Новости

Esastsun Oilfield Equipment Manufacturing (Cambodia) Co., Ltd приняла участие в оффшорной технологической конференции 2003 года (OTC) в Хьюстоне, США, с мая1-4 2023 года. Наши продукты в основном включают в себя соединение API 5CT, щенк, трубки и корпус, соски, кроссовер и лотерею. Наши продукты строго соответствуют стандарту API 5CT и получили сертификат API 5CT в 2016 году. На этом основании наши продукты экспортируются в более чем десяти странах, включая Соединенные Штаты, Канаду, Аргентину, Индию, Оман и тому подобное Годовой объем продаж в 5 миллионов долларов США.

ESASTSUN Oilfield Equipment Manufacturing (Cambodia) Co., Ltd посетит оффшорную технологическую конференцию 2003 года (OTC) в Хьюстоне, США, с мая1-4. С уважением приветствуют все прибытия и сопровождающего. Eastun Group была основана в 2003 году и является одним из самых ранних предприятий, занимающихся производством OCT и торговлей в Китае. Существуют Wuxi Dongsen Trading Co., Ltd., Jiangsu Taishun Energy Technology Development Co., Ltd., и Isason Oilfield Equipmoning (Cambodia) Co., Ltd. Наши продукты в основном включают в себя трубки API 5CT и кожух, соски, поперечные бурильные трубы и прорезинты. Наши продукты строго соответствуют стандарту API 5CT и получили сертификат API 5CT в 2012 году. В то же время наша компания также прошла аудит системы управления качеством ISO9000. Он также создал завод в Камбодже для изучения и продвижения более крупного мирового рынка. Исходя из этого, наша продукция экспортируется в более чем десяти странах, включая Соединенные Штаты, Канаду, Аргентину, Индию, Оман и тому подобное, с годовым объемом продаж в 20 миллионов долларов США.

ESASTSUN Oilfield Equipment Manufacturing (Cambodia) Co., Ltd получила сертификат API-5CT в 2016 году, мы являемся первой фабрикой, получившей сертификат API-5CT в Камбодже. Мы всегда проводили дух предприятия, ориентированного на людей, честность и гордость, реалистичные инновации, единство и преданность делу, взаимная выгода и беспроигрышный вариант. Создавая материальную ценность, компания продвигает основные принципы и общие ценности человеческого общества и долгое время стремится к постоянному улучшению. Придерживайтесь руководящей идеологии «первой репутации, сначала пользователя», служить клиентам, соблюдать контракт и целый дух предоставлять высококачественные продукты и услуги для клиентов!

Техническая служба капитального ремонта нефтяного корпуса является одной из наиболее важных связей в технической службе инспекции нефтегазовой и газовой инженерии. Сколько вы знаете об этой технологии? Учитесь у Xiaobian вместе! Что такое технология технического обслуживания нефтяных корпусов Технические услуги по обслуживанию нефти и корпуса в основном следуют API и специальным стандартам потоков, а также выполняют все услуги по обслуживанию процессов нового и старого нефтяного и корпуса и стержня для присоски, такие как очистка, неразрушающие испытания, обработка ремонта резьбы, протокол, труба Конец уменьшения, гидростатического испытания, распыления, распыления этикетки и т. Д. Установите старое, перерабатывает старое, помогает клиентам максимизировать стоимость производства. Отраслевой стандарт для проверки и ремонта нефтяного корпуса Спецификация API 5CT (10 -е издание) Спецификация API 5b (16) Спецификация API Q1 (этап 9) Спецификация API Q2 (фаза 2) Q/Sy TZ 0267-2015 API Q/Sy TZ 0439-2015 Технические требования для сбора нефтяных мест и обслуживания трубопровода транспортировки Q/Sy TZ 0474-2016 "13CR Специальные резьбовые совместные трубки Технические правила" Стандартные методы испытаний и определения механических свойств стальных продуктов Ультразвуковые методы испытаний на металлические трубки Метод испытаний на утечку магнитного потока продуктов ферромагнитной стальной трубки Стандартное руководство ASTM E709-21 для тестирования магнитных частиц SY/T 5991-2016 Резьба для оборудования, трубки и транспортировки стальных труб Нефтяной и природной газовой промышленности - стальные трубки для обсадной нефтяной и газовой скважины Советы по техническому обслуживанию нефтяного корпуса API обычная нить и специальная (герметичная) разница в резьбе: · Нижняя нить API запечатана треугольной поверхностью резьбы, не образуя поверхность герметизации и поверхность плеча, низкую стоимость производства и технического обслуживания, быстрое нагрузка и скорость разгрузки и средние характеристики герметизации. Он часто используется в производственных операциях нефтяной скважины и в условиях скважины без требований к воздушной стесненности. · Специальные (запечатанные) нити имеют свою собственную поверхность плеча и герметизирующая поверхность. Потоки используются только для хранения смазки и соединений. Уплотняющая поверхность на внешней резьбе трубы и внутреннее соединение сцепления сжимают и слегка деформируются до герметизации. Хорошая производительность запечатывания, надежное соединение, но высокие затраты на производство и обслуживание. Он часто используется в производстве газовых скважин, нефтяных и газовых смесей и скважин, требующих ужесточения газа.

