WO1999005440A1 - Tubage pour puits de petrole - Google Patents

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WO1999005440A1
WO1999005440A1 PCT/JP1998/003225 JP9803225W WO9905440A1 WO 1999005440 A1 WO1999005440 A1 WO 1999005440A1 JP 9803225 W JP9803225 W JP 9803225W WO 9905440 A1 WO9905440 A1 WO 9905440A1
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WO
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layer
country tubular
oil well
maleic anhydride
ethylene
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PCT/JP1998/003225
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Kayo Hasegawa
Keiji Sugawara
Masatsugu Nishi
Hideyuki Wada
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Nkk Corporation
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Priority to US09/147,934 priority patent/US6361841B1/en
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Priority to NO991348A priority patent/NO991348L/no

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    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16L9/00—Rigid pipes
    • F16L9/14—Compound tubes, i.e. made of materials not wholly covered by any one of the preceding groups
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
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    • Y10T428/31855—Of addition polymer from unsaturated monomers
    • Y10T428/31938—Polymer of monoethylenically unsaturated hydrocarbon

Definitions

  • the present invention relates to an oil country tubular good for a casing that is not destroyed even when used in an environment that is distorted due to land subsidence or the like.
  • Oil wells for pumping crude oil from the reservoir to the ground are composed of oil well pipes; the oil well pipes are tubing oil well pipes for pumping crude oil and casings for protecting tubing oil well pipes from outside. It is composed of an oil well pipe for single use.
  • oil well pipes for casing (hereinafter simply referred to as oil well pipes), downward frictional force occurs when land subsidence occurs.
  • the present invention has been made to solve such a problem, and a slip layer is provided outside the oil well pipe main body to reduce a frictional force acting on the oil well pipe, so that the oil well pipe is hardly destroyed even by land subsidence. It is intended to provide.
  • the present invention further reduces the slip phenomenon at the time of construction by specifying the physical properties of the slip layer, further improves the adhesion between the slip layer and the oil country tubular good, and forms a protective layer on the slip layer.
  • the objective is to provide an oil well pipe that can prevent the slip layer from being damaged by external physical shock during the transportation or construction of the oil well pipe and reducing the frictional force reduction effect:
  • the present invention has been made in order to solve the above-mentioned problems, and has been developed to reduce the physical properties of a slip layer.
  • the slip layer does not shift during construction, deformation occurs along with the land subsidence during operation, the frictional force is reduced, and it is possible to prevent the destruction of the oil country tubular goods.
  • the provision of a protective layer on the slip layer to prevent the damage due to physical impact until the setting is achieved by providing a strong bond between the slip layer and the steel pipe. Is
  • Equation (l) shows that the residual negative friction force ⁇ can be reduced by using a material with a small stiffness coefficient s (
  • the friction force ⁇ depends on the temperature of the oil well, the thickness of the slip layer, the amount of land subsidence, and the time. Substituting these values under the actual use conditions into equation (1) gives the friction force: The for the 2 X10 3 N / m 2 or less, and the thickness of the sliding layer, stiffness material of the sliding layer is to one lifting S (t) is obtained, oil to Beri layer designed this way By installing in the well pipe, the destruction of the oil well pipe due to land subsidence in the oil well is prevented.
  • the stiffness coefficient after 1 year S (t) is, 10- 5 NZm 2 ⁇ 10 3 N / m
  • the frictional force ⁇ stays within 2 ⁇ 10 3 NZm 2, so that the oil country tubular goods are hardly broken and the oil country pipes do not substantially break down.
  • a material with a stiffness coefficient S (t) force after one year that exceeds 10 3 NZm 2 does not have sufficient deformability of the slip layer and reduces frictional force. Failure to do so has a high probability of oil well pipe failure-that is, the slip layer thickness h is 2 mm and the slip layer displacement d (t) force after one year; in the case of 10 strokes, the stiffness coefficient after one year if 10 3 NZM 2 or less, the frictional force ⁇ is 2 X10 3 NZM 2 within stays OCTG hardly broken, another year after a lapse of stiffness coefficients S (t) forces;; S (t) power 10 2 If it is NZm 2 or less, the frictional force acting on the slip layer stays within 2 ⁇ 10 2 N / m 2 and destruction of the oil country tubular goods does not substantially occur.
  • the temperature will be around 20C lower than the temperature of the sliding layer. Found that the deformation of the material begins to occur-and to prevent this, the stiffness of the material after 10 days in the temperature range at the time of application should be more than 2 X 10 2 N / m 2 , On the other hand, it was found that the displacement as described above did not substantially occur if the density was 10 3 N / m 2 .
  • the oil country tubular goods according to the present invention reduce the frictional force between the submerged ground and the oil country tubular goods main body by viscous behavior of the sliding layer, and prevent the oil country tubular goods from being destroyed.
  • the material of the slip layer is selected according to the temperature at which the pipe is used and the amount of land subsidence.
  • Figure 1 is a partial cross-sectional view of the oil well pipe of an example of the invention.
  • FIG. 2 is an explanatory diagram showing a method for manufacturing an oil country tubular good according to an embodiment of the present invention.
  • Fig. 3 is a schematic diagram explaining the viscous behavior of the slip layer.
  • the stiffness of the slip layer after one year at operating temperature S () May be in the range of 10-5 to 10 3 N / m 2 , but it can be achieved with some materials and can meet the conditions that do not destroy the OCTG.
  • asphalt be sampled rate asphalt and steel Funes coefficient after 1 year at a temperature range of 40 to 100 ° C by mixing the heat asphalt in a proportion of Jo Tokoro is, of 10- 5 ⁇ 10 3 NZm 2 Materials that fall within the range can be obtained.
  • These asphalts can contain additives such as resins, fats and oils, rubbers, pigments, and fillers.
  • Ml is 20 g / l () minutes or less, preferably 0. 01 to 20 g Zlo min, in particular 0. l ⁇ 10 g Zl0 minutes
  • yield stress is 200KgfZcm 2 or less, preferably 80 ⁇ 150kgfZcm 2 In particular, it is preferably 80 to 120 kgf / cm 2
  • the take-up speed by the melt tension is preferably lOm / min or more, c
  • the proportion of butyl acetate in the ethylene butyl acetate copolymer is 5 to 60% by weight. /.
  • it also be can also be used those in ethylene-vinyl acetate copolymer is reacted with maleic acid anhydride maleic phosphate-modified Echiren vinyl acetate copolymer resin.
  • ethylene maleic anhydride copolymer resin ethylene acrylate copolymer resin, ethylene maleic anhydride acrylic acid copolymer resin, etc.
  • borobrovirene or maleic anhydride modification is used when the temperature of the oil well is high.
  • Polyb Ropyrene, polybutene, ethylene propylene copolymer resin and the like can be used when the temperature of the oil well is high.
  • Additives such as antioxidants, heat stabilizers, light stabilizers, pigments, inorganic fillers, flame retardants, plasticizers, core materials, antistatic agents, etc., as necessary It is also possible to mix and add as long as the required performance is not impaired.
  • the thickness of the slip layer depends on the expected amount of land subsidence, material, etc.
  • the location of the oil well pipe is far from the place where it is manufactured and the place where it is actually used, so it is not easy to transport it, and it is necessary to set it to a high depth even when burying it. Yes, it is exposed to various external physical impacts before it is actually used: As a result, in severe cases, the above-mentioned slip layer is destroyed by the physical impact, and peels off or falls off from the OCTG body. However, the original function of the slip layer may not be fulfilled after construction
  • the adhesion between the oil country tubular good and the sliding layer is improved, and the sliding layer is damaged by physical impact or the like. Can be prevented from receiving
  • the adhesive layer is preferably formed of an unsaturated rubonic acid-modified polyolefin resin or a copolymer resin of unsaturated ruponic acid and olefin and having adhesive properties to all the layers: unsaturated carboxylic acids are not preferable.
  • unsaturated carboxylic acids are not preferable.
