CC BY
111
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
УДК 622.248
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ РАЗГЕРМЕТИЗАЦИИ ЗАМКОВЫХ РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ ПРИ РОТОРНОМ БУРЕНИИ В ИСКРИВЛЕННОМ СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ
Ю.М. ГЕРЖБЕРГ*, Д.Г. БЕЛЬСКИЙ**, В.И. КИРШИН**, А.Н. ГОРБИКОВ ***
*Ухтинский государственный технический университет, г. Ухта
**ОАО «Газпром», г. Москва
***ООО «Газпром переработка», г. Ухта
mosuser@uandex.ru
Статья посвящена вопросам предупреждения аварий с бурильным инструментом при бурении скважин с экстремальным профилем (например, на месторождениях углеводородов в шельфовой зоне). Приводятся результаты расчетов предельно допустимого радиуса кривизны оси утяжеленных бурильных труб разного типоразмера.
Ключевые слова: замковое резьбовое соединение, герметичность, выносливость
YU.M. GERZHBERG, D.G. BELSKY, V.I. KIRSHIN, A.N. GORBIKOV. PREVENTION OF DEPRESSURIZATION OF THREADED TOOL JOINT OF THE DRILL STRING DURING ROTOR DRILLING IN THE DEVIATED HOLE
The paper deals with the problems that prevent failures with the drilling tool during well drilling with an extreme profile, for example, on the fields of hydrocarbons in the shelf zone. Problems of depressurization of threaded tool joints in BHA drill string bottom in the deviated hole are considered. The results of calculations of maximum permissible radius of HWDP axis deviation of heavy-weight drill pipes of different standard size are given.
Key words: threaded tool joint, tightness, fatigue
При проектировании профиля наклонно направленной скважины, в том числе участков ствола с высокой интенсивностью искривления, необходимо предупредить не только превышение допустимых нагрузок, но и возможность разгерметизации замковых резьбовых соединений (ЗРС) утяжеленных бурильных труб и забойных двигателей в результате их изгиба.
В процессе бурения и проработок ствола скважины замковые резьбовые соединения компоновки низа бурильной колонны (компоновки) подвергаются следующим видам внешних нагрузок: растяжение ниппельной части от предварительной затяжки резьбы с определенным распределением осевой нагрузки по длине ниппеля; сжатие муфтовой части как от предварительной затяжки, так и при создании нагрузки на долото; изгиб оси утяжеленных бурильных труб (УБТ) под воздействием кривизны оси скважины, нагрузки на долото и вращения бурильной колонны; переменные нагрузки, возникающие при колебании низа бурильной колонны; скручивающие усилия при передаче вращения от ротора долоту, находящемуся под нагрузкой.
В целом напряженное состояние ЗРС можно характеризовать как сложное, т.е. находящееся под воздействием как осевых, так и касательных напряжений. При этом детали подвергаются статическим и переменным напряжениям. К статическим нагрузкам относятся осевые усилия, возникающие от затяжки резьбы и нагрузки на долото. Переменные напряжения возникают, прежде всего, от изгиба оси компоновки в искривленном стволе скважины и в результате потери устойчивости, а также при колебании низа бурильной колонны в процессе работы долота.
Напряжения в ЗРС непосредственно от нагрузки на долото имеют небольшие значения, так как распределяются по большой площади сечения, и при расчетах ими можно пренебречь. Однако нагрузка на долото вызывает искривление оси компоновки и переменные напряжения изгиба. Колебания бурильной колонны в процессе бурения можно учесть путем увеличения средней величины осевой нагрузки на долото при расчете стержневой системы, которая моделирует напряженное состояние компоновки.
В табл. 1 приведены оценочные величины коэффициента динамичности нагрузки на нижнем конце компоновки, характеризующей отношение максимальной величины осевой нагрузки вследствие вибрации долота без резонансных явлений к средней величине нагрузки на долото. Эти данные получены в результате анализа ранее выполненных стендовых исследований и измерений в скважинах. Определение напряженного состояния ЗРС утяжеленных бурильных труб, условий их безаварийной работы в компоновках разного назначения при различных режимах бурения позволяют не
ЗРС по торцу для условий частичного раскрытия торца муфты в результате изгиба оси компоновки.
Пока изгибающий момент невелик, контактная поверхность муфты и ниппеля не раскрывается. В этом случае напряжения будут определяться по обычным формулам растяжения с изгибом. Наибольшее сжимающее напряжение в торце муфты определяется по формуле (1):
4 Р
— Ар
32м • а.
6 — а44) + — аВн )]
(1)
Таблица 1
Усредненная величина коэффициента динамичности Кд нагрузки на долото
+
№ пп Тип долота Диаметр долота, мм Твердость породы Величина Кд
1 Трехшарошечные 393,7 и больше От мягких до средней твердости 1,25
2 Выше средней твердости 1,50
3 От 250,8 до 311,1 От мягких до средней твердости 1,20
4 Выше средней твердости 1,40
5 От 190,5 до 215,9 От мягких до средней твердости 1,15
6 Выше средней твердости 1,30
7 Режуще -истираю щие От 250,8 до 311,1 От очень мягких до мягких 1,10
8 От 190,5 до 215,9 Средней твердости 1,15
только существенно уменьшить аварийные ситуации, в том числе поломки бурильного инструмента, но и повысить межремонтный период работы и уменьшить затраты на прокат УБТ.