Головная головка является важным разъемом между оборудованием и оборудованием для скважины. Головная головка является важным разъемом между оборудованием и оборудованием для скважины. Его нижний конец связан с поверхностным корпусом через резьбу, а верхний конец соединен с оборудованием для упругих голов или переплетением через фланец или зажим. Характеристики головки корпуса Подключение к корпусу может быть либо резьбовым соединением, либо подключением к скольжению. Висящий корпус быстрый и удобный; Вешалка для оболочки принимает жесткую и резиновую композитную конструкцию герметизации, и металлическое герметизация также может использоваться для повышения производительности герметизации продукта; Инструмент для извлечения испытаний и тестирования на износ предназначен для облегчения удаления рукава против износа и испытания на давление головки корпуса; Верхний фланец спроектирован с помощью испытания давления и устройства впрыска вторичного смазки; Конфигурация бокового клапана головки корпуса предназначена в соответствии с требованиями пользователей; Роль головы корпуса На головке корпуса установлена ​​на верхнем конце поверхностной строки корпуса и используется для подвески корпуса каждого слоя за пределами кожуха поверхности и компонентов оборудования для скважины в кольцевом пространстве герметичного корпуса. Его основные функции заключаются в следующем 1. Суспендируйте часть или весь вес каждого слоя корпуса, кроме поверхностного корпуса через вешалку; 2. Подключите BOP и другие устройства для скважины; 3. формирование уплотнения давления между внутренним и внешним корпусом; 4. Предоставьте выход для выпуска давления, которое может накапливаться между двумя строками обсадной связи; 5, 6. Специальные операции: а. Если качество цементирования плохое, несколько боковых отверстий могут быть введены в инъекцию цементом; беременный Во время разрушения кислоты жидкость баланса давления может быть введена из боковых отверстий. Классификация головы корпуса 1. В соответствии с количеством слоев подвесного корпуса Согласно количеству слоев висящих корпусов, его можно разделить на одноступенчатую головку кожуха, двухступенчатую головку корпуса и трехступенчатую головку корпуса; Одноступенчатая головка корпуса обычно используется в производственных скважинах в мелком образовании низкого давления; Двухступенчатая головка корпуса применима к большинству областей с четким давлением образования и широко используется; Головка на третьем этапе обычно используется в глубоких скважинах или разведке высокого давления 2. В соответствии с типом конструкции кожура вешалки В соответствии с типом конструкции вешалки для оболочки, ее можно разделить на головку кожух типа скольжения, головку кожуха типа оправки (резьбовой) и интегральный тип (сварная) головка; 3. В соответствии с режимом соединения между телами Его можно разделить на головку корпуса типа фланца, головку типа зажима и независимый тип резьбы (головка корпуса с подключением резьбы в верхнем конце подвесной строки корпуса и нижним концом тела головки трубки) в соответствии с режимом соединения между телами; 4. В соответствии с типом структуры тела Согласно структурному типу тела, его можно разделить на одну корпусную головку (одна вешалка установлена ​​в одном корпусе) и комбинированная головка корпуса (в одном корпусе установлено несколько вешалок); Структура и герметизация головки корпуса 1. Структура головки корпуса Головка оболочки состоит из четырехсторонней вешалки, подвески, подъездной сборки, параллельного клапана затвора фланца, разъема, механизма отображения давления и т. Д.; 2. Принцип работы резинового уплотнения Уплотнение головки оборудования состоит из корпуса головки оболочки, резинового кольца BT, кольцевой вешалки, кольца резинового уплотнения ласточки Вешалка для корпуса установлена ​​на шаге для корпусной головки. Из -за висящего веса корпуса контакт между металлом и металлом дает жесткое пассивное уплотнение. Уплотнение между кожушкой вешалкой и корпусом представляет собой резьбу. Катушка головки обсадной головки имеет уплотнение BT, соответствующее внешнему диаметру вешалки кожуха (или внешний диаметр корпуса), и соответствующую инъекцию смазки и отверстия для испытаний давления. При использовании смазка герметизации высокого давления должна быть введена из клапана впрыска смазки, чтобы уплотняло BT. Если уплотнение протекает, герметизирующая смазка должна быть введена в клапан впрыска смазки и клапан испытаний на давление соответственно, чтобы уплотние продолжали вступать в силу. Давление впрыска смазки не должно превышать номинальное рабочее давление фланца; Если корпус герметизирован, номинальное допустимое давление обрушения корпуса не должно быть превышено. Отверстие для испытания давления используется для теста внешнего уплотнения кожуха. Фланец снабжен гнездящимся винтом для блокировки втулки против исхода (защита поверхности герметизации). Вешалка для корпуса может быть заперта после того, как кожура сядьте. Если на утечке есть утечка, затяните крышку давления, чтобы сделать уплотнение эффективным. Фланцы с обеих сторон катушки головки кожуха соединены с плоским клапаном (или слепым фланцем) на одном конце, а плоский клапан, резьбовой фланцевой, разъем, останавливается клапан и датчик давления на другом конце. Кольцевое давление между двумя слоями корпуса может наблюдаться через датчик давления. 3. Металлическое и резиновое уплотнение головки корпуса Металлические и резиновые уплотнения головки оболочки состоит из корпуса насадки, резинового кольца с резиновым уплотнением, компонента верхнего металлического уплотнения, компонента нижнего металлического уплотнения, кольцевой вешалки, кольца резинового уплотнения ласточки Прокладка кольцо. Вешалка для корпуса установлена ​​на шаге для корпусной головки. Из -за висящего веса корпуса контакт между металлом и металлом будет производить жесткое пассивное уплотнение. Вешалка и корпус опечатаны нитью (см. Рисунок выше); Перед установкой верхнего фланца измерьте положение и размер верхнего металлического герметичного кольца в верхнем фланцевом отверстии, а затем определите толщину регулировочного кольца, так что из -за регулирующего кольца появится определенное количество интерференций в верхнем фланце. дыра. Когда верхний фланец соединен с крестом головки оболочки, регулировочное кольцо сжимается через скрещивание головки кожухи, чтобы деформировать верхнее металлическое герметичное кольцо, тем самым достигая функции вешалки для герметизации. Принцип герметизации нижнего металлического компонента герметизации кожуха - обеспечить геометрические размеры каждой части посредством конструкции металлического герметичного кольца, скрещивания головки оболочки и вешалки. Конус на 45 ° на джек-вине вращается, чтобы спустить кольцо нажатого нижнего металла нажимающего кольца, так что U-образное кольцо компонента металлического герметичного кольца деформировано, таким образом, достигая роли вешалки с корпусом. Кожуха вешалка 1. вешалка для оправки Вешалка типа ондареля (т.е. тип резьбового типа) эквивалентна связующемуся соединению. Удобно разрезать корпус (оба W, и мы типы необходимы), и корпус может быть подвешен, даже не открывая BOP, чтобы решить проблему уплотнения подвески. Однако глубина корпуса должна быть рассчитана, чтобы избежать дна. Обычно используется в относительно стабильных производственных скважинах. Как правило, вешалка оправой (резьбовой) используется с резьбовой головкой корпуса, а также можно заменить соответствующую вешалку для скольжения. Принцип герметизации вешалки с металлом и резиновыми уплотнениями на головке корпуса такой же, как у вешалки для оправки с металлическими и резиновыми уплотнениями на головке трубки. 2. Слив вешалку а Структура вешалки для скольжения: Слипная вешалка в основном состоит из зубного зуба (расквартированное), сиденья для скольжения (расквартированное), резинового уплотнения (расквартированное), сиденья поддержки (расквартированное) и т. Д. беременный Операционная принцип вешалки для скольжения: Держите рукав за вешалку для проскальзывания двух половинок и поместите его в отверстие для головки кожуха, чтобы зубы скольжения крепко прилипали к корпусу. Под эффектом кожуха самообеспечения и конусной конусны зубьев, чем более втиснуты зубы скольжения, тем плошко становятся скользящие зубы к корпусу. Резиновые уплотнения деформируются под действием собственного веса, образуя уплотнение на корпусе и корпусе. в Заправочная вешалка Места для перевернутого вешалки на скольжении закреплено в нижней части корпуса головки кожуха с болтами. После того, как корпус устанавливается в кольцо BT, скольжение кладет вниз, так что зуб с скольжением крепко прилипает к корпусу. Под влиянием самообеспечения и конуса корпуса, тем более вкоробие зуб скольжения, тем плотнее зуб скольжения, так что, чем более плотный зуб с скольжением прилипает к корпусу. Слив вешалка 1. Мы скользим вешалку: Вообще говоря, мы скользят вешалка для поверхностного слоя, который характеризуется большим размером и низким давлением кольца (по сравнению с типом W). Другая ситуация заключается в том, что корпус не может быть поднят и понижен при его цементировании (это обязательное условие для вешалки W-типа), и мы можем быть установлены и запечатаны пассивно (корпус не перемещается, вешалка подвижна, и и Печать активируется вручную, а не висящим весом) для лекарства. Если висящий вес, герметизация и другие факторы не рассматриваются строго, тип WE и W с одинаковым размером, и один и тот же производитель, как правило, может быть взаимосвязан. 2. Подвеска для корпуса W-типа По сравнению с типом WE, он опирается на подвесной вес буровой струны, чтобы активировать уплотнение. Его характеристики: самый большой подвесной тоннаж, лучшее запечатывание, более стабильное и обычно используется для подвески технического корпуса. 3. WD вешалка Он используется только для поверхностной головки корпуса, а нижняя часть связана с поверхностным корпусом.