  • unsaturated carboxylic acids include atalylic acid, methacrylic acid, maleic acid, fumaric acid, itaconic acid, nadic acid, maleic anhydride, citraconic anhydride, methyl acrylate, methyl methacrylate, ethyl methacrylate, glycidyl acrylate, and dimethyl maleate.
  • Akuriru acid ⁇ Mi de maleic Sanmo Noami de, Nyu- Buchirumareimi a de.
  • maleic acid, maleic anhydride are preferred nadic, particularly preferably les maleic anhydride, c O Les Fins are ethylene, propylene, ethylene / vinyl acetate, etc.
  • Lopylene is particularly preferred.
  • This adhesive resin is commercially available from various companies under trade names such as N-Polymer, Adma-I, Modic and the like.
  • Preferred resins for the adhesive layer in the present invention are maleic anhydride-modified polyethylene, ethylene-maleic anhydride copolymer resin, ethylene-free maleic acrylate copolymer resin, maleic anhydride-modified ethylene-vinyl acetate copolymer resin, and maleic anhydride.
  • the adhesive layer is a layer containing these as a main component.
  • the above material When the above material is used as an adhesive layer, it adheres firmly to the slip layer outside the adhesive layer because it is fused by the heat during molding, and is chemically converted, primer-treated or ironed inside the adhesive layer.
  • the ground means that water-free maleic acid groups and the like in the above resin form strong bonds and bonds with polar groups such as hydroxyl groups of the base by hydrogen bonding, covalent bonding, electrostatic bonding, etc., resulting in slip layers.
  • polar groups such as hydroxyl groups of the base by hydrogen bonding, covalent bonding, electrostatic bonding, etc., resulting in slip layers.
  • Can be firmly bonded to the oil country tubular good Maleic anhydride component, acrylic acid component, etc. in the above resin should just be contained to the extent that required adhesive strength is obtained, respectively.
  • the content can be selected so as to have a viscosity that facilitates molding.
  • the content of unsaturated carboxylic acids is from 0.0 to 20% by weight. /. Degree, preferably about 0.05 to 5% by weight.
  • the thickness of the adhesive layer is about 0.05 to 2 strokes, preferably about 0.1 to 0.5 mm.
  • Additives such as antioxidants, heat stabilizers, light stabilizers, pigments, inorganic fillers, flame retardants, plasticizers, nuclei materials, antistatic agents, etc., as required for the resin used in the adhesive layer Can be mixed and added within a range that does not impair the required performance.
  • Such an adhesive layer and a slip layer can be formed on the outer surface of the oil country tubular good by, for example, extrusion coating, lamination, powder coating, or the like.
  • a chemical treatment such as a chromate treatment and / or a primer treatment of an epoxy resin or the like may be performed in order to improve the adhesion between the adhesive layer and the base or to enhance the heat resistance.
  • the protective layer has the function of preventing damage to the slip layer and the main body of the OCTG during transportation and burial construction of the OCTG.
  • a material that does not soften under the environment where the oil country tubular goods are used is used. Ie, if the upper limit is 13 (C operating temperature, a material having a softening point exceeding 130 e C Surebayore, c
  • Such a material examples include polyolefin resins such as polypropylene and ethylene propylene block copolymer, and in particular, polypropylene having a softening temperature of 140 to 170 or ethylene propylene cobolimer is preferable.
  • the protective layer can be mixed with additives and the like, if necessary, in the same manner as the slipping layer: the thickness of the protective layer is about 0.1 to 10 and preferably about 0.5 to 5 It is.
  • the protective layer can be formed on the outer peripheral surface of the sliding layer, for example, by extrusion coating.
  • metals such as mild steel are also useful as a protective layer.
  • a mild steel strip can be spirally wound and used as a protective layer-the presence or absence of this protective layer does not affect the frictional force acting on the oil country tubular goods.
  • a steel pipe is subjected to a pretreatment and, if necessary, a surface treatment:
  • the pretreatment referred to in the present invention includes oil removal, acid washing, shot blasting, etc. according to a conventional method. It is.
  • the surface treatment involves forming a coating on the surface of the steel pipe, and includes the following treatments : chromate treatment, zinc phosphate treatment, etc., epoxy resin-based primer, etc .:
  • the adhesive layer 3 and the slip layer 4 melted and heated at a temperature equal to or higher than the melting point on the outer peripheral surface of the oil country tubular good 1 are co-extruded in a tube shape or a sheet shape with a two-layer die.
  • An oil country tubular good is manufactured by coating and then coating a protective layer 5 on it.-
  • a single-layer die can be used to coat the adhesive layer, slip layer and protective layer in this order. is there.
  • FIG. 1 is a cross-sectional view of the oil country tubular goods
  • 1 is the oil country tubular goods main body
  • 2 is a base treatment layer such as chemical conversion treatment and brimer treatment (it can be omitted if necessary)
  • 3 is an adhesive layer
  • 5 Is a protective layer.
  • FIG. 2 is an explanatory view showing one method for manufacturing an oil country tubular good.
  • This oil country tubular good is coated with the primer layer 2 on the outer peripheral surface of the oil country tubular good 1 by the primer coater 6, cured by the heating furnace 7, and then coated with the adhesive layer 3 by the adhesive layer extruder 8.
  • the sliding layer 4 is coated on the outer peripheral surface by a slide layer extruder 9, and the protective layer 5 is coated by a protective layer extruder 10.
  • the take-up speed in the table is the speed at which the resin can be taken out at a constant speed when the resin is extruded into a strand at 3 g / min at 20 (C), and the strand can be taken off without breaking.
  • Example 1 Mixed 7 squalto ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ 2 ⁇ E. Rear pillow
  • Example 2 Hot asphalt 2-e. Riff. Lopile Difficult
  • Example 3 Mixed asphalt ⁇ ⁇ 2 1
  • Example 5 Polyethylene 0.946 127 0.1 200 119 30 2 Anhydrous maleic: modified 1 t, polyethylene glycol.
  • D pillet Difficult example 6 polyethylene 0.936 123 3.0 250 115 25 2 Maleic anhydride modification, polyethylene ethylene.
  • Rear ⁇ (:. I Polyethylene 0.931 120 2.1 160 115 35 2 Maleic anhydride modified I
  • Example 8 Polyethylene 0.920 109 0.3 90 96 30 2 Manic anhydride modified it.
  • Rear D-pile Crane 9 Polyethylene 0.920 109 0.3 90 96 30 2 Maleic anhydride modified Lip £ 3 pire
  • Example 13 Polyethylene 0.926 120 0.9 1 ⁇ 97 25 2 Hi stell * ° 1
  • Adhesive layer Protective layer Main material Density Melting point I Yield point Softening point Thickness
  • Example 55 Polypropylene 0.906 168 0.6 204 145 2 Anhydrous maleic
  • Difficult example 58 Polybutene 0.921 160 0.4 170 118 2 Maleic anhydride modified 14T polypropylene e. Rear ⁇ -pyrene & m 59 Polybutene 0.921 160 0.4 170 118 2 Hot rearlopylene Difficult case 60 Anhydrous maleic rooster transformation 'Rialopylene 0.901 150 1.1 150 116 2 e. Lipene ⁇ Example 61 No ⁇ K Malein rooster strange ft * Lippropylene 0.901 150 1.1 150 116 2
  • Example 1 to 63 were placed in furnaces at various temperatures, and a force of 1 kg was applied to the area of one stroke 2 on the outermost layer and left for 1 hour.
  • Tables 7 and 8 show the results of external stability evaluation (cracking, peeling, deformation) of the outermost layer.
  • a lcm wide cut was made in the pipe length direction, and a part was used as a gripping margin.
  • the strength at peeling was measured at a pulling speed of 50 solids Zmin and a peeling angle of 90 °: The measurement temperature was 23 e C: Thermal shock resistance ;
  • the oil country tubular goods were immersed in water (23 C), and the state of peeling after 30 days was observed.
