Дослідження впливу конструктивних елементів двоопорних замкових з'єднань бурильних труб на їх напружено-деформований стан

Abstract

Під час спорудження свердловин часто спостерігаються відмови свердловинного обладнання, особливо колон бурильних труб. Найчастіше відмови колон бурильних труб відбуваються на викривлених ділянках свердловин. Ліквідація наслідків аварій, пов’язаних з відмовами елементів бурильних труб, вимагає значної витрати коштів та часу. Для підвищення терміну експлуатації колон бурильних труб за кордоном розроблено нові конструкції замкових з’єднань – двоопорні. На жаль, з доступних джерел інформації неможливо з’ясувати, завдяки чому двоопорним замковим з’єднанням може сприйматися більший (до 70%) момент згвинчування порівняно із аналогічним одноопорним, не призводячи до руйнування з’єднання. З метою дослідження напружено-деформованого стану двоопорного з’єднання у статті наведено послідовність його імітаційного моделювання та порівняння з одноопорним. Дійсно, у двоопорному з’єднані спостерігається рівномірніший розподіл напружень по впадинах витків різьби ніпеля. Це є кращим варіантом з огляду на термін їх експлуатації у свердловинах при знакозмінних циклічних навантаженнях. Також встановлено оптимальне значення величини натягу додаткового опорного торця ніпеля, відхилення від якого може призвести до руйнування з’єднання. Однак, під час використання двоопорного з’єднання слід жорстко контролювати величину натягу додаткового опорного торця ніпеля. Встановлено, що у конструкції двоопорного замкового з’єднання найнебезпечнішими зонами (порівняно із аналогічним одноопорним з’єднанням) є розвантажувальна канавка муфти та додатковий опорний торець ніпеля. З метою розвантаження цих зон запропоновано та досліджено три різні конструктивні рішення. Порівняння результатів імітаційного моделювання вказують на те, що найефективнішим конструктивним рішенням для розвантаження небезпечних зон є використання скосу додаткового опорного торця ніпеля.

During the construction of wells, there are often failures in borehole equipment, especially in drilling strings. The failures in drilling strings most often occur on distorted sections of wells. The elimination of failures in drill pipe elements requires significant cost and time. New designs of tool joints (double shoulder) have been developed abroad to increase the term of exploitation of drilling strings. However, unfortunately, it is not possible to find out from available sources of information, how a double shoulder tool joint can take up more than 70% of the make-up torque compared to a similar single shoulder connection, without causing the joint damage. Aimed at defining the strain stress state of double shoulder tool joints, the article presents a sequence of its simulation modeling and its comparison with single shoulder connection. Indeed, there is a more even distribution of stresses in a double shoulder tool joint in the cavities of the pin threads. This is the best as for the term of their exploitation in the wells with alternating cyclic stresses. Besides, the optimal tension value of the additional thrust face of the pin is set, the deviation of which can lead to the joint destruction. However, using a double shoulder tool joint, it is necessary to control strictly the tension value of the additional thrust face of the pin. It has been established that the most dangerous zones in the design of the double shoulder tool joint in comparison with the similar single shoulder connection is the stress-relief groove of the box and the additional thrust face of the pin. Therefore, in order to unload these zones, three different constructive solutions have been offered and studied. The comparison of the simulation results indicates that the most effective constructive solution for unloading dangerous zones is the use of the slope of the additional thrust face of the pin.