1. Ферриле 01 Обработка Ferrule Есть две причины для конфискации корпуса: Один из них - клейкая карта; Второй - обрушение стены вала или заклинивание песчаного моста. После того, как корпус застрял, можно приложить полное давление, но больше не допускается подъем. Кольцевой зазор между корпусом и стеной скважины маленький, поэтому невозможно выполнить кожух и отключение. 1. Стоковая карта Когда буровая жидкость может распространяться, метод инъекции выпуска жидкости совпадает с методом обработки. 2. Обрушение или песчаное джеме (1) Песочный мост был сформирован в колодце, но некоторая буровая жидкость вернулась. Следовательно, небольшое смещение и низкое циркуляцию давления насоса должны настаивать на улучшении вязкости и сдвига буровой жидкости, а скважина должна быть цементирована после восстановления нормальной циркуляции. (2) Корпус был проведен до нижней части скважины, и утечка происходит в случае коллапса или прилипания песка. Проанализируйте слой утечки, быстро закрепите скважину и выжмите цементную суспензию в слой утечки. (3) Если корпус не запускается до нижней части скважины, но находится недалеко от целевого слоя, скважина может быть закрепится сначала, то можно просверлить цементную пробку и обрезку, скважина может быть распространена к дно, а нефтяное и газовое резервуар можно запечатать, повесив хвостовую трубу. 02 Меры по предотвращению прилипания трубки Меры по предотвращению прилипания трубы корпуса в основном включают следующее: (1) Перед запуском корпуса циркулировать и отрегулировать производительность буровой жидкости, чтобы убедиться, что утечка или выброс. При необходимости смешайте сырую нефть или пластиковые шарики и запустите корпус только тогда, когда скважина безопасна. (2) Перед запуском корпуса упругость должна быть откалибрована, чтобы сделать блок короны, вращающийся стол и лунку в вертикальной линии, чтобы убедиться, что нелегко установить неверные соединения. (3) При запуске корпуса буровая жидкость должна быть заполнена регулярно и полностью в соответствии с техническими требованиями, чтобы предотвратить раздавление клапана давления или корпуса. Автоматическое оборудование для затирки может быть установлено на более низких аксессуарах корпуса, но необходимо судить, работает ли автоматическое оборудование для затирки в соответствии с висящим весом корпуса и количеством буровой жидкости, снятого из колодца в любое время. (4) Когда используется ручная затирание, строка корпуса должна перемещаться непрерывно, а верхний и нижний движущийся диапазон должен составлять не менее 2 м. В случае какого -либо показания обструкции скважины, затирание должно быть остановлено, корпус должен быть перемещен на длительное расстояние немедленно, и затирание должно проводиться после того, как состояние скважины будет нормальным. (5) Если кожух из упругоголова неверно прикреплен в течение многих раз, а в скважине в течение длительного времени корпус является неподвижным, сначала перемещается в скважине, а затем будет заменен другой корпус. (6) В случае потерянной циркуляции, обрушения скважины и других явлений во время работы корпуса, корпус должен быть вытянут и бежать для лечения. Корпус не должен работать до тех пор, пока условия скважины не станут нормальными. Если корпус был проведен до глубины конструкции, будь то цемент или вытащить корпус, должен определяться в соответствии с глубиной слоя утечки. (7) Для глубоких скважин корпус может распространяться в секциях, чтобы сломать структурную силу буровой жидкости. Каждый раз, когда насос запускается, насос должен начинаться с малого до большого и постепенно до нормальной скорости потока, чтобы предотвратить возбуждение давления и образование. (8) Скорость снижения корпуса должна контролироваться, особенно при прохождении через известный слой утечки. Каждый отдельный корпус должен контролироваться в течение 1,5 ~ 2 минуты. После запуска корпуса сначала должна быть заполнена буровая жидкость, а затем насос может быть запустит для циркуляции, чтобы предотвратить смешивание воздуха. 2. Нет циркуляции после работы по корпусу 01 Заблокированный клапан обратного давления 1. Меры лечения Немедленно перфорируйтесь рядом с кольцом удушья, возобновите циркуляцию, а затем закрепите скважину. Цементарный удар может быть измерен путем смещения для удержания цементной пробки, которая укрепится после разрушения. 2. Профилактические меры (1) Предотвратить попадание перчаток, щетков и других небольших объектов. (2) При запуске корпуса специальный персонал должен проверять корпус один за другим, и в корпусе не должно быть никаких объектов. 02 Нет циркуляции из -за обрушения скважины или закупорки песка 1. Меры лечения После запуска корпуса обнаружено, что скважина рухнута или заблокирован песком. После того, как насос запускается, давление насоса повышается. Бурная жидкость только входит, но не возвращается. Невозможно вытащить корпус. Различные меры по исправлению положения могут быть приняты только в зависимости от ситуации в скважине. (1) Если слой утечки находится в верхнем мягком образовании, давление насоса не слишком высокое, и существует большая способность поглощения, цемент может быть введен непосредственно. Если слой утечки находится в среднем жестком образовании, также существует определенное количество поглощения, но давление насоса высокое, цементная суспензия также может быть сжато, но время утолщения и начальное время настройки цементной суспензии должны быть соответствующим образом расширенный. (2) Если слой утечки является производственным слоем, сжимание цемента серьезно повредит производственному слою. Если абсорбционная способность формирования очень мала, а условия для сжимания цемента не выполнены, скважина должна быть исправлена. Перфоразируйте в соответствующем положении над производственным слоем под срезанной секцией слоя, запустите небольшую бурильную трубу или упаковку трубки в корпус, установите упаковщик под положением перфорации, а затем введите цементную суспензию для герметизации производственного слоя после того, как циркуляция является плавным. 2. Профилактические меры (1) Перед запуском корпуса буровая жидкость должна быть отрегулирована и обработана во время циркуляции скважины. Бурная жидкость должна быть полностью циркулирована, чтобы удалить накопление песка и консолидировать стенку скважины. Скорость возврата должна соответствовать требованиям для скорости возврата во время цементирования. Если есть какие -либо проблемы в колодце, нет необходимости запускать корпус для цементирования. (2) Необходимо овладеть законом об разрушении формирования. Крышка некоторых формирований имеет очевидную периодичность, поэтому корпусная цемента должна проводиться в стабильный период формирования. (3) Прежде чем выступать, обратите особое внимание на заполнение буровой жидкости, которая должна быть непрерывно заполнена. (4) Время отключения до начала работы корпуса должно быть как можно более коротким. Не разрешается запускать корпус непосредственно без провале после электрической регистрации и сертификации боковой стенки. (5) В некоторых скважинах есть много централизаторов и скребков грязи, соединенных с строкой корпуса, и во время работы корпуса накапливается множество пирогов фильтров. Если эти пирожные фильтры расположены в секции скважины с небольшим диаметром, образуя блокировку, циркуляция блокируется. Следовательно, количество централизаторов должно быть разумно спроектировано, а скребки грязи должны использоваться с осторожностью. (6) При запуске корпуса буровая жидкость в трубе должна регулярно заполняться в соответствии с техническими требованиями, чтобы предотвратить обрушение скважины, вызванное раздавливанием клапана давления. 03 Нет циркуляции из -за потерянной циркуляции 1. Меры лечения В этом случае следует принять следующие меры вместо торопливо цементирования: (1) Если известно, что давление нефтегазового резервуара не высока, слой утечки выше резервуара нефти и газа, а надежное оборудование для управления скважинами доступно, которое можно использовать для цементирования. После инъекции цемента и удара давления закройте жидкость для бурения BOP и насоса от кольца, чтобы поддерживать давление кольца. (2) Если местоположение слоя утечки неизвестно, а давление нефтяного резервуара высокое, существует опасность прорыва, или слой утечки - это нефтяное и газовое резервуар, его следует подключить перед цементирование. Подключаемое суспензию можно заменить в кольцо и сжать в секциях. После восстановления скважина, колодец будет закрыт и сжимается в части подключаемой суспензии. После периода бездействия будет сжимается часть подключаемой суспензии. Когда способность поддерживать давление в формировании соответствует требованиям цементирования, буровая жидкость будет переработана перед цементированием. 2. Профилактические меры (1) Во время циркуляции свиньи скорость потока, требуемая скоростью возврата конструкции во время цементирования, должна использоваться для циркуляции. Если циркуляция является ненормальной, у буровой жидкости плохая производительность, а корпус должен быть запущен. (2) Скорость бега по корпусу должна строго контролировать, чтобы избежать чрезмерного захватывающего давления и утечки образования. (3) Во время работы корпуса продолжайте течь кольцевой буровой жидкости. После бега в разработанную глубокую скважину, сначала используйте небольшое смещение, чтобы поднять. После того, как структурная прочность буровой жидкости полностью разрушена, постепенно возвращается к нормальному циркуляции смещения. Максимальная скорость циркулирующего потока не должна быть больше, чем скорость циркулирующего потока во время удара скважины. (4) Используйте меньше централизаторов и скребков грязи. Потому что пирог фильтра оказывает определенное влияние на стабилизацию стенки скважины и предотвращение утечки. (5) Во время циркуляции нет утечки. Если утечка возникает после запуска корпуса, слой утечки обычно является формированием, которое было потеряно во время бурения. Чтобы быть осторожным, пласт, который был потерян, может быть подключено один раз перед запуском корпуса. 3. Корлопная корпуса или клапан обратного давления Во время работы корпуса основной причиной обезболивания клапана с обратным давлением является недостаточное наполнение буровой жидкости. 01 Меры лечения (1) Во время различных операций до и после цементирования необходимо учитывать безопасность корпуса. Независимо от того, что вызывает обрушение корпуса, трудно его исправить. (2) Если только клапан обратного давления разрушается, скважина может быть цементирована путем вручную измерения замены буровой жидкости. 02 Профилактические меры (1) Регулярно заполняйте бурную жидкость в соответствии с требованиями проектирования. (2) Для цементирования в формировании с ползучестью соляной породы прочность облажения корпуса должна быть спроектирована в соответствии с напряжением ползучести слоя ползучести. (3) Цемент должен быть равномерно заполнен вокруг корпуса в слое ползучести, а направление не допускается. (4) Глубина промысла во время тестирования скважины должна быть строго ограничена допустимым диапазоном прочности обрушения кожуха и не должна быть превышена. (5) Когда необходимо запустить упаковщик, чтобы сжать цемент, упаковщик должен быть как минимум в 35 метрах от секции перфорированной скважины. 4. Перелом кожуха 01 Меры лечения (1) Если верхний корпус проскальзывает из муфты, а поток связи все еще не поврежден, можно запустить новый корпус. (2) Если поверхностный корпус или технический корпус разорваны из нижней части, коническая направляющая обувь может быть опустилась для централизации и закреплена цементом. (3) Если нижняя сломанная корпуса очень короткая, или только одна обувь для оболочки не может быть выпрямлена с помощью конической направляющей обуви, нижняя шлифовальная обувь должна быть фрезерована. (4) Если поверхностный корпус или технический корпус отключены от середины, а перелом развернут, бит должен быть снижен до меньшего уровня для бурения. Если бит не может быть опущен, фрезерный конус должен быть опускается, чтобы обрезать нижний перелом до тех пор, пока верхний и нижний проход не будет невзванной, а затем слой корпуса должен быть опускается, чтобы отделить перелом. Если фрезельный конус не может быть запустить, отскочить. 02 Профилактические меры (1) Служба -корпус и устройства для скважины должны использоваться для кислых нефтяных и газовых скважин. Производный слой, содержащий сероводород, должен быть стабилизирован, буровая жидкость должна быть полностью переработана и обработана, а корпус может выполняться только после удаления сероводорогового серо в буровой жидкости. (2) При подключении корпуса не разрешается допустить ошибку. После ошибки он должен быть установлен, и после этого ошибку не разрешается использовать электрическую сварку. (3) В случае снижения корпус может быть полностью нажат, но не поднят больше. Подъемное натяжение не должно превышать 80% от прочности растягивания самого слабого корпуса в строке корпуса или прочности против скольжения. (4) Поверхностный слой или нижняя часть технического корпуса должны быть соединены с 3 ~ 6 кусками анти -рыхлой резьбы, а резьбы должны быть очищены без масляного пятно. (5) Поверхностный слой или техническая обувь для корпуса должны быть расположены в слое, который нелегко рухнуть. (6) Поверхностный корпус цемент должен быть возвращен на землю. Глубина возврата цемента технического корпуса зависит от ситуации, и лучше вернуться на землю или в верхнем корпусе. (7) Лучше использовать двойные резиновые заглушки для цементирования или оставить больше цементных заглушек в трубе. Для корпуса большого диаметра внутренняя труба может быть использована для цементирования, а качество герметизации хвоста кожуха должно быть обеспечено. (8) При бурении с роторным столом в колодце, которая была оболочена, скорость роторного стола должна быть ограничена. До того, как буровой воротник вышел из корпуса, скорость не должна превышать 60r/min, и после того, как буровой воротник вышел из кожуха, скорость не должна превышать 150r/min. Для скважин с длительным периодом строительства должны быть приняты защитные меры для технического корпуса, например, добавление резиновых обручей или анти-одежды в бурильные трубы. (9) Время ожидания цемента должно быть надлежащим образом расширено, а цементная заглушка должна быть просверлена, когда цементный камень обладает достаточной прочностью. При бурении цементной заглушки инструмент для бурения не должен быть оснащен стабилизатором, а давление должно быть равномерным. (10) При разгрузке цементной головки и посадочного соединения корпус в нижней части скважины должен быть зафиксирован, а корпус не должен быть изменен. 5. Утечка корпуса 01 Средства Узнайте положение утечки и подключите утечку рукава с помощью суперзочного цемента. Супертонкий цемент мелко заземляющий цемент со средним размером частиц 6 мкм. Максимальный размер частиц составляет 15 мкм. Это 1/5-1/7 стандартного размера цементной частицы. Супертонкий цемент, используемый для инъекции сжатия, состоит из 20% ~ 30% тонко названного цемента и 70% ~ 80% гидравлического шлака. 02 Профилактические меры (1) Тест на гидравлическое давление и проверка обнаружения недостатков должна проводиться для всех корпусов, работающих в скважине один за другим. (2) Герметизация смазки или клей для смазки резьбы. (3) затяните в соответствии с указанным крутящим моментом. (4) Газовый корпус должен использоваться для газовой скважины. (5) Корпусная цементная суспензия каждого слоя газовой скважины должна быть возвращена на землю. (6) Во время теста на выключение под давлением или управлением скважиной, выключение в давлении не должно превышать 80% от прочности сопротивления внутреннего давления в самом слабом корпусе. (7) Если роторное бурение используется в техническом корпусе, меры против одежды должны быть приняты для корпуса.