  • Tables 21 and 22 collectively show the evaluation results of the adhesive layer and the protective layer of Examples 1 to 63 and Comparative Example 1, and the working temperature and operable temperature range of the sliding layer. Table 5
  • Example 1 5 10 5 10 ⁇ Wei Example 2 5 10 5 10 ⁇
  • Example 3 5 ⁇ 10 5 10 ⁇ Wei example 4 5 10 5 10 ⁇ Male example 5> 20> 20 ⁇ 6Example 6> 20> 20 ⁇ Difficult example 7> 20> 20 O
  • Example 13 8 ⁇ 14 8 ⁇ 14 ⁇
  • Example 25 > 20 ⁇ 20 0! ⁇
  • Hffi example 50 7 ⁇ 12 7 ⁇ 12 ⁇
  • Example 22 0 O 0 ⁇ ⁇ Example 23 XXXXXX m 24 ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ Example 25 ⁇ ⁇ 0 ⁇ ⁇ ⁇ Example 26 0 ⁇ 0 ⁇ ⁇ 0 Example 27 ⁇ 0 0 ⁇ ⁇ Crane Example 28 ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ Male example 29 0 ⁇ 0 0 ⁇ ⁇ Example 30 ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ 0 Example 31 ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ Table 8
  • Example 33 ⁇ ⁇ OO OO ⁇
  • Example 34 ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ Difficult 35 ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ O
  • Example 36 O ⁇ ⁇ ⁇ ⁇
  • Example 37 ⁇ OO ⁇ ⁇ ⁇ ⁇
  • Example 38 ⁇ ⁇ OO ⁇ ⁇
  • Example 39 XXXXXX Difficult 40 ⁇ ⁇ ⁇ 0 0 ⁇ Male 41 ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇
  • Example 42 O ⁇ 0 ⁇ ⁇ Male 43 O O ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ Example 44 O ⁇ 0 ⁇ 0 ⁇ Difficult 45 X X X X X X X Example 46 ⁇ 0 0 0 ⁇ Male 47 ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇
  • Example 52 Examples 53 and 54 are the same
  • Example 55 Example 57 is similar
  • Example 58 is the same
  • Example 62 Example 63 is similar
  • Example 5 Same as in Examples 19 and 21, Example 8: Same as in Examples 20, 22, and 23 Example 10 Same as in Examples 12 to 15, Example 16: Same as in Example 18 Table 17
  • Example 41 Example 43 to Example 45 are the same.
  • Example 47 Examples 48 and 49 are the same.
  • Example 52 Examples 53 and 54 are the same.
  • Example 55 Same as Example 57, Example 58 Same as Example 59, Example 60: Same as Example 61, Example 62 Same as Example 63 Table 21 Adhesive layer sf Usable temperature Possible temperature
  • Example 1 0 ⁇ 50 70 ⁇ 40
  • Example 2 ⁇ o 60 90 ⁇ 50
  • Example 3 ⁇ X 50 ⁇ 70 ⁇ 40
  • Example 4 OX 60 90 ⁇ 50
  • Example 5 ⁇ ⁇ 130 160 ⁇ 120
  • Example 6 ⁇ ⁇ 130 ⁇ 160 ⁇ 120
  • Example 7 ⁇ o 130 ⁇ 160 ⁇ 120
  • Example 8 ⁇ ⁇ 100 160 ⁇ 90
  • Example 9 ⁇ ⁇ 100 ⁇ 160 ⁇ 90
  • Example 10 ⁇ ⁇ 100 160 ⁇ 90
  • Example 11 ⁇ ⁇ 90 150 ⁇ 80
  • Example 12 ⁇ ⁇ 100 ⁇ 160 ⁇ 90
  • Example 13 ⁇ ⁇ 100 160 ⁇ 90
  • Example 14 ⁇ ⁇ 100 160 ⁇ 90
  • Example 15 O ⁇ 100 ⁇ 160 ⁇ 90
  • the oil country tubular goods provided with the protective layer are wide, have a wide temperature range, and have no abnormalities, so that the oil country tubular goods can be prevented from being damaged during transportation, construction and operation.
  • stiffness coefficient after 1 year S (t) is 10 5 -10 3 may be used in temperature range in the range of possibility that the oil well pipe is destroyed by ground subsidence also have little c, construction pets in stiffness factor S (t) is 2 X 10 2 or more temperature range after 10 days Noh is:
  • the oil well pipe can be prevented from being destroyed due to land subsidence, and the slip layer and the oil well pipe main body can be prevented from being damaged not only when the oil well pipe is transported but also when the oil well pipe is buried.

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Description

明 細 書 油 井 管 技 術 分 野
この発明は、 地盤沈下などにより歪を受ける環境において使用されても、 破壊 されることのないケーシング用油井管に関する。
背 景 技 術
