На правах рукописи

ФЕДОРОВА НАТАЛЬЯ ГРИГОРЬЕВНА

РАЗРАБОТКА РАСЧЕТНО-МЕТОДИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА

ДЛЯ МОНИТОРИНГА НЕСУЩЕЙ СПОСОБНОСТИ

ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Специальность 25.00.15 – Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Ставрополь - 2007

Работа выполнена в открытом акционерном обществе «Северо-Кавказский научноисследовательский проектный институт природных газов» ОАО «Газпром»

доктор технических наук, профессор,

Научный консультант заслуженный деятель науки РФ, академик РАЕН и АГН РФ Тагиров Курбан Магомедович.

доктор технических наук

Официальные оппоненты:

Гноевых Александр Николаевич;

доктор технических наук, профессор Пенкин Николай Семенович;

доктор технических наук, профессор, заслуженный деятель науки РФ Проселков Юрий Михайлович.

Ведущая организация: Филиал «Астраханьбургаз».

Защита состоится 01 марта 2007 г. в 1000 часов на заседании диссертационного совета Д 212.245.02 при Северо-Кавказском государственном техническом университете по адресу:

355029, г. Ставрополь, пр-кт Кулакова, д. 2.

Факс: (8652) 94-60- e-mail: [email protected]

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке СевКавГТУ.

Автореферат разослан «» января 2007 г.

Ученый секретарь диссертационного совета канд. техн. наук, доцент Ю.А. Пуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Несущая способность крепи, основными элементами которой являются обсадные колонны, способна определять возможность продолжения углубления или эксплуатации скважин. Прочностные параметры труб, составляющих компоновки обсадных колонн, рассчитывают по нормативному документу*. Несмотря на то, что рассматриваются нагрузки, действующие на трубы от момента спуска колонны до окончания эксплуатации скважины, объектом расчета является новая обсадная труба.

Однако в процессе эксплуатации колонны повреждаются и их номинальные прочностные параметры снижаются.

Техническое состояние обсадных колонн контролируется специальными геофизическими методами и средствами, в результате чего устанавливаются конфигурация поперечных сечений труб, остаточная толщина их стенки, наличие повреждений на внутренней поверхности и т.д.

При этом решается часть задачи мониторинга, как системы наблюдения за несущей способностью обсадных колонн, т.к. выявляются изменения, происшедшие в геометрии труб, но отсутствует контроль их прочностных параметров.

Априори, снижение несущей способности конструкции не есть линейная функция изменения ее геометрии.

Поэтому разработка комплекса методик расчета на прочность обсадных колонн по данным их дефектоскопии – актуальна, направлена на создание методического обеспечения для мониторинга несущей способности обсадных колонн и решение задачи, имеющей важное народнохозяйственное значение: повышение безопасности строительства и эксплуатации опасных производственных объектов, к категории которых относятся скважины (газовые, газоконденсатные, нефтяные). Объектом исследований при разработке методик расчета является поврежденная обсадная труба.

* Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин [Текст]: взамен РД 39-7/1-0001-89: утв. 18.09.96: ввод. в действие с 01.07.97. – М.: ВНИИГАЗ, 1997.-194 с.

Несущая способность обсадных колонн, том числе, поврежденных или работающих в особых условиях нагружения исследовалась теоретически и экспериментально многими авторами (В. И. Антипов, И. И Андрианов., А. А. Гайворонский, Т.

Е. Еременко, Ю. А. Еремеев, Л. Б. Измайлов, М. Л. Кисельман, А. А., Леонов М. Я.

Мамедов, Д. Ю. Мочернюк, Ю. А. Песляк, Ю. М. Проселков, Саркисов Г. М., Г. А. Стрелец, С. П. Тимошенко, Н. И. Ягубов и др.). Но можно утверждать, что до разработки программных комплексов прочностного анализа конструкций, возможности исследователей в области изучения несущей способности поврежденных труб с учетом реальной геометрии дефектов были ограничены сложностью аналитического и стоимостью экспериментального способов решения задачи.

Использование программного обеспечения (основанного на методе конечных элементов) позволяет исследовать напряженно-деформированное состояние поврежденных труб на их конечно-элементных моделях. При этом геометрия модели соответствует геометрии изучаемого объекта. Таким образом, исследование несущей способности обсадных труб может выполняться с учетом реальной геометрии повреждений их внутренней (и наружной) поверхности, конфигурации профиля поперечного сечения, а также при различных сочетаниях и взаимном расположении дефектов, что ранее не изучалось.

Целью работы является повышение безопасности и эффективности строительства и эксплуатации скважин за счет разработки комплекса методик расчетов на прочность поврежденных обсадных колонн для мониторинга их несущей способности, позволяющего рационально использовать прочностной запас колонн и предупреждать аварийные ситуации, связанные с несоответствием эксплуатационных нагрузок фактической прочности конструкций.