1. Корпус Во время или после бурения нефтяной и газовой скважины одна или несколько стальных труб понижаются в соответствии с требованиями к конструкции, чтобы предотвратить коллапс стенки скважины, отделить жидкость каждого слоя и образовывать канал производства нефти и газа. Эти стальные трубы называются оболочками. ПРИМЕЧАНИЕ: φ101,6 мм корпус - это 4 -дюймовый некомпинка Шаг 2: Трубка Трубки - это специальная трубка для масляных скважин. Трубки делятся на два конца утолщенного трубки и плоских труб в соответствии с ситуацией утолщения. Завершение глубокого скважина использует утолщенные трубки на обоих концах, что обычно составляет 6-10 м длиной. 3. Присоска 1) Технические характеристики присоски Основным корпусом стержня присоски является сплошная стержень с круглой секцией, и эти два конца снабжены сгущенной ковцовой головкой, а ковцовая головка оснащена гаечным ключом, соединяющим резьбу и квадратную секцию. Номинальные диаметры стержня составляют 16 мм (5/8 дюймов), 19 мм (3/4 дюйма), 22 мм (7/8 дюймов) и 25 мм (1 дюйм). В дополнение к наиболее распространенной длине 8 млн. Стержня также имеет пять длина стержня 1,0 м, 1,5 м, 2,5 м, 3,0 м и 4,4 м, специально обработанные в комбинации. 2) Материал стержня Есть два вида домашнего стержня, один из которых - стержень из углеродистой стали, другой - стержень с легированной сталью. Стержень присоски из углеродистой стали, как правило, изготовлен из 40 # высококачественной углеродистой стали, стержня из сплавной стали, как правило, изготовлен из 20 # хрома молибдена или 15 # никелевой молибденовой стали. 3) Оценка стержня Класс C, D и K (1) прочность на растяжение C составляет низкую (620-794 МПа), подходящая для средней и легкой нагрузки, неглубоких и глубоких скважин с небольшой коррозией морской воды; (2) степень D имеет высокую прочность на растяжение (794-965 МПа), которая подходит для средней обстоятельств и средних скважин с небольшой коррозией соленой воды; (3) Степень K имеет самую низкую прочность на растяжение (588-794 МПа), подходит для легких и средних нагрузок с коррозийными средами диоксида водорода и углекислого газа. 4. Стушевая труба Бурная труба - это основная единица бурильной струны, которая в основном передает крутящий момент и нагрузку роторной таблицы и устанавливает канал циркуляции корпуса рабочего процесса. Это основная поддержка специальной трубы для завершения работы. Суставы самой бурильной трубы обычно называют соединениями бурильной трубы, которые используются парами, то есть оба конца бурильной трубы оснащены мужскими и женскими суставами, чья функция заключается в подключении и защите бурильной трубы для заполнения. На рисунке 2-2 показаны параметры функции. Масляная бурильная трубопровода состоит из детали для приспособления, сварной части соединения, суставой нити и герметизированного плеча. Разделен на внутреннее соединение резьбовых и внешние резьбы, используется в парах. Бурная труба является основным компонентом бурильной струны и изготовлена ​​из бесшовной стальной трубы (толщина стенки обычно составляет 9 ~ 11 мм). Его основная роль - перенести крутящий момент и буровую жидкость, постепенно удлиняя бурильную трубу, чтобы углубить отверстие. Поэтому бурильная труба играет очень важную роль в бурении нефти. Структура и спецификации бурильной трубы Бурная труба состоит из бесшовной стальной трубы с толщиной стенки 9-11 мм, состоящей из корпуса бурильной трубы и буровой трубы. Существует два способа подключения соединения корпуса бурильной трубы: один из них - тонкое соединение резьбы, то есть на обоих концах корпуса трубы есть тонкая мужская нить, и подключена женская нить на одном конце сустава. Эта буровая труба называется тонкой нитью бурильной трубы; Другой - подталкивать корпус трубы и соединение вместе с помощью сварки трения, называемой буриной сваркой. Труба из тонкой резьбовой бурильной трубы была в основном устранена, домашняя производство или импортная бурильная труба - это сварная буровая труба (без тонкой бурильной трубы).

1. Техническое введение Чтобы соответствовать требованиям тонкой резки, быстрого наслоения, полного производства отверстий после разрушения и больших скоростей разрыва в горизонтальной реконструкции резервуара скважины, была разработана технология переключения переключения уплотнения КТ. Благодаря оптимизации и улучшению основных инструментов, таких как перфоратор-пакет и песок, анализ эрозии и проверку поля, индекс производительности конструкции полного смещения 14 м3/мин в условиях кварцевого песка пробивается, и фиксированная уточняя преобразование Резервуар реализован, преодолевая дисбаланс и дефицит однократного преобразования кластера горизонтальной скважины бурового моста + процесс перфорирования кабельного кластера. В частности, идея одноступенчатого и двойного расщепления кластера была предложена инновационно предложена, и была принята новая асимметричная поддержка гидравлического аэрозольного оружия с помощью независимых прав интеллектуальной собственности для формирования двойных основных переломов и сложной структуры сети переломов в процессе реконструкции разрушения, что увеличилось. Область контакта между переломами и матрицей резервуара и достигла хорошего эффекта реконструкции. 2. Технические характеристики Он имеет характеристики точного позиционирования и тонкого преобразования. Не убейте хорошо, уменьшите ущерб нефтяному и газовому водохранилищам; Быстрая скорость отключения позволяет быстро менять слой, а несколько слоев можно сломать за одну поездку. После эксплуатации Wellbore является гладким и чистым, позволяя быстрому производству и устраняя сложные процессы, такие как бурение и подключение. 3. Технические индикаторы Максимальное отклонение конструктивной скважины составляет 90 °, температурная стойкость составляет 120 ℃, а сопротивление давления составляет 70 МПа. Проталкивающая емкость одного набора инструментов составляет 15 сегментов; Максимальное смещение строительства 15 м3/мин; Максимальная строительная мощность составляет 6 секций в день. 4. Объем применения Горизонтальный разрыв скважины для нетрадиционных резервуаров, таких как сланцевое масло, плотное масло и вулканическая порода; Тонкий слой с разрывами в новых вертикальных скважинах; Разрыв перелома используется в новых вертикальных скважинах, в новых скважинах с высоким уровнем с высоким содержанием уходов используется перелом перелом, а в старых скважинах используется обратное разрушение. Его также можно использовать для обнаружения утечек в новых и старых скважинах. Технология кольца с гидравлическим гидравлическим гидравлическим гидравлическим реактивным валиком. 1. Техническое введение Стученная трубка перевозит инструменты в скважине. Нижний упаковщик был сначала запечатан, затем канат с спиралью использовался для перфорации гидравлической струи, после чего посредством крупномасштабной операции разрыва перелома через кольцо. Установка, перфорирование, разрушение, открытие, подъем и мультизоновый разрыв завершаются поэтапно. 2. Технические характеристики Нет ограничений на количество этапов/формирования; Стученная трубка песчаная обработка и срыв кольца могут реализовать крупномасштабную трансформацию. Пэкер может быть установлен и распаковывать несколько раз, и может использоваться в сочетании со спиральными трубками, чтобы обеспечить непрерывную многоступенчатую реконструкцию без убийства скважины. 3. Комбинация строки 1 - подключение к спиральной трубке/выпуск; 2 - централизатор; 3 - Инструменты гидравлической инъекции; 4 - Баланс клапан/разъем обратного циркуляции; 5 - упаковщики и якоря; 6 - локатор механического корпуса; 7 - Проводник конус 4. Объем применения Он подходит для горизонтальной скважины с многократным резервуаром, угольной метановой ветвей и хорошо с небольшим размером корпуса, который не может быть обычным разрушением.