原油を油層から地上まで汲み上げるための油井は、油井管で構成されている力;、 その油井管は、 原油を汲み上げるためのチュ一ビング用油井管と、 チュービング 用油井管を外側から保護するケ一シング用油井管とから構成されている。
上述した油井は、 垂直に掘られている場合が一般的であるので、 特にケ一シン グ用油井管 （以下、 単に油井管という。） には、 地盤沈下が起きた場合下向きの 摩擦力が作用する。
しかしながら、 従来の大部分の油井においては、 上述したような油井管に作用 する摩擦力は必ずしも大きくなく、 従って油井管が摩擦力により破壊される確率 も低いので、 従来は摩擦力を軽減しょうとする方策は採られていない- ところが、 近年、 原油の採掘条件の悪化に伴い、 油井の深さは高深度化する傾 向にあり、 油井を構成している油井管の地盤沈下による破壊の問題が顕著になり はじめた。 すなわち、 高深度化により油井管には大きな圧力が加わり、 その結果 作用する摩擦力も大きくなり、 油井管が破壊されるという事態を無視できなレ、状 態となつている。
この解決手段として、 US— 4483396には、 2本の径の違うバイプを組み合わせ、 それらが摺動し、 互いに動く結果、 全体の長さが変わり歪みを吸収して地盤沈下 の影響を軽減するようにした油井管が開示されている- しカゝし、 これは機械的な 原理によるもので其の物自体、 及びそれらを使用できるようにするための周辺の 設備は非常にコストが高い。 さらにこれはパイプ本体に歪みを軽減する効果はな いため歪み軽減効果があるのはこのような設備を導入した部分のみであり、 あま り現実的ではない。
本発明はこのような問題を解決するためになされたものであり、 油井管本体の 外部にすべり層を設け油井管に作用する摩擦力を軽減することにより、 地盤沈下 によっても破壊されにくい油井管を提供することを目的としている。
さらに、 油井管は、 多くの場合、 製造場所と実際に使用される場所とが遠距離 であり、 その運搬は容易ではないこと、 また、 施工時にも高深度までセッティン グしなければならないこと等があり、実際に使用されるまでには、外部よりの様々 な物理的衝撃にさらされる。 本発明者らがその間のすべり層の損傷状態を調べた 結果、 すべり層の鋼板表面からの部分剥離が生じることもあり、 使用時にすべり 層本来の機能を果たさなくなるおそれがあることを見出した。
また、 このような油井管を埋設する施工時にすべり層が損傷する可能性がある ことも発見した。
さらに、 油井管のおかれる環境を考えると、 施工時にすでに油井管の温度が操 業時同様高温になり、 油井管をセッティングする段階ですベり層がずれはじめて しまうことも見出した。
そこで、 本発明はさらに、 すべり層の物性値を規定することで施工時における すべり現象を低减し、 さらに、 すべり層と油井管本体との密着力の向上、 すべり 層上への保護層の導入により、 油井管運搬時もしくは施工時の外部からの物理的 衝撃ですベり層が破壊され、 摩擦力低減効果が低くなることを防止できる油井管 を提供することを目的としている：
発 明 の 開 示
本発明は、 上記課題を解決するべくなされたものであり、 すべり層の物性値を 規定することで、 施工時にすべり層がずれることなく、 操業時に地盤沈下ととも に変形が起こり摩擦力を低减し油井管の破壊を防止できるようにしたものである- また、 さらに接着層を設けることですベり層と鋼管との接着が強固なものとす ることと、 すべり層上への保護層の導入により、 セッティング時までの物理的衝 撃による損傷を防止しうるようにしたものである
油井管外部に被覆されたすベり層は操業時の温度で粘性を示すため、 地中に垂 直に埋設した油井管に、 地盤沈下にともなう摩擦力が作用すると、 油井管の外部 に被覆した粘性を有するすべり層が、 摩擦力により下方に引きずられながら変形 する = 油井管に作用する摩擦力の大部分は、 このようにすべり層の変形に費やさ れるので、 油井管本体に作用する摩擦力は軽減される- このような現象を図 3に示す模式図で説明すると、次のようになる-すなわち、 粘性挙動を示す厚さ hのすベり層 10 の上面に、 地盤沈下による剪断応力が作用 すると、 t秒後には図中に破線で示すようなずり変形 （粘性挙動） が生じ、 残留 負摩擦力 τが働く =
この t秒後のずり変形量 d ( t ) と残留負摩擦力 τとの関係は、 すべり層の スチフネス係数 S ( t ) とすべり層の厚み hを使って、 （1 ) 式のように表すこ とができる：
て = S ( t ) · d ( t ) / 3 h ( 1 )
( l ) 式からすべり層にスチフネス係数 s ( の小さい材料を使用すれば、 残留負摩擦力 τを小さくすることができるとレ、うことが分かる
モデル実験により、 油井管が地盤沈下により破壊すろ可能性を低くするために は、 摩擦力 τを 4 X 103 N/m 2以下、 特に 2 X 1() 3 N/m 2以下にすれば完全に 破壊を押さえられることが分かっている：
摩擦力 τは、 油井の温度、 すべり層の厚み、 地盤沈下量、 時間に依存してい るため、 実際の使用条件下でのそれらの値を式 （ 1 ) に代入すれば、 摩擦力： を 2 X103N/m2以下にするための、 すべり層の厚みと、 すべり層の材料が持 つべきスチフネス S ( t ) が求められ、 このようにして設計されたすベり層を油 井管に設けることにより、 油井における地盤沈下に起因する油井管の破壊は防止 される。
さらに、 S (t) の値としては、 動的粘弾性測定器や、 せん断クリープ試験機、 スライディングプレートレオメ一タ一などの測定をもとに時間一スチフネス曲線 を求め、 そこから外挿法により求めた 1年後のスチフネスを用いればよいことが わかった。
一般的には、 すべり層の厚みは 1 mm以上、 1年間のずれ量は 5 mm以上であ り、 1年後のスチフネス係数 S ( t ) が、 10—5NZm2〜103N/m2の範囲でぁ れば、 摩擦力 τは 2 X103NZm2以内に留まり油井管は破壊されにくく油井管 の破壊は実質的に起こらないといえる。
また 10— 5以下の場合溶融流出してしまう，
換言すれば、 上記のような一般的な条件では、 1年経過後のスチフネス係数 S ( t) 力； 103NZm2を超える材料は、 すべり層の変形能が十分でなく、 摩擦力 を軽減できずに、 油井管が破壊する確率が高い- すなわち、 すべり層の厚み hが 2 mm、 1年後のすべり層のずれ量 d ( t ) 力； 10 画 の場合、 1年後のスチフネス係数 S ( t ) 力； 103NZm2以下であれば、 摩擦力 τは 2 X103NZm2以内に留まり油井管は破壊されにくく、 さらに 1年 経過後のスチフネス係数 S (t) 力； 102NZm2以下であれば、 すべり層に作用 する摩擦力が 2 X 102 N /m 2以内に留まり油井管の破壊は実質的に起こらなレ また、 油井管の施工時の温度は、 操業時の温度より 20C前後低い場合が多く、 やはり高温になるため、 すべり層の自重や施工の際に生じる様々な応力によりす ベり層の変形が始まってしまうことを見出した- そしてこれを防ぐためには、 施 ェ時の温度範囲における 10 日後の材料のスチフネスが 2 X102N/m2以上、 特 に 103 N/m 2であれば実質的に上記のようなずれ変形は起こらないことを見出 した。
以上に示したように、 本発明による油井管は、 すべり層の粘性挙動により、 沈 下した地盤と油井管本体との摩擦力を低減し、 油井管の破壊を防止するためのも のであり油井管が使用される温度、 地盤沈下量に応じて、 すべり層の材料 '厚み が選定される。
図 1は、 この発明の一例の油井管の部分断面図である =
図 2は、 この発明の実施例の油井管の製造方法を示す説明図である。
図 3は、 すべり層の粘性挙動を説明する模式図である- 1 油井管本体
2 化成処理、 ブライマー処理などの下地処理層
(必要に応じて省くことも可能である）
3 接着層
4 すべり層
5 保護層
6 ブライマ一塗布槽
7 加熱炉
8 接着層押出し機
9 すべり層押出し機
1 0 保護層押出し機
発明を実施するための最良の形態
