1дини до 90-230°С концентрац1я розчиненого кисню в р1диШ значно зменшуеться, а умо

вн1 границ! витривалост1 стал1 бурильних' замк!в р!зко п1двищуються 1 досягають границ! втоми стал! в пов1тр! завдяки утворенню на поверхн! зразк!в захисних окисних пл1вок. При наявност1 кисню в роз чин1 1 полегшенн1 доступу його до стал1, яке може мати м1сце при бур!нн1 свердловин аерованими р1динами, умовна границя втоми суттево понижуеться (на 65-75%) як при нормальних, так ! п1дви-щених (до 230°С) температурах.

3. Нафтов1 емульсП можуть значно гальмувати процеси ко-роз1йно! втоми бурильних труб. Найменшу руйнуючу д!ю на метал бурильно! колони в пор1внянн! з розчинами на водн!й основ! чи-нять розчини на нафтов1й основ1: обернем та вапняно-б!тумн1 емульсп, розчини, емульгован! в1дходами НПЗ 1 оброблен1 елект-рог!дравл1чними розрядами.

4. С!рководень суттево впливае на витривал!сть насосних штанг ! !х матер1ал1в, його наявн1сть в нафтових емульс1ях з р1зним вм!стом пластово! води на 20-40% понижуе умовну границю втоми стал! 20Н2М; зб!льшення величини поверхневого натягу нафти змен-шуе оп!р втом1 штанг, причому це зниження б1льше в нафтових емульс1ях без вм1сту с!рководню ! незначне в емульс1ях, насиче-них ним до гранично! концентрацП.

5. Вивчен! законом!рност1 росту тр1щин в високом!цних бурильних трубах ТБВК, ЗРЗ ! насосних штангах п!д д1ею корозШюго середовища. Встановлено,що шкубацшний пер1од розвитку втомно! тр1щини в замкових р!зьбах складае 10 - 20%, в .трубах ТБВК -30-40% 1 в насосних штангах - 20-30% в1д всього ресурсу детали Швидкост! росту тр1щин при досягненн1 критичного стану зростають до 6-8-10"8 м/цикл; визначена к1льк1сть втомних трщин ! ймов1р-н1сть 1х появи в деталях, навантажених зм!нними напруженнями р!зно1 величини.

6. Визначен! параметри кривих втоми ЗРЗ р1зного д!аметра, моменти IX згвинчування на основ! втомних випробувань та встанов-лена анал1тична залежн!сть оптимальних напружень затяжки в1д-д1аметра ЗРЗ, запропонована методика визначення оптимальних мо-мент1в затягування ЗРЗ з врахуванням втомних характеристик ЗРЗ, коефШента тертя в pi3b6i чи стану П поверхн1, границ! теку-чост! матер1алу, величин внутршнього тиску р1дини 1 зовн!шнього розтягуючого зусилля, пропонуються номограми для визначення мо-мент!в розкр1плення ЗРЗ при дИ розтягуючих зусиль п!д час л1кв1дацП авар!й.

7. Досл1джено вплив технологхчних i експлуатац1йних дефект1в на витривал1сть бурильних труб i насосних штанг. Визначено, що критичн1 глибини втомних тр!щин в насосних штангах д!аметром 19

i 22 мм складають 4-6 мм 1 величина 1х зменшуеться на 25-40% при зб1льшенн1 величини напруження в1д 60 до 130 МПа- Пропонуються номограми для визначення параметр1в короз!йно-втомних трщин в бурильних трубах i насосних штангах з певною ймов!рн1стю неруй-нування. . ■••

8. Запропонован! методики прогнозування ресурсу нових бурильних труб та штанг за параметрами кривих корозШю! втоми та за-лишкового ресурсу труб i штанг з виявленими дефектами за величиною швидкост! росту тр1щин в докритичному nepiofli розвитку з -врахуванням розс1ювання IX короз1йно-втомних характеристик.

9. Запропонован1 технолог1я i установка для поверхневого зм1цнення бурильних труб, 1х ЗРЗ та зварних шв1в, як! на 50-75% п1двищують onlp втом1, в 1,5-2 рази зменшують спрацювання при багаторазовому згвинчуванн!-розгвинчуванн1, герметизують р1зь-бов1 з'еднання.