1. Обзор Нефтяные скважины являются основным материалом нефтяной промышленности, специальная трубка необходима для разведки и разработки нефти, а также массового стратегического материала нефтяной промышленности. Его качество и эффективность связаны с комплексными экономическими выгодами и интересами безопасности нефтяной промышленности. Классификация скважины трубы по использованию; Корпус, трубка, бурильная труба и т. Д.; В соответствии с производственным процессом можно разделить на трубку для бесшовной масляной скважины и трубку сварной масляной скважины. Корпус в основном используется для поддержки стенки скважины во время бурения и после завершения, чтобы обеспечить нормальную работу всей скважины во время бурения и после завершения. Трубки в основном несут нефть и газ от нижней части скважины до поверхности; Нефтяная бурильная труба в основном используется для подключения бурового воротника к буровому биту и передачи буровой энергии Использование трубы нефтяной скважины было полностью внутренним, ее показатели могут соответствовать требованиям нефтяного поля. Область включает в себя разведку нефти и бурение развития, добычу нефти, ремонт операций и другие основные производственные системы и соответствующие предприятия по производству оборудования. Основным стандартом, используемым в производстве труб, является стандарт API (API короткий для Американского института нефти). Стандартами производства труб API являются спецификация оборудования API Spec 5CT и спецификация буровой трубы API Spec 5DP. Спецификация API Spec 5CRA для бесшовных коррозионных стальных трубок для корпуса, труб и совместных материалов также принимается для удовлетворения спроса на коррозионные трубки сплавных скважин при развитии домашнего нефтяного поля. Тем не менее, с точки зрения разработки продуктов с хорошими трубками, в дополнение к продуктам Well Tubing API, существует небольшое количество труб без AAPI. Non - Pipeline API является специальным трубопроводом для удовлетворения потребностей разведки и развития нефтяных позов. Они используются в небольших количествах. Большинство из них являются высококачественными продуктами для хороших труб. Их производительность и основные технические индикаторы характеризуются четырьмя точками: специальные размеры геометрии, материалы, типы стали и специальные типы потоков, не покрытые стандартами API. Эти четыре аспекта являются наиболее значимыми отличиями от пробирков API. Благодаря технологическому прогрессу нефтяной промышленности технический уровень разведки и развития становится все выше и выше. Благодаря популяризации и применению современных передовых технологий бурения, таких как разработка сложных горизонтальных скважин и глубоководство нефти и разработки газа, более высокие технические требования выдвигаются для производительности нефтяных трубопроводов. Такие как высококлассная специальная нить, антикоррозионные материалы, специальные прочности. Трубки API трудно соответствовать специальным техническим требованиям развития нефтяных мест. Особенно на старых нефтяных месторождениях со сложными геологическими условиями и истории длительного развития, явление преждевременного сбоя трубопровода нефтяной скважины встречается чаще, а потеря экономических выгод является серьезной. The Pipe API Well не может соответствовать требованиям использования. Трубки с хорошим AAPI, такие как устойчивость к высокой устойчивости, высокая коррозионная стойкость и высокопроизводительные нити газовых уплотнений, будут в растущем спросе. Для различной среды коррозии нефтяного поля, такой как сероводород, диоксид углерода, высокая соленость и другие среды, должны основываться на различной температуре, давлении, среде pH, концентрации ионов, содержании и составе коррозийной среды, оптимизируйте выбор материалов, определяйте научные и разумные коррозионные материалы. Чтобы адаптироваться к геологическим характеристикам высокой температуры, высокого давления и высокой коррозии на нефтяных месторождениях, необходимо дальнейшее обогащение и улучшение типов коррозионных сплавов, сделанных в Китае, и постепенно догонять сортные преимущества передового производства предприятия в мире. В соответствии с различной производственной средой нефтяного поля, специальная нить будет использоваться более широко. В настоящее время производители иностранных труб разработали более 100 специальных типов потоков, учитывая как высококачественные специальные потоки, необходимые для высокопроизводительных показателей обслуживания, так и экономических потоков, необходимых для низких затрат на развитие нефти и газа для удовлетворения особых требований различных областей. Кроме того, китайские нефтяные ресурсы имеют огромный потенциал, согласно последним результатам динамической оценки нефтегазовых ресурсов страны, выпущенных Министерством земли и ресурсов. Ожидается, что добыча нефти и газа в Китае удвоится от текущего уровня до почти 700 миллионов тонн нефти и газа, эквивалентного к 2030 году. Способность преемственности нефтегазовых ресурсов в западном регионе была значительно повышена, и новая модель Запада, преуспевающая восток будет сформировано. В настоящее время нефтяные геологические ресурсы Китая достигают 103,7 млрд. Тонн, что на 36% на оценку 2007 года; Геологические ресурсы природного газа составили 62 триллиона кубических метров, что на 77 процентов на 77 процентов по сравнению с оценкой 2007 года. Согласно предварительной статистике, национальное производство нефти достигло 210 миллионов тонн в 2013 году, что на 1,8% в год увеличилось на 1,8%; Выработка природного газа составляла 120,9 млрд. Кубических метров, в том числе 117,7 млрд. Кубических метров обычного природного газа, что на 9,5 процента в год. Производство газа и сланцевого газа на угольном плане достигло 3 миллиардов кубических метров и 200 миллионов кубических метров соответственно. Страна имеет 320 миллионов тонн нефтегазового эквивалента, что на 4,6 процента в год. Результаты оценки показывают, что примерно в 2025 году природный газ и нефть будут образовывать «бинарную картину», доля нетрадиционной нефти и газа будет постепенно увеличиваться. Ожидается, что к 2030 году к 2030 году нефть нефти и газ, такие как сланцевый газ, метан на угольном слое и жесткая нефть. Низкая проницаемость будет составлять около 2/3. Сложность и стоимость эксплуатации будут постепенно увеличиваться, что выдвигает более высокие требования для спроса на трубу нефтяной скважины и содержание научной и технологической реформы. 2. Текущая производственная ситуация трубы нефтяной скважины в Китае В настоящее время глобальное годовое потребление трубы нефтяной скважины составляет около 14,5 млн. Тонн, из которых 11,5 млн. Тонн бесшовной трубы и 3 миллиона тонн сварной трубы. Китай стал ведущим мировым производителем и потребителем нефти и труб. В 2012 году фактическое производство нефтяного корпуса составило около 5,33 млн. Тонн, внутреннее потребление составило 3,2 млн. Тонн, экспорт составил 2,21 млн тонн, а импорт составил 80 000 тонн. Ожидается, что добыча и потребление нефтяного корпуса в 2013 году будет примерно таким же, как в 2012 году. (Неполная статистика буровой трубы) За последние 10 лет несколько современных контактных подразделений труб и производственных линий обработки труб были вставлены в производство магистральными предприятиями производства домашних стальных труб, что делает Китай в основном самодостаточным в трубе нефтяной скважины с прошлого века, когда большинство людей зависел от импорта. В 2012 году доля рынка нефтяных корпусов достигла 97,63%. Это эффективно гарантирует безопасность и стабильность подачи труб нефтяной скважины в Китае и значительно снижает стоимость закупок нефтяного поля. В то же время значительное количество продуктов экспортируется для удовлетворения потребностей международного рынка. Китайская нефтяная трубопромышленность развивалась вместе с нефтяной промышленностью Китая и быстро вышла на международный рынок, что делает Китай крупнейшим в мире производителем труб нефтяной скважины.