Основные задачи

.

1 Разработка методик и инструкций по расчету на прочность обсадных труб, имеющих повреждения, относящиеся к категории типичных для промежуточных и эксплуатационных колонн. К ним относятся:

- деформация поперечного сечения;

- повреждения внутренней поверхности:

1) желобообразный износ (за счет трения замковых соединений бурильной колонны);

2) порезы (вооружением бурового инструмента);

3) общий коррозионный износ;

- сочетание указанных механических повреждений;

- сочетание механических повреждений с общим коррозионным износом.

2 Разработка и обоснование расчетных схем обсадных труб, учитывающих реальную геометрию повреждений.

3 Рассмотрение дефектов как концентраторов напряжений и выполнение исследований напряженно-деформированного состояния поврежденных труб методом конечных элементов.

4 Получение математической модели несущей способности обсадных труб с общим коррозионным повреждением внутренней поверхности, работающих на избыточное внутреннее давление.

5 Обеспечение достоверности результатов расчетов и простоты пользования инструктивным материалом.

6. Получение выражений для расчета коэффициентов снижения несущей способности поврежденных обсадных труб к наружному и внутреннему давлениям (при ограничении размеров повреждений по толщине стенки). Выражения должны быть индивидуальны для каждого вида повреждений, а также отражать функциональную зависимость несущей способности труб от толщины их стенки и характерного размера дефекта.

7 Разработка способа прогнозирования остаточного ресурса обсадных колонн с общим коррозионным износом внутренней поверхности с использованием полученных выражений для расчета коэффициентов снижения несущей способности.

Методы исследования.

Исследования напряженно-деформированного состояния поврежденных обсадных труб выполнены методом конечных элементов и аналитически с использованием моментной теории осесимметричных цилиндрических оболочек.

Достоверность и обоснованность. Достоверность разработанных методик подтверждалась соответствием результатов расчетов имеющимся в литературе экспериментальным данным, а также результатами апробации методик на предприятиях отрасли.

Научная новизна работы:

1 Впервые получен комплекс методик, позволяющих рассчитать параметры остаточной прочности обсадных колонн по данным их дефектоскопии.

2 Дефекты обсадных труб рассмотрены как геометрические концентраторы напряжений.

3 Расчеты и исследования напряженно-деформированного состояния поврежденных труб выполнены с использованием профессионального комплекса прочностного анализа конструкций, основанного на методе конечных элементов («Базис+»

с пре- и постпроцессором «Гном», разработка МАДИ).

4 Установлены особенности, вносимые в напряженно-деформированное состояние труб каждым видом повреждения.

Существующая классификация дефектов дополнена новым содержанием, отражающим особенности влияния каждого из рассмотренных повреждений на несущую способность труб к наружному и внутреннему давлениям.

5 Получена математическая модель несущей способности обсадных труб с общим коррозионным повреждением внутренней поверхности, работающих на избыточное внутреннее давление.

6 Впервые получены выражения для расчета коэффициентов снижения несущей способности обсадных труб (диаметром от 114,1 до 323,9 мм) к наружному и внутреннему давлениям при рассмотренных видах повреждений.

7 Впервые предложен способ прогнозирования остаточного ресурса обсадных колонн, имеющих общий коррозионный износ внутренней поверхности, с использованием выражений, полученных для расчета коэффициентов снижения их несущей способности к внутреннему давлению.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

Разработанные методики использовались при расчете параметров остаточной прочности:

- деформированных (в зонах залегания текучих соляных пород) интервалов промежуточных колонн скважин Астраханского региона (Девонская № 2, Девонская № 3, Прибрежная № 1 ф «Астраханьбургаз» и т.д.);

- поврежденных промежуточных колонн скважин № 7 СГ Ен-Яхинской площади, № 1 Г Восточная Ачи-Су;

- эксплуатационных колонн скважин Канчуринского ПХГ ООО «Баштрансгаз», находившихся в эксплуатации более тридцати лет (при его переводе на повышенное давление нагнетания);

- эксплуатационных колонн более 180-ти скважин ПХГ ОАО «Газпром» (ООО «Кавказтрансгаз», ООО «Югтрансгаз», ООО «Оренбурггазпром» и др.) при экспертизе их промышленной безопасности;

- методики расчета параметров остаточной прочности обсадных труб, имеющих деформированное поперечное сечение или желобообразную выработку на внутренней поверхности, вошли составными частями в ВРД 39-1.9-048-2001 «Инструкция по расчету обсадных колонн на особые условия эксплуатации» (Инструкция по расчету обсадных колонн на особые условия эксплуатации [Текст]: ВРД 39-1.9утв. Членом правления ОАО «Газпром» Б. А. Никитиным 26.07.2001: ввод в действие с 05.12.2001.- М.: ИРЦ Газпром, 2001. - 42 с.).