10. Реал1зована технолопя зм!цнення насосних штанг поверхне-

вим пластичним деформуванням (ППД) та нанесениям металопсшмер-них покрить (МПП), визначен1 величини залишкових напружень, ix перерозпод!л в 4aci i вплив на к.ороз1йно-втомн! показники на-сосних штанг, та показано, що насосн! штанги з металевими i метало-пол1мерними покриттями мають ресурс в два рази вищий, н1ж cepifiHi; показана можлив!сть ремонту насосних штанг з трщинами за допомогою ППД i нанесения МПП, визначен! величини критичних трщин, ремонт яких економ1чно доц1льний.

Основний зм1ст роботи викладено в наступних друкованих працях:

1.Северинчик H.A.,Копей Б.В. Долговечность и надежность геолого-разведочных бурильных труб. - М.:Недра, 1979.-176 е.,ил.

2.Северинчик Н. А.,Масник 0.Т..Копей Б.В. Коррозия и коррозионная усталость подземного бурового оборудования.- Львов: Вища школа.Изд-во при Львов.ун-те,1981.-144 е.,ил.

3.Сезеринчик H.A.,Копей Б.В. Коррозионно-усталостная прочность бурильных труб и способы ее повышения,- М.:ВНИИ0ЭНГ, 1977. - 72 с.,ил.

4.Тараевський С.Й..Коваль В.П.,Копей Б.В. Защита глубинно-насосных штанг от коррозионно-механического разрушения при эксплуатации в сероводородсодержащих средах. - М.:ВНИИ0ЭНГ, 1981. -

36 с.. ил.

5.Копей Б. В. .Тараевський С.Й. Защитные покрытия для глубин-нонасосных штанг,- М.:ВНИИ0ЭНГ, 1982.-36 е.,ил.

6.Баштанников Л. А. .Копей Б. В. Компоновка бурильной колонны, равнонадежной по сопротивлению труб усталости. - М.:ВНИИЭГазпром, 1986.-42 е.,ил.

7.Баштанников Л.А.Допей Б. В. Надежность бурильных и обсад-

ных труб и контроль качества их материала.- М.: ВНИИЭгазпром, 1987,- 52 е..ил.

8.Копей Б.В..Федорович Я.Т. Устранение технологических и эксплуатационных дефектов насосных штанг с одновременным их упрочнением.- М.:ВНИИОЭНГ,1987.-38 с.,ил.

9.Баштанников Л.А..Копей Б.В. Прогнозирование остаточного ресурса бурильных труб с усталостными повреждениями резьбы.// ЭИ. ВНИИЭгазпрома. Сер.Теология, бурение и разработка газовых месторождений".- N23, 1982.- С.4-7.

10.Исследование влияния нефтеэмульсионных буровых растворов и инвертных эмульсий на коррозионную усталость стали бурильных труб.//Северинчик Н.А.,Копей Б.В.,Гринькив Я.В.и др. / РНТС, ВНИИОЭНГ. Сер. "Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности". N 3,1978,

с. 3-6.

11.Копей Б.В. Исследование скоростей развития трещин коррозионной усталости в высокопрочных бурильных трубах.// РНТС, ВНИИОЭНГ. Сер. "Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности", 1981,- N1,- с. 5-7..

12.Копей Б.В. Определение оптимальных моментов свинчивания замковых резьбовых соединений.//Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений,вып.18.Респ.межвед. науч.-техн. сборник. Львов:Вища школа.Изд-во при Львов.ун-те, 1981. - с.59-63.

13.Копей Б.В. Влияние сероводородсодержащих нефтей на кор-розионно-механическое.разрушение конструкционных сталей.// РНТС, ВНИИОЭНГ. Сер."Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности", 1983,- N10,- с.2-3.

14. Копей Б.В. Насосные штанги с комплексными, защитными покрытиями.//Нефтяная и газовая промышленность,1985.- N1.-0.42-44.

15.Копей Б.В. Анализ отказов и определение параметров надежности насосных штанг по НГДУ "Долинанефтегаз"//НТИС ВНИИОЭНГ. Сер."Защита от коррозии и охрана окружающей среды".-1992,N5.-

с. 7-10.

16.Копей Б.В. Оценка эксплуатационной надежности насосных штанг// ЭИ ВНИИОЭНГ. Сер."Защита от коррозии и охрана окружающей среды",- 1992, N8.- с.5-11.