Нефтяные трубопроводы используются для переноса сырой нефти и природного газа из нефтегазовых резервуаров на поверхность после бурения, чтобы противостоять давлению, создаваемому в производственном процессе. Внешний диаметр трубы обычно составляет 60,3 мм ~ 114,3 мм. Формы конечной обработки: без утолщения сцепления резьбы, утолщение с соединением внешней резьбы, плоская конечная поверхность, без утолщения сцепления нити, утолщение с соединением внешней резьбы. Диапазон проверки труб Труба топливного масла, автомобильная масляная труба, масляная труба экскаватора, масляная труба, масляная труба с высоким давлением, гидравлическая масляная труба, труба тормозного масла, масляная труба с воздушным компрессором, резиновая масляная труба, труба тормозного масла и т. Д. Проверка трубки Резонансное испытание, тест на герметизацию, проверка проницаемости, тест на герметизацию, тест на давление, гидравлический тест, тест на силу тяги, тест на жесткость кольца, тест на разрыв давления, тест на импульс и т. Д. Стандарт проверки труб (часть) 1. ГБ/т 34204-2017 2. Нефтяная и газовая промышленность. Обработка, измерение и проверка корпуса, труб и трубных резьбов (GB/T 9253.2-2017) 3.gb/t 17745-2011 Petroleum and Natural Gas Industries-Техническое обслуживание и использование труб 4. GB/T 18052-2000 "Способ измерения и осмотра трубки и измерения трубки" 5. Технические рекомендации по оценке экологического риска и контроля нефтяных трубопроводов GB/T 38076-2019 6. GB/T 39096-2020 ПЕРЕКТОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ-Трубки с сплава алюминиевого сплава для скважин нефти и природного газа 7. GB/T 40543-2021 Нефтяная и газовая промышленность-выбор материалов для корпуса, трубки и инструментов для скважины в средах CO2 8. ГБ/т 19830-2017 гг. Нефтяная и природная газовая промышленность-стальные трубки для корпуса или труб нефтяных и газовых скважин 9. GB/T 21267-2017 ПЕЧАТНАЯ И НЕВОБЩЕСТВЕННАЯ Газовая промышленность. Тестовый код для корпуса и подключений с резьбой по трубке 10. ГБ/т 23512-2015 Нефтяной и природного газа. Оценка и тестирование резьбовых соединений для корпуса, труб, трубопроводов и стропительных сборок 11. GB/T 23802-2015 Спецификация для доставки бесшовных труб с сплавом, устойчивого к коррозии для корпуса, трубки и муфт для нефтяной и природной газовой промышленности 12. ГБ/т 20657-2011 Нефтегазовая отрасль. Формулы производительности и расчеты для корпуса, труб, бурильной трубы и линейной трубы для корпуса или трубки 13. GB/T 34350-2017 "Методы проверки для внутренней и внешней коррозии нефтяных трубопроводов"

Соединение труб - это своего рода инструмент бурения на масляном поле, в основном используемый для подключения труб. В основном он решает проблему усталостного перелома, вызванной концентрацией стресса в существующей связи. Структура связи трубки такова: конец трубки соединен с внутренней стенкой муфты с помощью конической нити, а конец корпуса соединения соединен с трубкой с помощью плоской резьбы с тем же шагом и резьбой. Модель полезности имеет характеристики снятия концентрации напряжений в корне внешней нити трубки с помощью одного конуса, и ее нелегко произвести усталостную перелом, и эффект подключения хорош. Эффективно предотвратить возникновение аварии с масляной хорошо сломанной трубной струной. Сустав разделен на трубопровод и корпус. Обычно используемые типы стали являются J55, K55, N80, L80, P110 и так далее.

Меры предосторожности перед запуском бурильной трубы в скважину: Перед использованием бурильной трубы в скважине внутреннее резьбое соединительное соединение должно быть помещено на подвижную бурильную трубку на высоте 0,3 м над землей в соответствии со спецификациями, а в направлении бурового пола предусмотрена достаточная поддержка, чтобы предотвратить коррозию Бурная труба, вызванная водой, приливом и почвой. Рамка буровой трубы должна быть параллельной и на том же уровне, чтобы предотвратить изгиб и деформацию бурильной трубы; Бурная труба на обоих концах рамы труб должна быть зажата с заглушками, чтобы не допустить катания на бурильной трубе. Прежде чем бурильная труба поступает на дно бурового рала, суставная нить и поверхность уплотнения плеча бурильной трубы должны быть тщательно очищены и проверены. После подтверждения того, что сустав находится в хорошем состоянии, его можно использовать в скважине. Носите защитную проволоку (рекомендуется защищать стальной провод), чтобы предотвратить столкновение и повреждение между поверхностью резьбы и плеча во время процесса подъема. Когда бурильная труба поднимается вдоль скользящей рельсы на дне сверла, лебедка должна сохранять равномерную скорость как можно дальше. Когда буровая труба покидает слайд, для ручной блокировки следует использовать мягкую веревку, чтобы предотвратить столкновение. Очистите и проверьте суставную нить и поверхность герметизации плеч, прежде чем работать с одногородным соединением. После подтверждения того, что нет проблем, нанесите специальное масляное масло для инструментов для бурения масла, содержащих 60% тонкого металлического свинцового порошка или 40-60% тонкого металлического порошка цинка на суставную нить и поверхность герметизации плеч (суставная нить в отверстии и уплотнении плеча Поверхность также должна быть полностью и равномерно покрыта специальным резьбовым маслом). Предотвратить смешивание песка и других посторонних вопросов с резьбовым маслом, влияя на производительность защитного масла или царапин и наплечника. Меры предосторожности по использованию бурильной трубы: Когда новая буровая труба используется в первый раз, рекомендуется дважды открутить соединение на лунке, при этом крутящий момент откручивает немного ниже указанного значения. После подтверждения того, что подставка и поверхность герметизации находятся в хорошем состоянии, нанесите однородное количество резьбового масла, затяните резьбу для соединения в соответствии с указанным крутящим моментом, а затем используйте его в скважине. Работа кнопки открытия и закрытия полезна для укрепления твердости поверхности резьбы, повышения производительности нити против связывания и продлить срок службы буровой трубы. При стыковке бурильной трубы на удвоенной головке ее следует проникнуть вручную, чтобы мужской разъем не воздействовал на конечную поверхность или нить женского разъема и наносит ущерб; Цепные щипцы затем используются для вручную идентифицировать нити. После введения не менее двух резьбов используйте гидравлические плоскогубцы, чтобы затянуть нить соединения бурильной трубы в соответствии с указанным крутящим моментом (различные типы стали, спецификации, размер воды в отверстиях нуждаются в различном затяжном моменте, необходимо обрабатывать по -разному). Перед каждой поездкой строка сверла заменяется, а кандал удаляется так, чтобы каждая пара соединений была удалена один раз в каждой из трех поездок, чтобы своевременно проверить условия нити каждого соединения, чтобы уменьшить такие проблемы, как прилипание, перепредактирование и утечка. В то же время положение инструментов верхнего и нижнего бурения следует регулярно изменять, чтобы изменить состояние напряжения инструментов бурения, чтобы напряжение всех частей всего бурения имело тенденцию быть последовательным, чтобы улучшить Срок службы буровых инструментов и уменьшить происшествие в результате ранних несчастных случаев. При бурении разумная скорость и вес на бит должны быть выбраны в соответствии с формированием, диаметром скважины и конфигурации BHA, чтобы гарантировать, что инструмент бурина находится в идеальном рабочем состоянии и достигает удовлетворительной эффективности бурения. Когда скорость вращения бурильной трубы достигает критической скорости, продольные, поперечные и крутящиеся частоты вибрации, генерируемые вращением буровой трубы, совпадают с естественной частотой самой бурильной трубы, которая вызовет резонанс, сделайте целую бурильную строку в серьезной Состояние нестабильности и заставьте его удерживать дополнительное усталостное напряжение, чтобы ускорить усталостную неудачу бурильной трубы. Чем больше веса бита, тем больше сопротивление к нижнему отверстию, легко вызвать застрять. Когда увеличение веса бурения превышает критическое бурение инструмента для бурового инструмента, инструмент буровой промышленности будет сгибаться, вызывая наклон и усталостный перелом нити BHA. Когда бурильная труба работает в коррозийной среде, в дремленную жидкость может быть добавлена ​​декидизатор и ингибитор коррозии; Увеличить значение pH буровой жидкости до более чем 10; Используйте устойчивую к серу бурину; Используйте бурильную трубу с внутренним покрытием; В соответствии с требованиями прочности постарайтесь использовать бурильную трубу с низким уровнем стали и другие соответствующие меры, чтобы уменьшить влияние коэффициентов коррозии на бури. При удалении резьбы для бурильной трубы на упругой головке необходимо сначала использовать низкоскоростную передачу, а пружина крюка должна поддерживать определенное натяжение, чтобы гарантировать, что между поверхностью резьбы двух суставов нет давления. После того, как соединительная нить полностью отключена, крючок поднимается, чтобы предотвратить подтягивание резьбы, а также предотвратить столкновение верхней бурильной трубы и столкнуться с женским соединением с узором под действием силы пружины. Управление техническим обслуживанием буровой трубы после использования: После того, как операция бурения завершена, инструменты бурения должны быть аккуратно размещены на бурительную трубную стойку в соответствии с различными спецификациями, толщиной стенки, размером водяных отверстий, типом стали и оценке. Очистите, ополосните и высушите внутреннюю и внешнюю поверхность, суставную нить и поверхность уплотнения плеча чистой водой. Проверьте поверхность бурильной трубы на наличие трещин и защипов, целостности резьбы, эксцентричного износа суставов, плоской поверхности плеча без царапин, изгиба и сжимания кусочка трубного тела, коррозии, ячейки и других дефектов внутри и снаружи трубы. Если условия позволяют время от времени проводясь на ультразвуковой проверке, а проверка магнитных частиц должна проводиться на нити, чтобы уменьшить вероятность разрыва резьбы сустава и утечки тела труб. Без проблем буровой инструменты, поверхность для герметизации нити и плеч должна быть покрыта нефтью, износом защитной проволоки и принимать различные защитные меры. Неверная бурильная труба должна быть окрашена на месте и храниться отдельно, чтобы предотвратить неправильное использование. Своевременное обслуживание и замена проблем с бурильными трубами, чтобы не влиять на более позднее строительство. Бурная труба, которая не используется в открытом воздухе в течение длительного времени, должна быть покрыта водонепроницаемым брезентом, а коррозия внутренней и внешней поверхности бурильной труб работай.