Ранее в работе [1] были приведены алгоритмы расчета напряженного состояния ЗРС утяжеленных бурильных труб, забойных двигателей в условиях бурения или спуска инструмента в искривленный ствол скважины. Там же приводятся условия предотвращения их поломки в результате превышения предельно допустимых напряжений в четырех наиболее опасных сечениях: у основания ниппеля, по первой полной нитке резьбы, посередине длины резьбы, во внутренней выточке муфты. Помимо допустимых условий работы ЗРС по выносливости металла на переменные нагрузки необходимо обеспечить сохранение герметичности резьбового соединения в процессах работы бурового инструмента.
В резьбовом соединении конструктивно заложен зазор между профилями ниппеля и муфты, размер которого составляет около 0.5 мм. Поэтому при большом перепаде давления между внутренним каналом труб и затрубным пространством вероятность развития размыва ЗРС даже при наличии герметизирующей смазки достаточно велика. В связи с этим при эксплуатации компоновки герметичность ЗРС должна также обеспечиваться контактным давлением между торцами муфты и ниппеля, равным или превышающим указанный перепад давления.
Раскрытию контакта между торцами деталей ЗРС способствует как перепад давления, так и изгиб оси компоновки. На рис. 1 показана схема сечения
где Рнат - растягивающее усилие, равное предварительному натягу за вычетом нагрузки на долото и составляющей гравитационных сил нижележащей части труб;
Ар - перепад давления между каналом трубы и
затрубным пространством в зоне резьбового соединения.
Рис. 1. Сечение ЗРС по поверхности контакта торцов муфты и ниппеля при изгибе трубы.
Наибольшее растягивающее напряжение в сечении разгрузочной канавки ниппеля равно:
4^ + г 32 м • _____________________.
Ж (й1н - ¿Вн) Ж [(й6 - й44 ) + (- ]
,(2)
где ¿6 - наружный диаметр упорной поверхности ниппеля и муфты,
а4 - диаметр конусной выточки в плоскости упорного торца муфты (внутренний диаметр упорной поверхности ниппеля и муфты), акн - диаметр разгрузочной канавки ниппеля,
а ен - диаметр канала трубы (внутренний диаметр УБТ).
Контактная поверхность в нижней части трубы начнет раскрываться при условии <умуф = 0, когда
Ы достигнет значения Ы1 согласно формуле (3):
4Рнат
_ V а2 — а 4)
— п ■
• Ар | • [(а6 — а4 ) + (^и — авн )]
32ай
(3)
При М > М1 контактные плоскости ЗРС частично раскрываются до слоя у1 (рис. 2). Такие условия рассматриваются как неприемлемые.
Рис. 2. Схема раскрытия стыка замкового резьбового соединения при изгибе оси трубы.
Относительное удлинение любого слоя при радиусе кривизны оси трубы р, находящегося на
расстоянии у от оси, будет складываться из трех
частей:
Первая часть представляет собой удлинение, вызванное предварительным натяжением системы. Вторая часть 80 представляет собой удлинение
оси, пока неизвестное, получающееся вследствие искривления трубы (для муфты и ниппеля эта ве-
у
личина одна и та же). Третья часть -— (одинако-
Р
вая для муфты и ниппеля) представляет собой величину удлинения, которое получило бы волокно в результате искривления трубы, если бы длина ее оси не изменялась. Осевое напряжение пропорционально изменению длины волокна металла вдоль трубы, а величина этого изменения в зави-
симости от расстояния волокна у от оси определяется по формуле 4:
У
= 1 — У • = 1
£ нип £ нип + £ 0 • £ муф £ муф + £ 0 .
р р
(4)
Напряжения в соответствующих местах определяются по формуле 5:
^1 У ^
£ муф + £ 0
V Р/
^1 У ^
£ нип + £ 0
V Р/
, 5 ф = Е
муф
(5)
При этом величина а , может быть только
1 муф
отрицательной (сжатие) и потому в выражении для а.
муф '
у > у = Р- (£ 1муф + £0) (6)
При решении статических уравнений равнове-
сия:
/А /А
Г 5 фdF ф + Г 5 dF = 0,
І муф муф I нип нип ’
+
/А. /А.
| 5муфУ^муф + | 5нипУ^нип = —Ы
У1 Укн/
(7 а)
(7 б)
определяются наибольшее сжимающее напряжение в муфте и наибольшее растягивающее напряжение в ниппеле:
(Кмуф + Книп )(у1 - ¿г)
~ = Ее 1 ______ __________________
мУф у ( К * + К ) - V * ’
►М ^ муф нип' муф
сж. муф
(F + F )(-
V муф нип
муф
5 = Е £ 1 ф
раст.нип муф
F..