17.Копей Б.В. Кинетика коррозионно-усталостного разрушения замковых резьбовых соединений УБТ// НТЖ ВНИИОЭНГ, "Коррозия и охрана окружающей среды",- 1993,- N4.- с.7-9.

18.Копей Б.В. Определение критических размеров коррозион-но-усталостных дефектов при восстановлении насосних штанг по-

верхностным упрочнением и нанесением защитных покрытий// ЭИ ВНЙИОЭНГ. Сер."Защита от коррозии и охрана окружающей среды", 1993, - N6,- с. 17-20.

19. Копей Б.В. Анализ распределения поломок насосных штанг по глубине скважины в зависимости от диаметра скважинного насоса //ЭИ ВНИИОЭНГ. Сер."Защита от коррозии и охрана окружающей среды" 1993,- N8,- с. 8-12.

20.Копей Б.В..Баштанников Л.А.,Панасенко В.Я. .Кутенец А.В. Определение причин усталостного разрушения УБТ по анализу поверхностей изломов.//"Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений",- 1984.- ВЫП. 21,- с.51-53.

21.Копей Б.В., Гуменюк С.Б.Методика розрахунку бурильних труб ТБВК за ростом тр1щин короз1йно! btomi в тШ труб. 1ФДТУНГ, 1вано-Франк1вськ,1996,15 с.,1л.- Б1бл.4 найм.- Укр.- Деп. в ДНТБУ 22.04.96. N938- Ук96.

22.Копей Б.В.,Гуменюк С. Б., К1ндрачук С.М. Визначення характеристик розс!ювання базальтопластика при випробувашп в нафто-кислотних емульс1ях.1ФДТУНГ. -1вано-Франк1вськ, 1996. -14с.: 1л. -Б1бл.10 найм.-Укр.-Деп.в ДНТБ Укра1ни 29. 05. 96, И318-УК96.

23.Копей Б. В.,Кисиль И.С.,Солоничный Я. Д. Исследование поверхностного натяжения сероводородосодержащих нефтяных эмульсий и их влияние на сопротивление коррозионной усталости насосных штанг//ЭИ ВНИИОЭНГ.Сер. "Коррозия и зашита окружающей среды". - 1984,- N9,- с.1-5.

24.Копей Б.В.,Стыцюк С. И. Влияние нефтяных эмульсий, содержащих сероводород, на коррозионную- усталость насосных штанг. //РНТС, ВНИИОЭНГ, Сер."Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности". -1983. - N4.- с. 4-5.

25.Копей Б.В.,Федорович Я. Т. Исследование скоростей роста трещин коррозионной усталости в насосных штангах // РНТС, ВНИИОЭНГ. Сер. "Нефтемысловое дело и транспорт нефти".- 1984, N8.-с.62-63.

26.Копей Б.В., Федорович Я. Т. Упрочнение насосных штанг металлическими вращающимися щетками// ЭИ ВНИИОЭНГ. Сер."Машины и нефтяное оборудование".- 1986. N10,- с.5-9.

27.Копей Б.В.,Федорович Я.Т. Снижение темпа увеличения трещин в насосных штангах поверхностным упрочнением// Нефтяное хозяйство,- 1987.- N1.- С.46-49.

28.Копей Б.В.,Федорович Я.Т., Нестор В.П., Соколовский М.Ф. Исследование эффективности упрочнения насосных штанг из различных

марок сталей поверхностной обработкой /Ивано-Франковский институт нефти и газа.-Ивано-Франковск.1986. - 6 с.:Деп.в УкрНИИНТИ,N480 -Ук. 86.

29. Копей Б. В., Федорович Я. Т., Сычев Ю. С., Петранюк И. Я., Бубняк И.В. Установка для упрочнения насосных штанг УДШ-2.// Ин-форм.листок УкрИНТЭИ, N87-030, N2, 1987. Сер.53. "Нефтяная, газовая, нефтеперерабатывающая и химическая промышленность".

30.Копей Б.В., Федорович Я.Т.,Сычев Ю.С.,Лесовой Г.А.Опыт упрочнения новых и восстановление ресурса бывших в експлуата-ции насосных штанг// Розв1дка та розробка нафтових 1 газових родовищ. - 1991,- вип.28. Республ. м1жв1дом. наук.-техн.' зб1рник - с.104-110.