油井の温度は様々であるため、 種々の温度範囲で、 上述のような条件を満たす 材料を種々調査した結果、すべり層としていくつかの材料が使用可能と分かつた： すなわち、上記したように、地盤沈下が問題になる油井の一般的な地盤沈下量、 一般的なすべり層の厚みより、 使用温度での 1年後のすべり層のスチフネス S ( ) は、 10— 5〜103 N/m 2の間の範囲にあれば良いが、 いくつかの材料によ りそれが達成され、 油井管が破壊されない条件を満たすことができる。
まず、 アスファルトは、 ス トレートアスファルトおよび、 熱アスファルトを所 定の割合で混合することにより 40〜100°Cの温度範囲において 1年経過後のスチ フネス係数が、 10— 5〜103 NZm 2の範囲に入る材料を得ることができる。 これ らのアスファルトには、 樹脂、 油脂、 ゴム、 顔料、 およびフイラ一等の添加剤を 含有させることができる。
また、 ボリエチレンも使用可能である =
すべり層のポリエチレンは、 融点は 95=C以上、 好ましくは 95〜130=C程度、 特に好ましくは 100〜130 程度、軟化点は 50〜120¾程度、好ましくは 90〜120=C 程度である- その他の物性では、 Mlは 20 g /l()分以下、 好ましくは 0. 01〜20 g ZlO分、 特に 0. l〜10 g Zl0分、 降伏点応力は 200kgfZcm2以下、 好ましくは 80 〜150kgfZcm 2、 特に 80〜120kgf/cm2のものが好ましく、 メルトテンションに よる引き取り可能速度は lOm/min以上であることが好ましレ、c
また、 ボリエチレンに無水マレイン酸を反応させた無水マレイン酸変性ポリェ チレンも使用可能である =
エチレン酢酸ビニル共重合体は、 最適の組成を選択することにより目的とする 温度範囲において上記のスチフネスの範囲を満足させる材料を得ることができる = 例えば、 40=C〜 130=Cの範囲にぉレ、て上記スチフネスの値を満足するためにはェ チレン酢酸ビュル共重合体中の酢酸ビュルの割合を 5〜60重量。/。にすればよい = また、 エチレン酢酸ビニル共重合体に無水マレイン酸を反応させて無水マレイ ン酸変性ェチレン酢酸ビニル共重合樹脂としたものも使用可能である。
また、 エチレン無水マレイン酸共重合樹脂、 エチレンアクリル酸エステル共重 合樹脂、 エチレン無水マレイン酸ァクリル酸共重合樹脂等も使用可能である： さらに、 油井の温度が高温の場合ボリブロビレン、 無水マレイン酸変性ポリブ ロピレン、 ポリブテン、 エチレンプロピレン共重合樹脂等が使用可能である。 上記のすべり層に用いられる樹脂には、必要に応じて酸化防止剤、熱安定化剤、 光安定剤、 顔料、 無機充填材、 難燃剤、 可塑剤、 核材、 帯電防止剤等の添加剤を 要求される性能を損なわない範囲で混合、 添加することも可能である。
すべり層の厚みは予測される地盤の沈下量、 材質などにより異なるが、 0. 5隱
〜10画程度、 通常:！〜 5圍程度である。
また、 油井管は、 多くの場合、 製造場所と実際に使用される場所とが遠距離で あり、 その運搬は容易ではなく、 また、 埋設施行時にも高深度までセッティング しなければならないこと等があり、 実際に使用されるまでには、 外部よりの様々 な物理的衝撃にさらされる： この結果、 ひどい場合には上述のすべり層が、 物理 的衝撃により破壊され、 油井管本体より剥離もしくは脱落し、 すべり層本来の機 能を施工後果たすことができなくなる可能性がある
しかし、 本発明によれば、 すべり層と油井管本体との間に接着層を設けること により、 油井管本体とすべり層との密着力を向上させ、 物理的衝撃などによりす ベり層がダメージを受けることを防止できる
接着層は不飽和力ルボン酸類変性ポリオレフ <ン樹脂又は不飽和力ルポン酸類 とォレフインの共重合樹脂であってすべ 層に接着性を有する樹脂で形成するこ とが好ましい： 不飽和カルボン酸類は不飽和カルボン酸と誘導体の総称であり、 誘導体はエステル、 アミ ド、無水物等である。 不飽和カルボン酸類の例としては、 アタリル酸、 メタクリル酸、 マレイン酸、 フマル酸、 イタコン酸、 ナジック酸、 無水マレイン酸、 無水シトラコン酸、 ァクリル酸メチル、 メタクリル酸ェチル、 ァクリル酸グリシジル、 マレイン酸ジメチル、 ァクリル酸ァミ ド、 マレイン酸モ ノアミ ド、 Ν—ブチルマレイミ ド等であり、 なかでもァクリル酸、 マレイン酸、 無水マレイン酸、 ナジック酸が好ましく、 無水マレイン酸が特に好ましレ、c ォレ フィンはエチレン、 ブロピレン、 エチレン/酢酸ビニル等であり、 エチレンとブ ロピレンが特に好ましい。 この接着性樹脂は Nポリマー、 アドマ一、 モディック 等の商品名で各社から市販されている。 本発明で好ましい接着層用の樹脂は無水 マレイン酸変性ボリエチレン、 エチレン無水マレイン酸共重合樹脂、 エチレン無 水マレイン酸ァクリル酸エステル共重合樹脂、 無水マレイン酸変性エチレン酢酸 ビニル共重合樹脂、 無水マレイン酸変性ポリプロピレン等であり、 接着層はこれ らを主成分とする層であることが好ましレ、。上記材料を接着層として用いた場合、 接着層の外側にあるすベり層とは、成形時の熱により融着するため強固に密着し、 接着層の内側の化成処理、 プライマ一処理もしくは鉄地とは、 上記樹脂中の、 無 水マレイン酸基等が、 下地の水酸基等の極性基と、 水素結合、 共有結合、 静電結 合などにより強レ、結合を形成する結果、 すべり層と油井管本体とを強固に結合す ることができる = 上記樹脂中の、 無水マレイン酸成分、 アクリル酸成分等は、 そ れぞれ、 必要な接着力が出る程度に含有されていれば良く、 さらに成形しやすい 粘度になるような含有率のものを選ぶことができる 一般的に不飽和カルボン酸 類の含有率は 0. 0】〜20重量。/。程度、 好ましくは 0. 05〜 5重量％程度である。 接 着層の厚さは 0. 05〜2画程度、 好ましくは 0. l〜0. 5mm程度である。
上記の接着層に用いられる樹脂にも、 必要に応じて酸化防止剤、 熱安定化剤、 光安定剤、 顔料、 無機充填材、 難燃剤、 可塑剤、 核材、 帯電防止剤等の添加剤を、 要求される性能を損なわない範囲で混合、 添加することも可能である。
このような接着層およびすベり層は、油井管本体の外面に、例えば押出し被覆、 ラミネートもしくは粉体コーティング等により形成させることができる。
また、 接着層と下地の密着を良くするために、 あるいは防鲭力強化のためにク ロメ一ト処理等の化成処理及び又はエポキシ樹脂等からなるプライマー処理を施 してもよレ、：
すべり層の上に保護層を設けることも可能である。 保護層は、 油井管の運搬時 や埋設施工時に、 すべり層および油井管本体の損傷を防止する働きを持つ。 保護層には油井管が使用される環境下において軟化しない材料を使用する。 す なわち、 使用温度の上限が 13( Cの場合は、 軟化点が 130eCをこえる材料を使用 すればょレ、 c
このような材料としては、 ボリプロピレン、 またはエチレンプロピレンブロッ クコポリマー等のポリオレフイン樹脂があり、 特に、 軟化温度が 140〜170 の ポリプロピレン、 またはエチレンプロピレンコボリマーが好ましい。
保護層にもすベり層と同様に、必要に応じて添加剤等を混合することができる: 保護層の厚みは 0. 1〜10圍程度、 好ましくは 0. 5〜5酬程度が適当である。 保 護層はすべり層の外周面に、例えば押出被覆により成形することができる。一方、 軟鋼等の金属も保護層とし有用である。 たとえば、 軟鋼の鋼帯をスパイラル状に 巻き保護層とすることができる- この ί呆護層の有無は油井管に働く摩擦力には影 響を与えない。
本発明の油井管の製造方法としては、 まず、 必要により鋼管に前処理とさらに は表面処理を施す： 本発明でいう前処理は、 常法に従った油分除去、 酸洗浄、 シ ョットブラスト、 等である。 表面処理は、 鋼管表面に被膜が形成されるものであ り、 クロメ一ト処理、 リン酸亜鉛処理等のほ力、 エポキシ樹脂系のブライマ一等 を使用したフ :ライマ一処理が含まれる：
前処理、 表面処理に次いで、 油井管本体 1の外周面に、 融点以上で溶融加熱し た接着層 3およびすベり層 4を二層ダイスでチューブ状、 あるいはシ一ト状に共 押し出しで被覆し、 さらにその上に保護層 5を被覆することにより油井管を製造 する- また、 別の被覆方法として、 単層ダイスで接着層、 すべり層、 保護層を順 に被覆することも可能である。