1. Внедрение специальной пряжки Специальная нить - это труба с особой структурой, отличной от потока API. Хотя корпус API резьбовых потоков широко используется в производстве нефтяных скважин, его недостатки очевидны в специальной среде некоторых нефтяных месторождений. Несмотря на то, что API круглый резьбовая струна имеет хорошие характеристики герметизации, натяжение резьбовой части составляет всего 60% до 80% от прочности струны, поэтому ее нельзя использовать в производстве глубоких скважин. Несмотря на то, что эксцентричная трапециевидная ниточная строка API обладает гораздо более высокой растягивающей производительности, чем в цепной нити API, ее производительность герметизации недостаточно хороша, чтобы их можно было использовать в газовых скважинах высокого давления. Кроме того, смазку ниток работает только при температуре ниже 95 ° C, поэтому его нельзя использовать в высокотемпературных скважинах. По сравнению с подключением к круглой резьбе API и эксцентричным трапециевидным подключением резьбы, специальное соединение с пряжкой добилось прорыва в следующих аспектах: ⑴ Хорошая производительность герметизации. Благодаря конструкции эластичной и металлической герметичной конструкции сопротивление уплотнения газа соединения достигает окончательного внутреннего давления урожая корпуса трубки. ⑵ Высокая сила соединения. Прочность подключения масляного рукава, соединенного специальной пряжкой, достигает или превышает прочность трубного корпуса, что в корне решает проблему скольжения; (3) Благодаря выбору материалов и улучшению технологии обработки поверхности, проблема с нитовой связи в основном решается; (4) посредством структурной оптимизации распределение напряжений сустава является более разумным и более способствующим к коррозионной устойчивости напряжений; ⑸ Разумная конструкция конструкции на плечевом ремешках делает операцию кормления более удобной. В настоящее время в мире было разработано более 100 специальных кнопок с запатентованной технологией.

1. Классификация трубопроводов Труба трубопровода - это аббревиатура стальной трубы, используемой в нефтяной и газовой промышленности для транспортировки нефти, рафинированного нефти, природного газа, воды и других трубопроводов. Трубопроводы нефти и газа в основном делятся на три типа: трубопровод для ствола, филиатный трубопровод и городской трубопровод. Используя канал 406 ~ 1219 мм, толщина стенки составляет 10 ~ 25 мм и сталь x ~ x80. Ветвие трубопровода и городской трубопроводы Общая спецификация для | 114 ~ 700 мм, толщина составляет 6 ~ 20 мм, сорта стали составляет x42 ~ x80. Трубы труб включают в себя сварные стальные трубы и бесшовные стальные трубы, а сварные стальные трубы используются больше, чем бесшовные стальные трубы. 2. Стандарт трубопровода Стандартом реализации трубопровода является API 5L «Спецификация для трубной стальной трубы», однако в 1997 году в Китае было выпущено два национальных стандарта трубопроводов: GB/T9711.1-1997 Нефтяная и газовая промышленность - стальные трубки для передачи электроэнергии - Часть I: Класс A и GB/T9711.2-1997 Нефтяная и газовая промышленность - Стальные трубки для передачи питания - Часть 2: Стальные трубки класса B. Эти два стандарта эквивалентны стандартам, установленным API 5L, и многие домашние пользователи требуют поставки в соответствии с этими двумя национальными стандартами. 3. О PSL1 и PSL2 PSL означает оценку спецификации продукта. Степень спецификации продукта трубопровода разделен на PSL1 и PSL2, а качество качества также делится на PSL1 и PSL2. PSL1 выше, чем PSL2, и два оценки спецификации не только имеют различные требования к проверке, но и различные требования к химическому составу и механическим свойствам. Следовательно, при упорядочении в соответствии с API 5L, в дополнение к обычным показателям, таким как спецификация и стальной класс, класс спецификации продукта, то есть PSL1 или PSL2, должен быть указан в условиях контракта. PSL2 является более строгим, чем PSL1 в химическом составе, свойстве растяжения, воздействии, неразрушающем тестировании и других показателях. 4. Оценка и химический состав трубопроводной стали Типы стальных труб разделены на A25, A, B, X42, X46, X52, X60, X65, X70 и X80 от низкого до высокого уровня. 5. Давление воды и неразрушающие требования трубопроводов Испытание на давление воды должно проводиться на один за другим на трубопроводах, и стандарт не предусматривает, что использование неразрушающего давления воды разрешено, что также является большой разницей между стандартом API и китайским стандартом. PSL1 не требует неразрушающего тестирования, в то время как PSL2 требует неразрушающего тестирования один за другим.

Келли, бурильная труба, взвешенная бурильная труба и бурильный воротник в инструменте буриль представляют собой бурильную строку. Спина - это инструмент для бурения ядра, который приводит к тому, что бурильный бит от поверхности к нижней части отверстия, а также проход от поверхности к нижней части отверстия. Он имеет три основные функции: (1) перевод крутящего момента, приводит к битовому бурению; (2) полагаться на вес бита, чтобы оказывать давление на него, чтобы сломать камень на дне скважины; (3) Хорошо промывая транспортировка жидкости, то есть бурение грязью через грязевой насос высокого давления на земле в отверстие для бурильной струны, в нижнее отверстие, чтобы промыть черенки и охладить бурильную биту и через внешнюю поверхность бурильной струны и кольцевое пространство между стеной, чтобы вернуть черенки к земле, чтобы достичь цели бурения. В процессе бурения бурильная строка должна выдерживать различные сложные переменные нагрузки, такие как натяжение, давление, кручение, изгиб и другие напряжения, а внутренняя поверхность также должна противостоять эрозии и коррозии грязи высокого давления. ⑴ Келли: Есть два типа Келли: Келли и Гексагональные. В Китае квадратная бурильная труба обычно используется для каждой группы нефтяной бурильной трубы. Технические характеристики: 63,5 мм (2-1/2 дюйма), 88,9 мм (3-1/2 дюйма), 107,95 мм (4-1/4 дюйма), 133,35 мм (5-1/4 дюйма), 152,4 мм (6 дюймов) и т. Д. Как правило, длина составляет от 12 до 14,5 м. (2) Сбурительная труба: буровая труба является основным инструментом бурения и соединена с нижним концом трубы Келли. Когда тренировка идет глубже, бурильная труба удлиняет бурильную струну один за другим. Спецификации бурильной трубы составляют 60,3 мм (2-3/8 дюймов), 73,03 мм (2-7/8 дюймов), 88,9 мм (3-1/2 дюйма), 114,3 мм (4-1/2 дюйма), 127 мм (5 дюймов), 139,7 мм (5-1/2 дюйма) и т. Д. (3) Взвешенная бурильная труба: взвешенная бурильная труба - это переходная инструмент, соединяющий бурину и бурильный воротник, который может улучшить условия напряжения бурильной трубы и увеличить давление, приносящее сверло. Основные спецификации для взвешенной бурильной трубы составляют 88,9 мм (3-1/2 дюйма) и 127 мм (5 дюймов). (4) Обушительный воротник: буровой воротник подключен к нижней части бурильной струны. Это стена с очень толстой трубкой с высокой жесткостью, которая применяет давление к буровому биту, чтобы сломать камень. Его можно использовать в качестве руководства в бурении вертикальных скважин. Обычно используемые буровые воротники составляют 158,75 мм (6-1/4 дюйма), 177,85 мм (7 дюймов), 203,2 мм (8 дюймов), 228,6 мм (9 дюймов) и т. Д.