31. Копей Б.В.,Федорович Я.Т.,Требин А. Г. Влияние технологических и эксплуатационных дефектов на сопротивление усталости насосных штанг и критерии их отбраковки// ЭИ ВНИИОЭНГ. Сер."Борьба с коррозией и защита окружающей среды".-1986.-N10.- с.6-11.

32. Копей Б. В., Федорович Я. Т., Жабин В. М.. Предотвращение обрывов насосных штанг// Нефтяник.- 1986.- N12.- с.6-7.

33.Коррозионная среда для лабораторных испытаний бурильных труб на усталость./Матвеев Ю.М.,Северинчик H.A., Копей Б. В. и др. РНТС. ВНИИОЭНГ. Сер. "Коррозия и защита в нефтегазовой промыш- ■ ленности",- 1976.- N7,- с.3-5.

34.Коррозионное воздействие бурового раствора на сварные швы высокопрочных бурильных труб.//Северинчик H.A.,Копей Б.В., Сутовський n.M. и др/ РНТС, ВНИИОЭНГ. Сер. "Коррозия

и защита в нефтегазовой промышленности". -N 8.-1979,с.25-27.

Зб.Мигаль И.Г.,Копей Б.В..Карпаш 0.М.,Кириндас A.B. Распространение коррозионно-усталостных трещин в бурильных трубах ТБВК.//РНТС, ВНИИОЭНГ. Сер."Машины и нефтяное оборудование".-N9.-1980.-с. 10-13.

36.Мирецкий В.0.,Северинчик Н.А.,Копей Б.В. Электрогидравлическая обработка эмульсионных буровых растворов и их влияние на коррозионную усталость стали бурильных труб,- "Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений ", 1979, вып. 16. Респ.межвед. науч.-техн.сборник. Изд. объед. "Вища школа".-с. 65 -67.

37. Повышение коррозионно-усталостной прочности стальных бурильных труб/Северинчик H.A.,Коней Б.В. ,Пелех В.Г.и др. - Ре-

феративная информация о законченных НИР в вузах УССР.- 1977 -N11,- с.69-70.

38.Северинчик H.A.,Копей Б.В. Эффективность защиты бурильных замковых соединений от коррозионно-усталостного разрушения. РНТС. ВНИИОЭНГ. Сер."Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности".-N 6.-1975.-с.7-20.

39.Северинчик H.A.,Копей Б.В. Металлизационное цинкование -эффективное средство защиты резьбовых соединений бурильных труб от коррозионно-усталостного разрушения. РНТС. ВНИИОЭНГ. Сер."Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности".- N 5.-1976.-с.14-17.

40.Северинчик H.A.,Копей Б.В. Об ингибиторной защите стальных бурильных труб от коррозионной усталости//ФХММ.- 1977.-МЗ.- с. 97-99.

41. Северинчик H.A.Допей Б.В. Упрочнение резьбовых соединений УБТ//РНТС, ВНИИОЭНГ.сер. "Машины и нефтяное оборудование",- 1978,N1.-С.24-27.

42. Северинчик H.A..Копей Б.В. Повышение износостойкости замковых резьб бурильной колонны дробеструйной обработкой й ме-таллизационным цинкованием// "Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений" 1978, вып. 15. Республ. межвед.науч.-техн. сборник. Изд.объед."Вища школа".-с.66-69.

43.Северинчик Н.А.,Копей Б.В. Оптимизация упрочнения замковых резьбовых соединений дробеструйной обработкой и металли-зационным цинкованием// РНТС. ВНИИОЭНГ.Сер."Машины и нефтяное оборудование". - 1979.-N2.-с. 14-17.

44.Северинчик Н.А.,Копей Б.В.,Дубленич Ю.В., Крыжанивский Е. И Пелех В. Г. Исследование напряжений изгиба в замковом резьбовом соединении// В сб. "Нефтепромысловые трубы", труды ВНИИТнефть, Куйбышев,- 1976.-с. 48-54.

45.Северинчик H.A..Копей Б.В.,Колиушко Б.Ф. Влияние повышенных температур бурового раствора с различным содержанием кислорода на коррозионную усталость материала бурильных труб.//РНТС. ВНИИОЭНГ, сер. "Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности".-1977.- N5,- с.3-7.