この発明の一例である油井管を、 図 1および図 2により説明する。 図 1はこの 油井管の断面図で、 1は油井管本体、 2は化成処理、 ブライマ一処理などの下地 処理層 （必要に応じて省くことも可能である。）、 3は接着層、 4はすべり層、 5 は保護層である- また、 図 2は油井管の一製造方法を示す説明図である。 この油井管は油井管本 体 1の外周面にブライマ一塗布槽 6によりブライマー層 2を塗布、 加熱炉 7によ り硬化後、 接着層押出し機 8により接着層 3を被覆するとともに、 接着層の外周 面にすべり層押出し機 9によりすベり層 4を、 保護層押出し機 10 により保護層 5をそれぞれ被覆する。
実施例
[実施例 1 〜63]
図 2に示す装置を用い、 外怪 177. 8國、 肉厚 23. 8隱、 長さ 12， 000瞧 の鋼管の 外周面に表 1 〜 4 (実施例 1 〜63 に示すすべり層、 接着層 （厚さ 0. 2隱）、 保護 層 （厚さ 3画） を設けて油井管を製造した：
表中の引き取り可能速度は 20( Cで樹脂を 3 g /min でストランド状に押出し た場合に一定速度で引き取り、 ストランドがきれることなく引き取れる速度であ る。
to
〇 en 〇 すべ り 層
主材料の物性
接着層 保護 ax.層 主材料 密度 I 降伏点 軟化 点 引取可貪 K¾S 厚 さ
(g/cnf ) (。c) (g/10分） (kg/cm2 ) (。c) (議ノ
実施例 1 混合 7スフアルト ― ― ― —― 2 ― ホ。リアロピレ 例 2 熱アスファルト 2 ― ホ。リフ。ロピレ 難例 3 混合アスファルト ― ― 2 一
難例 4 熱アスファルト 2
例 5 ポリエチレン 0.946 127 0.1 200 119 30 2 無水マレイ:/ 変 1 t、リ Iチレン ホ°リフ。 Dピレ 難例 6 ポリエチレン 0.936 123 3.0 250 115 25 2 無水マレイン酸変† 、リエチレン ホ。リア□(：。レ i ポリエチレン 0.931 120 2.1 160 115 35 2 無水マレイン酸変 リ Iチレン ホ°リプロピレ
«例 8 ポリエチレン 0.920 109 0.3 90 96 30 2 無水マ ン酸変 it リ Iチレン ホ。リア Dピレ 鶴例 9 ポリェ レン 0.920 109 0.3 90 96 30 2 無水マレイン酸変 リ Iチレン ホ。リプ £3ピレ
ポリエチレン 0.926 120 0.9 100 97 25 2 無フ kマレイン酸 り rfレン *° 111°ロピレ v ポリエチレン 0.917 95 1.5 8 83 40 2 無水マレイン酸変 リ 1チレン ホ "。ロピレ 難例 12 ポリエチレン 0.926 120 0.9 100 97 25 2 エチレン無水マレイン酸共重合体 ホ。リフ。ロピレ
Hi Iチレン無水マレインァクリ)
例 13 ポリエチレン 0.926 120 0.9 1∞ 97 25 2 Hiステル *° 1|フ。卩卜"し
共重合体
ポリエチレン 0.926 120 0.9 100 97 25 2 無水マレイン酸変 リ Iチレン ポリブデ 奪肺 i| 15 ポ1 j 千し 0926 0 Q 100 Q7 ς 0
Figure imgf000013_0001
l XilしV if nt°
共重合体 一
無水マレイン
雄例 16 亦 fc' l 0.928 120 0.9 120 87 30 2 ホ。リアロピレ
¾. tΙi±h リl丄Ttナレン
無水マレイン酸
難例 17 0.900 100 1.1 100 68 30 2
変†4Tリエチレン ― ホ°リプロピレ 無水マレイン酸
雄例 18 0.928 120 0.9 120 87 30 2 無水マレイン酸変 14Tリ Iチレン ホ。リプロピレ
変 リエチレン
19 ポリエチレン 0.946 127 0.1 200 119 30 2 無水マレイン酸変 teTリエチレン
難例 20 ポリエチレン 0.920 109 0.3 90 96 30 2 無水マレイン酸変 リ Iチレン
細 21 ポリエチレン 0.946 127 0.1 200 119 30 2 ホ°リプロピレ 赚例 22 ポリエチレン 0.920 109 0.3 90 96 30 2 ホ°リブ' t レ 鶴例 23 ポリエチレン 0.920 109 0.3 90 96 30 2
t 〇 o 01
表 2
Figure imgf000014_0001
b
〇 en 〇
表 3
すベ リ 層
無水マレイン ァクリ趣ス丁ル
厚 さ 接着層 護！ ¾ 主材料 の 害 lj 合 の 割 合
( )
(,wt. %) (vrt. %)
τ 、 レ 、，
41 ，
丄ナレノ照フ JV レイノ 共里 不 I Z ホリノロヒレノ c
レノ？^7j\ レ ノ8 升里口 1小 0 ホリノロヒレノ ェナレノーノ口 レノ
■mm 43 ェチレン無水マレイン 共重合体 2 2
共重合体
«例 44 エチレン無水マレイン酸共重合体 2 2 無水マレイン酸変性ポリェチレン ポリプロピレン 雄例 45 エチレン無水マレイン酸共重合体 2 2 無水マレイン酸変性ポリェチレン
«例 46 エチレンァクリ L エステ 重合体 10 2 無水マレイン酸変性ポリェチレン ポリプロピレン
47 エチレンァクリリ 変エステ uft重合体 25 2 無水マレイン酸変性ポリエチレン ポリプロピレン
«例 48 エチレンァクリリ エス亍 重合体 25 2 無水マレイン酸変性ポリェチレン
«例 49 エチレンァクリ jugきエステ ^重合体 25 2 無水マレイン酸変性ポリェチレン ポリプロピレン 細 50 Iチレン無水マレイン St?クリ j鹏 Iス fl«重合体 2 15 2 ポリプロピレン 雄例 51 Iチレン無水マレイン g舒クリ 1 ひテ ft*重合体 2 20 2 ポリプロピレン 難例 52 Iチレ:^水マレイン ¾7クリ J エス ϊ;哄重合体 3 6 2 ポリプロピレン 難例 53 Iチレン無水マレイン クリ)離1ステ)哄重合体 3 6 2 無水マレイン酸変性ポリェチレン
難例 54 巧レン無水マレイ:/ §§7クリ §1ステ j哄重合体 3 6 2
to o Ol
〇
表 4
すベ リ 層
主材料の物性
接着層 保護層 主材料 密度 融点 I 降伏点 軟化点 厚さ
(。c) (g/10分） (kg/cm2) (。c)
例 55 ポリプロピレン 0.906 168 0.6 204 145 2 無水マレイン酉変 ¾Τリプロピレン
m 56 ポリプロピレン 0.912 159 0.9 210 140 2 無:^マレイン酸変 1ΦΤリプロピレン
鶴例 57 ポリプロピレン 0.906 168 0.6 204 145 2
難例 58 ポリブデン 0.921 160 0.4 170 118 2 無水マレイン酸変 14Tリプロピレン ホ。リア αピレン &m 59 ポリブデン 0.921 160 0.4 170 118 2 ホ°リアロピレン 難例 60 無水マレイン酉変変 'リアロピレン 0.901 150 1.1 150 116 2 ホ。リプロピレン 麵例 61 無フ κマレイン酉変変 ft* リプロピレン 0.901 150 1.1 150 116 2
雄例 62 Iチレンーフ叱'レン共重合体 0.900 1.3 270 110 2 無水マレイン ¾変 リブロピレン ホ リアロピレン m 63 Iチレンーフ Dt レン共重合体 0.9∞ 1.3 270 110 2
ホ。リフ I二レン; υレフ ' 290 2
上記の実施例 1 〜63 の油井管について、 接着力、 耐熱衝撃性、 耐水性の評価 を行った。 結果を表 5、 6に示す
また、 実施例 1 〜63 の各サンプルを様々な温度の炉に入れ最外層の上に 1 kg の力を 1 画2の面積に負荷し 1時間放置した。 その後最外層の安定性の評価を外 観 （割れ、 剥離、 変形） により行った結果を表 7 、 8に示す。
接着力；
管長方向に幅 l cmの切り込みを入れ、一部をつかみ代とし、引っ張り速度 50固 Zmin、 剥離角度 90° で剥離時の強度を測定した： 測定温度は 23eCであった： 耐熱衝撃性；
80=C→23 :^45cC (各 1時間） のサイクルの雰囲気中に油井管を入れ、 20 サ ィクル後の接着力を測定した =
耐水試験；
水 （23 C) に油井管を浸漬し、 30日後の剥離状態を観察した。