Корпус - это стальная труба, которая поддерживает стену нефтяной и газовой скважины. В зависимости от глубины бурения и геологических условий, каждая из них с множественным корпусом следует использовать. Цемент, используемый для укрепления корпуса после его запуска. В отличие от трубки и бурильной трубы, ее нельзя использовать повторно. Это одноразовый расходчик. В результате, потребление корпуса составляет более 70% от всех хороших труб. Обучение можно разделить на корпус трубопровода, кожух поверхности, технический корпус и корпус водохранилища в соответствии с условиями обслуживания. Рукав -направляющий: в основном используется для бурения морской и пустыни, разделения морской воды и песка, чтобы обеспечить плавное бурение. Основными спецификациями этого корпуса являются: φ762 мм (30 дюймов) x 25,4 мм, 762 мм (30 дюймов) x 19,06 мм. (2) Поверхностный корпус: в основном используется для бурения коренных пород в мягких слоях. Чтобы запечатать эту часть формирования без коллапса, для его запечатывания необходимо кожух поверхности. Основные спецификации поверхностного корпуса: 508 мм (20 дюймов), 406,4 мм (16 дюймов), 339,73 мм (13-3/8 дюймов), 273,05 мм (10-3/4 дюйма), 244,48 мм (9-5/9in) и т. Д. Глубина укладки трубопровода зависит от глубины мягких слоев, как правило, 80 ~ 1500 м. Его выдержание внешнее давление и внутреннее давление не являются большими, как правило, используя стальную стальную класс K55 или стальную степень N80. ③ Технический корпус Технический корпус используется в процессе бурения в сложных формациях. Когда возникают сложные детали, такие как слой коллапса, слой масла, слой газа, слой воды, слой утечки и соляный гипс -слой, для герметизации необходим технический корпус, в противном случае не может быть выполнена операция на бурении. Некоторые скважины глубокие и сложные, с скважинами глубиной несколько километров. Этот глубокий колодец требует нескольких технических корпусов, которые требуют высоких механических и герметичных производительности. Используемый сорт стали также очень высок. В дополнение к K55, сталь N80 и P110 используется больше. В некоторых глубоких скважинах также используются стальные оценки без AAPI Q125 или выше, такие как V150. Основные спецификации технического корпуса составляют 339,73 мм (13-3/8 дюймов), 273,05 мм (10-3/4 дюйма), 244,48 мм (9-5/8 дюймов), 219,08 мм (8-5/8 дюймов), 193,68 мм ( 7-5/8 дюймов) и 177,8 мм (7 дюймов) и т. Д. (4) водохранилище корпус При бурении в целевую зону (зона нефтяного и газового подшипника) нефтяной корпус следует использовать для герметизации резервуара нефти и газа и верхнего открытого образования, а нефтяное резервуар находится в нефтяной трубе. Обучение водохранилища имеет самую глубокую глубину работы среди всех видов корпуса и требует самых высоких механических и герметичных характеристик. Используемая сталь K55, N80, P110, Q125, V150 и так далее. Основные размеры корпусов составляют 177,8 мм (7 дюймов), 168,28 мм (6-5/8 дюймов), 139,7 мм (5-1/2 дюйма), 127 мм (5 дюймов) и 114,3 мм (4-1/2 дюйма. )

1. Классификация труб Трубки делятся на плоские трубки (NU), утолщенные трубки (EU) и интегральные соединительные трубки. Плоская труба относится к концу трубы, непосредственно заряженной и обеспечивается фитингом без утолщения. Утолщенная труба означает, что два конца трубы внешне утолщен, затем резь бывают и оборудованы сцеплением. Интегральные соединительные трубки относится к одному концу через внутреннюю утолщенную внешнюю резьбу, другой конец через внешнюю утолщенную внутреннюю резьбу, прямое соединение, без связи. 2. Роль трубки ① Извлечение нефти и газа. После бурения и цементирования нефти и газа, нефти и газа добывают на поверхность путем размещения труб в нефтяной корпусе. ② Инъекция воды: когда давление в скважине недостаточно, инъекция воды в лунку через трубку. Инъекция пара: в процессе горячего извлечения тяжелого масла теплоизоляционная труба должна использоваться для ввода пар в скважину. (4) Кислотное разрушение. 3. Стальной класс трубки Типы стали трубопровода включают H40, J55, N80, L80, C90, T95, P110 и т. Д. N80 делится на N80-1 и N80Q. Сходство между ними в растягивании. Разница между ними заключается в состоянии доставки и свойства воздействия. N80-1 доставляется при нормализующемся состоянии, или когда конечная температура проката выше критической температуры AR3, а уменьшенное натяжение-это воздухооседание, вместо нормализации можно использовать горячую прокат. Невздравный энергетический и неразрушающий требования к тестированию; N80Q должен быть обработан с помощью тепла (отпуска), воздействия на энергию в соответствии с API 5CT и неразрушающим тестированием. L80 делится на L80-1, L80-9CR и L80-13CR. Их механические свойства и условия транспорта одинаковы. Различия используются, сложность производства и цены. L80-1 является общим типом труб, в то время как L80-9CR и L80-13CR являются высокодостойкими трубками, которые сложны и дороги для производства и обычно используются в скважинах с сильной коррозией. C90 и T95 делятся на тип 1 и тип 2, а именно C90-1, C90-2, T95-1 и T95-2. 4. Состояние доставки широко используемых стальных продуктов, классов и нефтяных трубопроводов Условие доставки стали J55 ТУБИНГ 37MN5 Плоские трубки: горячий роление вместо нормализации Утолщенные трубки: после утолщения полной длины нормализуется N80-1 Трубки 36mn2v Плоские трубки: горячий ролток вместо нормализации Утолщенные трубки: после утолщения полной длины нормализуется N80-Q Tubing 30mn5 Полная длина гашения и отпуск L80-1 Трубки 30 мн5 Полная длина кондиционирование P110 ТУБИНГ 25 CRMNMO Полное гашение и отпуск J55 Связание 37MN5 Hot Roulled On-Line Normalizing N80 Coupling 28mntib Полная длина кондиционирование L80-1 Соединение 28 мнтиб Полная длина кондиционирование P110 Copted 25crmnmo Полная кондиционирование

1. Объяснение терминов, связанных с нефтяными трубопроводами API: Американский институт нефти, Американский институт нефти. Октябрь: Английский является коротким для нефтяной деревенской трубки. Трубки: трубка, используемая для добычи нефти, производства газа, впрыска воды и кислотного давления в масляных скважинах. Корпус: труба опускается с поверхности в скважину, чтобы служить подкладкой, чтобы предотвратить обезболивающую стену. Сбурительная труба: труба, используемая для сверления отверстий. Трубопровод: трубопровод, используемый для транспортировки нефти и природного газа. Муфты: используется для подключения двух цилиндров с резьбовыми трубами и внутренними потоками. Составной материал: труба, используемая для создания соединения. Поток API: резьба трубки, указанная в стандарте API 5B, включая круглую резьбу для труб, корпус короткую круглую нить, длинный круглый круглый обрезка, эксцентричная трапециевая резьба, нить труб и т. Д. Специальная тема: тип потока без AAPI со специальными свойствами герметизации, свойствами соединения и т. Д. Отказ: деформация, перелом, повреждение поверхности и потеря исходной функции в конкретных условиях обслуживания. Основные формы сбоя корпуса включают коллапс, скольжение, перелом, утечку, коррозию, адгезию, износ и так далее. 2. Стандарты, связанные с нефтью. API 5CT: Спецификация обсадки (последняя версия - версия 8) API 5D: Спецификация трубы буровой трубы (последнее издание: 5 -е издание) API 5L: Спецификация для трубной стальной трубки (последняя версия 44) API 5B: Спецификация для обработки, измерения и осмотра корпуса, труб и трубных резьбов GB/T 9711.1-1997: нефтегазовая отрасль. Стальная труба для коробки передач. Технические условия доставки. Часть 1: Стальная труба класса А GB/T9711.2-1999: нефтегазовая отрасль. Стальная труба для коробки передач. Технические условия доставки. Часть 2: стальная труба класса B GB/T9711.3-2005: нефтегазовая отрасль. Стальная труба для коробки передач. Технические условия доставки. Часть 3: Стальная труба класса C

1. Стыки масляной трубы классифицируются в соответствии с формой Трубные соединения классифицируются на пять типов по форме: (a) Внешнее утолщенное не-столовое соединение-оба конца одной и той же спецификации, один конец подключен к внешней утолщенной масляной трубе, другой конец соединен с неэтированной масляной трубой или специальной нитью масляной трубы (б) Внешнее утолщение и уменьшение суставов - разные спецификации на обоих концах. Один конец трубного соединения подключен к большим дополнительным утолщенным трубкам, а другой конец подключен к небольшой трубке (C) Внешнее утолщение до внешнего утолщения - одинаковые спецификации на обоих концах. Один конец разъема труб подключен с внешней маленькой трубкой, а другой конец соединен с внешней утолщенной трубкой той же спецификации; (d) Соска того же диаметра-два конца соска имеют одинаковую спецификацию, один конец соска подключен к невыраженным трубкам или специально резьбовым трубкам, другой конец подключен к невыряению. трубка или специально резьба трубки, (e) Неотложные и уменьшающие суставы - разные спецификации на обоих концах. Один конец трубного соединения подключен к большой невыряженной трубке, а другой конец подключен к небольшой трубке 2 соединения трубки классифицируются по функции Компания для труб классифицируется на три типа в соответствии с их функциями (a) Два конца двойного мужского короткого соединения имеют внешнюю резьбу, с любым типом внешнего утолщения, не нарисовывающего короткого сустава, внешнего утолщения, неточного короткого сустава, внешнего утолщения, нетолового короткого сустава, равный диаметр Короткий сустав, не натютный короткий сустав. (b) Разъем преобразования, один конец которого является внешним потоком, а другой конец которого - внутренний поток. Привинтите соединение на внешнем утолщении к невыряжению, наружной сгущающей секции, наружная утолщение до наружного утолщающего участка, ту же раздел диаметра и неточный редукторный участок (c) Длина регулировочного соединения неясна, которая должна быть разработана в соответствии с потребностями проекта. Один конец - это внешний поток, а другой - внутренний поток. Связь привинчивается извне утолщается до неэтированного подножия, внешне утолщается до извне утолщенного подножия, подножки с тем же диаметром и невыряжение.