+ а-кн) 2
у1 (Куф + Кип ) — ^
муф
(8)
где Книп и 1нип - площадь и момент инерции сече* гг *
ния ниппеля относительно диаметра, Кмуф, Ьмуф и 1*муф - площадь, статический момент и момент
инерции работающего сечения муфты.
Условие герметичности на стыке (торце) ЗРС соблюдается, когда напряжение сжатия на его внешней части при максимальном изгибе не меньше перепада давления. В табл. 2 приведены некоторые результаты расчетов предельных условий работы ЗРС наиболее часто используемых типоразмеров УБТ с учетом предотвращения раскрытия стыков деталей программой ЭВМ «Ргоек_Виг_Ко1» [2]. Критерием этих предельных условий работы является радиус кривизны оси ЗРС. Как видно из этой таблицы, при использовании УБТ некоторых типоразмеров предельно допустимый радиус кри-
а
а
а
Таблица 2
Предельно допустимый радиус кривизны оси ЗРС (Rmin) для разных условий в неагрессивной среде
Наружный диаметр УБТ, мм Внутренний диаметр УБТ, мм Тип резьбы R min в начале разгерметизации стыка ниппель-муфта R min из условия прочности в сечении по основанию ниппеля R min из условия прочности по 1-й нитке резьбы ниппеля R min из условия прочности по за-резьбовой канавке муфты
1 2 3 6 7 8 9
127 57 З-102 85 100 109 68
127 64 З-102 87 105 110 66
127 51 З-101 93 98 106 56
133 51 З-102 112 102 109 67
133 64 З-108 81 108 119 73
133 71 З-108 82 113 120 70
133 51 З-101 121 91 106 55
133 57 З-101 122 94 107 54
133 64 З-101 123 103 108 53
146 71 З-118 107 113 131 81
146 51 З-117 112 114 128 75
146 57 З-117 113 114 128 74
146 64 З-117 114 114 129 73
165 51 З-122 180 119 137 85
165 89 3-133 108 158 155 98
165 57 3-117 214 117 128 69
165 71 3-117 216 121 129 68
165 76 3-117 218 124 130 67
178 57 3-133 166 165 157 102
178 64 3-133 167 167 158 101
178 71 3-133 168 167 158 100
178 57 3-140 122 168 165 96
178 71 3-140 124 172 166 94
178 76 3-140 124 175 166 94
178 83 3-140 126 179 167 92
197 71 3-149 163 164 180 101
197 71 3-152 149 168 185 123
197 83 3-152 150 172 186 122
197 89 3-152 151 174 186 120
203 71 3-152 177 177 185 121
203 89 3-152 179 180 186 118
229 89 3-177 194 219 221 136
229 95 3-177 195 220 222 135
229 89 3-171 223 223 214 145
229 95 3-171 224 225 214 144
251 71 3-185 286 209 233 136
251 83 3-185 287 211 233 135
251 89 3-177 324 198 221 129
251 95 3-177 325 199 221 129
визны оси труб (ПДРК) по условиям обеспечения герметичности заметно больше ПДРК по условиям обеспечения их прочности.
В условиях работы в скважине кривизна оси компоновок низа бурильной колонны больше кривизны оси скважины. Причем для долот диаметром 393,7-490,0 мм это превышение составляет 3540%, для долот диаметром 244,1-311,1 мм - 2035%, для долот 190,5-215,9 мм - 18-22%. Поэтому при выборе типоразмеров резьбовых соединений в условиях большой кривизны оси скважины и форсированных режимах бурения в соответствующем участке скважины необходимо осуществлять расчет напряженно-деформированного состояния компоновки в конкретных условиях работы.
Изгиб оси компоновки определяется режимом бурения (нагрузкой на долото, частотой вращения бурильной колонны), геометрией ограничивающего пространства (трасса призабойной части скважины и ее сечение), конструкцией (составом) компоновки низа бурильной колонны, в том числе диаметром и расположением центраторов. Программный расчет
компоновок с учетом вышеуказанных факторов позволяет не только определить условия безопасного бурения по кривизне оси скважины, обосновать минимальный радиус кривизны оси скважины, выбрать подходящий типоразмер УБТ, но и рассчитать расположение центраторов, которое обеспечит минимизацию изгиба оси компоновки при форсированных режимах бурения и, в целом, увеличит межремонтный период резьбовых соединений.
Литература
1. Гержберг Ю.М., Чарков ВД, Киршин В.И. Методика расчета резьбовых соединений утяжеленных бурильных труб и забойных двигателей // «Инженер-нефтяник». 2009. №4. С. 13-17.
2. Гержберг Ю.М., Чарков ВД. Программный комплекс для проектирования оптимального состава бурильной колонны (Ргоек^Виг^КЫ). Федер. служба по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам. М., 2006. № 2006610570.
Статья поступила в редакцию 13.07.2012.