46.Северинчик Н.А.,Копей Б.В.,Крыжанивский Е. И. Влияние агрессивности бурового раствора на коррозионно-усталостную прочность материала бурильных труб// РНТС. ВНИИОЭНГ. Сер."Бурение". -1976.-N11.-с. 19-21.

47.Северинчик H.A.,Копей Б.В..Мигаль И. Г. Выносливость бурильных труб с высаженными концами повышенных групп проч-

•- 44 -

ности в коррозионной среде.// "Нефтяное хозяйство".-1980.- N1.-с.19-21.

48.Северинчик H.A.Допей Б.В..Москаленко Ю.Ф. Упрочнение сварных соединений бурильных труб (ТБПВ)// РНТС, ВНИИОЭНГ.Сер. "Машины и нефтяное оборудование",- 1979.- N6.-с.24-25.

49.Северинчик H.A..Копей Б.В..Пелех В.Г. Исследование кор-розионно-усталостной прочности замковых соединений бурильных труб// В сб. "Нефтепромысловые трубы",труды ВНИИТнефть, Куйбышев, вып. 7,- 1975.- с.6-9.

50.Северинчик H.A..Копей Б.В.,Пелех В.Г. Влияние термической обработки стали бурильных труб на ее коррозионно-усталостную прочность// В сб. "Нефтепромысловые трубы", труды ВНИИТнефть, Куйбышев, 1976.-с.110-115.

51.Северинчик H.A. .Копей Б.В.,Пелех В.Г. Выносливость резьбовых соединений УБТ с зарезьбовыми канавками в промывочной жидкости// РНТС, ВНИИОЭНГ, сер."Машины и нефтяное оборудование",- 1977.-NU.-С. 14-15.

52. Северинчик H.A. ..Копей Б. В. .Пелех В: Г., Пришляк A.M. Исследование коррозионно-усталостной прочности резьбовых соединений бурильных замков// РНТС, ВНИИОЭНГ. Сер."Машины и нефтяное оборудование".- 1975.-N12.-с.11-13.

53. Северинчик H.A. , Копей Б.В. , Сутовский n.M., Москаленко Ю.Ф.К вопросу о выносливости бурильных труб с приваренными трением соединительными концами// РНТС, ВНИИОЭНГ. Сер: "Машины и нефтяное оборудование",- 1978.-N4.-с.14-17.

54.Северинчик H.A..Копей Б.В..Чапля О.М.Усталостная прочность сталей в средах, содержащих ПАВ. ФХММ N 1, 1980, с.114-115.

55.Тараевский С.Й..Копей Б.В.Повышение стойкости насосных штанг, работающих в среде сероводорода. РНТС, ВНИИОЭНГ. Сер. .... "Нефтепромысловое дело".- 1982.- N5.- с.25-27.

56.Тараевский С.Й. .Копей Б.В., Куслицкий А.Б.,Бережницкая М.П. Способ повышения долговечности насосных штанг. РНТС, ВНИИОЭНГ. Сер. "Машины и нефтяное оборудование".- 1983.- N9.- с. 1-2. -'

57.Тараевский С.Й.,Копей Б.В..Янчииин Ф.П., Лопушанский В.К. Защита термически обработанных насосных штанг от коррозионной усталости. РНТС, ВНИИОЭНГ. Сер."Машины и нефтяное оборудование". - 1982.-N8,- С.12-19.

58. А.С.1234169 СССР,МКИ3 В24 В39/00//В21 D43/18//B23 Q 3/15.Устройство для подачи длинномерных тел вращения./Копей Б.В.,

Курников Ю.А., Федорович Я.Т., филипович О.П. (СССР). -N 3820588/25-27;3аявлено10.12.84; Опубл.30.05.86, Бюл.И20-Зс.:ил.

59.А.с.1178780.СССР,МКИ3 С21 D 8/00, С23 С7/04. Способ восстановления деталей. /Копей Б. В., Федорович Я. Т., Тараевский С.И., Протасов В.Н. (СССР).-N3725957/31-02;Заявлено 12.04.84;Опубл. 30.12.87, Бюл.N48-3c..

60. Копей Б.В. Коррозионно-усталостная прочность замковых соединений бурильных труб// Материалы Всесоюзной конференции молодых ученых и студентов нефтяных вузов. - М., 1975.- с.119.