〇：剥離なし
' △： 1 画以下の剥離
X ： 1 画以上の剥离隹
さらに、 実施例 1 〜63、 比較例 1の油井管について表に示す温度での 1年経過 後のすべり層のスチフネス係数 S ( t ) を測定し、 ずれ量 200mmの時の残留負摩 擦力 τを求めた- また、 そのような環境で使用可能かの試験を行い、 結果を表 9 〜14に示した =
さらに、 実施例 1 〜63の油井管について表に示す温度での 10 日経過後のすべ り層のスチフネス係数 S ( t ) を測定した結果と、 その温度ですベり層が変形す るかの評価を表 15〜20に示す c
表 21、 22 に実施例 1 〜63、 比較例 1の接着層、 保護層の評価結果、 およびす ベり層の施工可能温度、 操業可能温度範囲をまとめて示す。 表 5
接着力 耐熱衝撃性
耐水性 (kgf/cm) (kgf/cm)
麵例 1 5 10 5 10 〇 魏例 2 5 10 5 10 〇
例 3 5~10 5 10 〇 魏例 4 5 10 5 10 〇 雄例 5 >20 >20 〇 雞例 6 >20 >20 〇 難例 7 >20 >20 O
例 8 >20 〉20 〇 難例 9 >20 >20 〇
例 10 >20 〉20 〇 例 1 1 >20 >20 〇 難例 12 10 15 10〜 0
例 13 8~14 8~14 〇 例 14 〉20 〉20 〇 雄例 15 〉20 >20 o 難例 16 >20 〉20 o 雄例 17 >20 >20 o
^Jft例 18 >20 〉20 〇
MmWi 19 >20 >20 〇 雄例 20 >20 〉20 〇 魏例 21 ≤1 ≤1 X 雞例 22 ≤1 ≤1 X 雄例 23 ≤1 ≤1 X 雄例 24 >20 〉20 o
例 25 >20 〉20 0 ！ 赚例 26 〉20 >20 〇 ！ 難例 27 >20 〉20 〇 建例 28 >20 〉20 〇 難例 29 >20 〉20 0 ！
¾S例 30 >20 〉20 0 ！ 雄例 31 >20 〉20 〇 ！ 表 6
接着力 耐熱衝撃性 (kgf/cm) (kgf/cm) 耐水性
H iJ 32 >20 >20 〇 鶴例 33 >20 〉20 〇 m例 34 >20 >20 〇
Hite例 35 10~15 10~15 〇 難例 36 >20 >20 〇 麵例 37 〉20 >20 〇 難例 38 >20 〉20 〇 難例 39 >20 〉20 〇 鶴例 40 2〜5 2~4 〇 鶴例 41 10〜14 10〜15 O
¾6例 42 12〜 7 12~17 〇 難例 43 10〜14 12〜15 〇 44 >20 >20 〇 雞例 45 〉20 〉20 〇
«例 46 〉20 〉20 〇 難例 47 >20 〉20 〇 赚例 48 >20 >20 〇 難例 49 2〜3 2-3 〇
Hffi例 50 7~12 7~12 〇
¾JE例 51 7〜12 7~12 〇 難例 52 5〜9 5~8 〇 赚例 53 >20 〉20 o 例 54 5~9 5~8 〇 雞例 55 >20 〉20 〇 難例 56 >20 >20 〇
Hffi例 57 ≤1 ≤1 X 赚例 58 >20 >20 〇 難例 59 ≤1 ≤1 X 麵例 60 >20 >20 o 麵例 61 〉20 >20 〇 難例 62 >20 〉20 〇 例 63 1 -2 1 ~2 Δ 表 7
オーブン温度
100。C 1 10。c 120。C 130。C 140 °C 150。C 例 1 〇 〇 〇 〇 〇 〇
¾j¾例 2 0 0 〇 〇 〇 〇
¾fe例 3 X X X X X X 雄例 4 X X X X X X
¾6例 5 〇 〇 〇 〇 〇 〇 鶴例 6 〇 〇 〇 〇 0 〇
¾S例 7 〇 〇 0 〇 〇 〇 難例 8 〇 〇 〇 〇 〇 〇 難例 9 〇 O 〇 〇 〇 0 例 10 〇 O 〇 〇 〇 〇 難例 1 1 0 〇 〇 〇 〇 〇 例 12 〇 〇 〇 〇 〇 〇 難例 13 〇 〇 〇 〇 〇 〇 例 14 〇 〇 〇 〇 〇 〇 雞例 15 〇 〇 〇 0 〇 〇 難例 16 〇 〇 0 〇 〇 〇 例 17 〇 〇 0 〇 〇 0 難例 18 〇 〇 〇 〇 〇 〇 Wi 19 0 〇 X X X X 20 X X X X X X 難例 21 〇 〇 〇 〇 〇 〇
¾¾例 22 0 O 0 0 〇 〇 例 23 X X X X X X m 24 〇 〇 〇 〇 〇 〇 例 25 〇 〇 0 〇 〇 〇 例 26 0 〇 0 〇 〇 0 例 27 〇 0 0 0 〇 〇 鶴例 28 〇 〇 〇 〇 〇 〇 雄例 29 0 〇 0 0 〇 〇 例 30 〇 〇 〇 〇 〇 0 例 31 〇 〇 〇 〇 〇 〇 表 8
オーブン温度
100。C 1 10。C 120。C 130 °C 140 °C 150 °C 麵例 32 〇 〇 〇 〇 〇 O
«例 33 〇 〇 〇 O O 〇 例 34 〇 〇 〇 〇 〇 〇 難例 35 〇 〇 〇 〇 〇 O 例 36 O 〇 〇 〇 〇 〇 例 37 〇 〇 〇 〇 〇 〇 例 38 〇 〇 O O 〇 〇 例 39 X X X X X X 難例 40 〇 〇 〇 0 0 〇 雄例 41 〇 〇 〇 〇 〇 〇
«例 42 〇 O 〇 0 〇 〇 雄例 43 O O 〇 〇 〇 〇 例 44 O 〇 0 〇 0 〇 難例 45 X X X X X X 例 46 〇 0 0 0 0 〇 雄例 47 〇 〇 〇 〇 〇 〇
Hi¾例 48 X X X X X X 鵷例 49 〇 〇 0 〇 0 〇 雄例 50 〇 〇 0 0 〇 〇
¾ίϊ例 51 〇 〇 〇 0 〇 〇 難例 52 〇 〇 0 〇 〇 〇 雞例 53 X X X X X X 例 54 X X X X X X 建例 55 〇 〇 0 〇 0 X 難例 56 〇 〇 0 〇 X X mm 57 〇 〇 0 〇 〇 X
HJ¾例 58 〇 〇 〇 〇 0 〇
¾i£例 59 〇 0 〇 〇 〇 〇 雄例 60 0 〇 〇 〇 0 〇 例 61 〇 0 〇 〇 0 〇 雄例 62 0 〇 〇 〇 〇 〇
¾ί¾例 63 0 X X X X X t 〇
o
表 9
1年 後の ^ffifflSitにおける 残留 a»擦力 r (N/m2) ：上段
スチフネス係数 S (N/m2)：中段
評価 (® :¾¾ 0： ί細司 ' X ：使用不可）：下段
40 °C 50 °C 60 °C 70。C 80 °C 90。C 100 °c 110。c
3.3 10 3.3X10 2 3.3X10-2 3.3X10一4 3.3X10 5
103 10 1 10- 3 10- 5 10—6 10一6 10一6 10— 6
X ◎ ◎ o X X X X
3.3X10 5 3.3x103 3.3 10 1 3.3 10 0 3.3X10一3 3.3X10—3 3.3x10 4 3.3X10 -5 2 104 102 100 10"' 10 -2 10- 4 10— 5 10— 6
X X ◎ ◎ ◎ ◎ O X
3.3 10 4 3.3x102 3.3X10— 2 3.3X10— 4 3.3X10-5
m 3 103 10 ' 10- 3 10一5 10- 6 10- 6 10一6 10— 6
X ◎ ◎ 〇 X X X X
3.3 103 3.3x103 3.3 10 1 3.3 10 0 3.3X10" 3 3.3X10" 3 3.3X10— 4 3.3X10—5 4 104 102 100 10-' 10- 2 10- 4 10一5 10— 6
X X ◎ ◎ ◎ ◎ 〇 X
t
o
表 1 ()
Figure imgf000023_0001
t
o cn o
表 1 1
Figure imgf000024_0001
施例 27： ' ώί^Ι 35,36,39,40
t cn
〇
〇 en
表 1 2
Figure imgf000025_0001
*実施例 37：実施例 38も同様
t
〇 o 表 1 3
Figure imgf000026_0001
*実施例 41：実施例 43,44,45同様
実施例 47：実施例 48,49も同様
実施例 52：実施例 53,54も同様
o Ο
表 1 4
Figure imgf000027_0001
実施例 55 実施例 57も同様
実施例 58 実施例 59も同様
実施例 60 実施例 61も同様
実施例 62 実施例 63も同様
表 1 5
Figure imgf000028_0001
表 1 6
Figure imgf000028_0002
*実施例 5 ：実施例 19， 21も同様、 実施例 8 ：実施例 20， 22, 23も同様 実施例 10 実施例 12〜15も同様、 実施例 16：実施例 18も同様 表 1 7
Figure imgf000029_0001
*実施例 27：実施例 35 36, 39, 40も同様 表 1 8
Figure imgf000029_0002
*実施例 37：実施例 38も同様 表 1 9
Figure imgf000030_0001
*実施例 41 実施例 43〜実施例 45も同様
実施例 47 実施例 48， 49も同様 実施例 52 実施例 53， 54も同様 表 2 0
Figure imgf000030_0002
*実施例 55：実施例 57も同様、 実施例 58 実施例 59も同様、 実施例 60：実施例 61も同様、 実施例 62 実施例 63も同様 表 21 接着層 s f 使用可能温度 施行可能温度 実施例 1 0 〇 50 70 ≤40 実施例 2 〇 o 60 90 ≤50 実施例 3 〇 X 50~70 ≤40 実施例 4 O X 60 90 ≤50 実施例 5 〇 〇 130 160 ≤120 実施例 6 〇 〇 130~160 ≤120 実施例 7 〇 o 130~160 ≤120 実施例 8 〇 〇 100 160 ≤90 実施例 9 〇 〇 100~160 ≤90 実施例 10 〇 〇 100 160 ≤90 実施例 11 〇 〇 90 150 ≤80 実施例 12 〇 〇 100~160 ≤90 実施例 13 〇 〇 100 160 ≤90 実施例 14 〇 〇 100 160 ≤90 実施例 15 O 〇 100~160 ≤90 実施例 16 〇 〇 100 160 ≤90 実施例 17 〇 〇 90~140 ≤80 実施例 18 〇 〇 100 160 ≤90 実施例 19 〇 X 130 160 ≤120 実施例 20 O X 100 160 ≤90 実施例 21 X 〇 130~160 ≤120 実施例 22 X 〇 100~160 ≤90 実施例 23 X X 100 160 ≤90 実施例 24 〇 〇 120~150 ≤110 実施例 25 〇 〇 120~150 ≤110 実施例 26 〇 o 90 150 ≤90 実施例 27 〇 〇 90 140 ≤80 実施例 28 〇 〇 90-120 ≤80 実施例 29 〇 〇 70~120 ≤50 実施例 30 〇 〇 70~110 ≤50 実施例 31 〇 〇 70~100 ≤40 表 22 接着, 保謹層 使用可能温度 施行可能温度 実施例 32 o o ≤80 実施例 33 o o 90^140 <80 卖施例 34 o 90^140 <80 寧 例 35 o o 90^140 <ί¾0 卖施例 36 o o 90^140 <80 享 ift例 37 o o 90^140 <80 审饰例 38 o o 90^140 <80
31施例 39 o X 90^140 <80 宰施例 40 o 90^140 <80 実施例 41 o <90 寧 ¾F例 42 o o 90^130 <¾ο 卖 iff例 43 o o 100^130 <90 寧施例 44 o o <q0 実施例 45 o X ≤90 寧^例 46 o o 90~130 ≤80 実施例 47 o o 80 130 ≤70 実施例 48 o X 80 "！ 30 ≤70 実施例 49 o o 80~130 ≤70 実施例 50 〇 〇 90 130 ≤80 実施例 51 〇 〇 90 130 ≤80 実施例 52 〇 o 80-120 ≤70 実施例 53 〇 X 80 120 ≤70 実施例 54 〇 X 80-120 ≤70 実施例 55 〇 〇 180~200 ≤170 実施例 56 o 〇 170 200 ≤160 実施例 57 X 〇 180~200 ≤170 実施例 58 o 〇 170 200 ≤160 実施例 59 X 〇 170 200 ≤160 実施例 60 〇 〇 160 200 ≤150 実施例 61 0 o 160 200 ≤150 実施例 62 〇 o 150 190 ≤140 実施例 63 X X 150 190 ≤140 表 21、 22 よりわかるように接着層を設けた油井管は、 すべり層と鋼管が強固 に接着しており、 また、 耐熱衝撃性、 耐水性などの結果も良好であることより、 油井管運搬時、 施工時の物理的衝撃に十分耐えうる接着力を有しており、 過酷な 条件でもすベり層が剥離することがなレ、ため、 施工後もすベり層本来の性能を発 揮し、 油井管が地盤沈下により破壊されることがない。 また、 すべり層として接 着性の樹脂を使用した場合も同様の結果である c
また、保護層を設けた油井管は広レ、温度範囲にぉレ、て異常が無く油井管運搬時、 施工、 操業時にわたって油井管の損傷を防止することができる。
さらに、 実施例 1〜の油井管は、 1年経過後の残留負摩擦力が 2 X 10 3 N/ m 2以下で、 1年経過後のスチフネス係数 S ( t ) が 10— 5〜103の範囲にある温 度範囲において使用可能であり油井管が地盤沈下により破壊される可能性は少な い c また、 10 日後のスチフネス係数 S ( t ) が 2 X 102以上の温度範囲で施工可 能である：
産業上の利用可能性
この発明により、 油井管の地盤沈下による破壊が防止できるとともに、 油井管 運搬時はもとより、 油井管埋設施工時にもすベり層および油井管本体の損傷を防 止することができる。

Claims

請 求 の 範 囲
1. 管本体の外部に有機物を主成分とするすべり層を有することを特徴とする油 井管
2. 油井管の使用温度において、 前記すベり層が、 1年経過変形した後、 残留負 摩擦力が 2 X 103 N/m 2以下となるような材料 .厚みで構成されていることを 特徴とする請求の範囲第 1項に記載の油井管
3. 油井管の使用温度において、 前記すベり層が、 1年経過変形後のスチフネス 係数 S ( t ) が l(T 5 NZm 2から 103 NZm 2の範囲内である材料からなる請求 項 1または請求の範囲第 2項に記載の油井管
4. 油井管の施工温度において、 前記すベり層が、 10 日経過変形後のスチフネ ス係数 S ( t ) が 2 X 102 NZm 2以上となるような材料 ·厚みで構成されてい ることを特徴とする請求の範囲第 1項から第 3項のいずれかに記載の油井管
5. 前記すベり層が、 アスファルトを主とした材料からなる請求の範囲第 1項か ら第 4項のいずれかに記載の油井管
6. 前記すベり層が、 ポリエチレン、 無水マレイン酸変性ポリエチレン、 ェチレ ン酢酸ビュル共重合樹脂、 無水マレイン酸変性エチレン齚酸ビニル共重合樹脂、 エチレン無水マレイン酸共重合樹脂、エチレンーァクリル酸エステル共重合樹脂、 エチレン無水マレイン酸ァクリル酸エステル共重合樹脂、 ポリプロピレン、 ボリ ブテン、 無水マレイン酸変性ポリプロピレン、 エチレン一プロピレン共重合樹脂 を主とした材料、 もしくはそれらを混合して得られた樹脂を主とした材料からな る請求の範囲第 1項から第 4項のレ、ずれかに記載の油井管
7. 管本体とすべり層との間に接着層を有することを特徴とする請求の範囲第 1 項から第 6項のいずれかに記載の油井管
8. 前記接着層が、 無水マレイン酸変性ボリエチレン、 もしくはエチレン無水マ レイン酸共重合樹脂、 もしくはエチレン無水マレイン酸ァクリル酸エステル共重 合樹脂、 無水マレイン酸変性ェチレン醉酸ビニル共重合樹脂、 無水マレイン酸変 性ボリプロピレンを主とした材料からなる請求の範囲第 7項に記載の油井管
9. すべり層の外側に保護層を有することを特徴とする請求の範囲第 1項〜第 6 項のいずれかに記載の油井管
10. すべり層の外側に保護層を有することを特徴とする請求の範囲第 7項また は第 8項に記載の油井管
11. 前記保護層が、 ポリプロピレン、 ポリブテン、 エチレン一プロピレン共重 合体を主とした材料からなる請求の範囲第 9項または第 10項に記載の油井管
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