61.Копей Б.В. Металлополимерные покрытия для насосных штанг и их защитные свойства.Тезисы докладов Международной научно-технической конференции "Полимерные композиты-95",12-13 сентября 1995 г.-Солигорск,1995.-с. 85-86.

62.Копей Б.В. Досл1дження ефективност1 гальмування тр1щин короз1йно1 втоми поверхневим зм1цненням та нанесениям метало-пол1мерних покритт!в.Тезисы докладов научно-технической конференции "Механика и новые технологии",5-10 сентября 1995 г.-г.Севастополь, -с.75-77:

63. Копей Б. В. .Бучинський М.Я. 0п-тим1зац1я розтягуючого на-вантаження на бурильний замок при л1кв1дацП прихвату в сверд-ловинь //Тези науково-техн1чно! конференцП професорсько-викла-дацького складу 1ФДТУНГ, 2 частина, 1вано-Франк1вськ,1995.-с.35.

64.Копей Б.В.,Тараевский С.И. Исследование сопротивления коррозионной усталости и величины остаточных напряжений в глу-биннонасосных штангах после комплексного поверхностного упрочнения, //Тезисы1 Международной конференции "Внутренние напряжения и поверхностное упрочнение".- Цвиккау, ГДР, 1982.- с.283- 284.

65. Кореу В.V. Protection des tiges de pompage par les revetements metallo-polymeres contre .la destruction par fatigue sous corrosion.- Seminaire industriel "Corrosion et protection des métaux", 1987, Boumerdes, Algerie,p.111-117.

66.Кореу В.V. Resistance a la fatigue des matériaux pour les tiges de forage.- I-ere colloque national sur le comportement mechanique des matériaux, 1988,Boumerdes, Algerie, p.56-64.

67.Kopey B. Corrosion fatigue failures of drill pipe and sucker rod columns. Book of abstracts of 7th International Conference on Mechanical Behaviour of Materials.1995,The Hague,The Netherlands,p.713-714.

Анотащя.

Кореу В. V. Scientific and technological complex methods for growth of hole petroleum and gas equipment detail's life. The dissertation to the looking for the scientific degree of the master of science on the speciality 05.15.17,- Machines and units of oil and gas industry. The Ivano-Frankivsk State Technical University of Oil and Gas, 1996. Eighty five scientific papers (2 monographs, 6 reviews, 2 author's certificates) are being defended which deal with the investigations of corrosive fatigue strength of drill stems and sucker rod columns. The corrosive fatigue crack propagation was studied on full-scale drill pipes, tool-Joints and sucker rods. The new methods of strengthening have been elaborated -protective coatings after surface treatment, thermomechanical hardening, etc.

Копей Б. В. Научно-технологические методы комплексного повышения ресурса деталей скважинного нефтегазопромыслового оборудования.

Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук по специальности 05.15.07. "Машины и агрегаты нефтяной и газовой промышленности". Ивано-Франковский государственный технический университет нефти и газа, Ивано-Франковск, 1996.

Защищаются 85 научных работ (из них 2 монографии, 6 научно-технических обзоров, 53 статьи, 20 тезисов и 2 авторских свидетельства) , которые содержат результаты экспериментальных исследований выносливости деталей бурильного инструмента (бурильных замков, бурильных труб, ТБВК и ТБПВ, УБТ) и колонны насосных штанг в агрессивных средах. Установлено, что в коррозионной среде период до зарождения трещин усталости составляет 10-40%., всего периода работы детали. ППД и метализавдонные или металле-, полимерные покрытия в 4-5 раз повышают предел выносливости исследуемых деталей.

Ключов1 слова.

Корозшна втома, ресурс, трщиност1йк1сть, колона буриль-них труб, насосна штанга, метал!зац1йн1 покриття, метало-пол1мерн1 композицИ.

Б. В. Копей

Шдписзно до другу. ff&exmat оаперу. Друг. apKYiDlB Í^O Тираж -fOO Зам.. -В(ддру1;ованавар130гр0ф(—_____________.________;___

¿8®

ДОП 1вано-Фрлюйвсьгого державного техн1чвого университету вафгн i газу 28401S. м. ТвЬно-Франг1&ськ, вул. Карплтсыса, 15