Личный творческий вклад автора. Методики расчета поврежденных обсадных труб разрабатывались в рамках научно-исследовательских договоров с ОАО «Газпром» в период с 1998 по 2003 годы, по которым автор являлся ответственным исполнителем (в 2002 году соруководителем темы). Автором обосновывались и создавались расчетные схемы и конечно-элементные модели поврежденных труб; выполнялись расчетные работы, связанные с получением алгоритмов вычисления коэффициентов снижения несущей способности, и массивов данных их дискретных значений; обрабатывались и анализировались полученные результаты, а также были написаны отчеты о проделанной научно-исследовательской работе.

Предложенный способ прогнозирования ресурса обсадных труб с общим коррозионным повреждением внутренней поверхности является идеей автора.

Основные защищаемые положения:

1 Комплекс методик по расчету параметров остаточной прочности обсадных колонн по данным их дефектоскопии.

2 Результаты исследований напряженно-деформированных состояний поврежденных обсадных труб методом конечных элементов.

3 Выражения, полученные для расчета коэффициентов снижения несущей способности поврежденных обсадных труб.

4 Математическая модель несущей способности обсадных труб с общим коррозионным повреждением внутренней поверхности к внутреннему давлению.

5 Способ прогнозирования остаточного ресурса обсадных колонн (работающих на избыточное внутреннее давление), имеющих общий коррозионный износ внутренней поверхности, с использованием выражений, полученных для расчета коэффициентов снижения несущей способности.

Апробация работы. Результаты, полученные при разработке методик расчета на прочность поврежденных обсадных колонн, оформлялись в виде отчетов о НИР и защищались на заседаниях ученого совета ОАО «СевКавНИПИгаз» (с 1998 по годы); результаты исследований напряженно-деформированного состояния поврежденных обсадных труб и расчетов коэффициентов концентрации напряжений докладывались на 17-ой международной конференции «Методы граничных и конечных элементов в механике деформируемых тел и конструкций» (22-25 июня 1999 г., г.

С.-Петербург), на 18-ой международной конференции «Математическое моделирование в механике сплошных сред на основе методов граничных и конечных элементов» (16-20 мая 2000 г., г. С.- Петербург), на Научно-техническом совете ОАО «Газпром» «Совершенствование технологии крепления скважин» (г. Тюмень, 17-20 сентября 2001 г.); на Научно-техническом совете ОАО «Газпром» «Результаты и пути повышения эффективности использования передовых технологий при строительстве скважин» (9-13 сентября 2002 г., г. Ставрополь) на международной научно-практической конференции «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ» (22-26 сентября 2003 г., г. Кисловодск); способ прогнозирования остаточного ресурса обсадных колонн с общим коррозионным повреждением внутренней поверхности по характеристике их несущей способности докладывался на 3-ем межотраслевом семинаре «Прочность и надежность нефтегазового оборудования (18-20 ноября 2003 г., г. Москва; организованным Инженерным центром прочности, надежности и ресурса оборудования атомной энергетики, дочерним предприятие ФГУП НИКИЭТ); о результатах расчетов параметров остаточной прочности обсадных колонн докладывалось на международной научнопрактической конференции «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин» (20-25 сентября 2004 г., г. Кисловодск); результаты применения методик расчета поврежденных обсадных колонн при технической диагностике скважин ПХГ докладывались на международной научно-практической конференции «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти» (24-28 октября 2005 г., г. Кисловодск).

Кроме того, все методики, доработанные до уровня инструкций по расчету параметров остаточной прочности обсадных колонн, рассылались научным и производственным предприятиям отрасли на научную экспертизу, отзывы и замечания.

Инструкции сопровождались дополнительным материалом для специалистов, в котором подробно излагались принятые допущения, полученные результаты расчетов и способы их обработки.

Публикации. К расчетам обсадных колонн относятся 29 публикаций, в том числе ведомственный руководящий документ, всего публикаций 48.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, девяти глав, трех приложений и списка литературы. Работа изложена на 388 страницах машинописного текста, включает 182 таблицы и 183 рисунка.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность и научно-практическое значение работы, сформулированы ее цель и научная новизна, определены основные задачи и изложены общие положения и принципы, принятые при разработке методик расчета поврежденных обсадных колонн. К ним относятся: простота пользования, достоверность результатов расчетов и подготовка методик к принудительному использованию.

Эти положения реализованы в работе следующим образом.

Параметрами остаточной прочности, определяемыми в результате расчета, являются величины избыточных наружного Р'кр и внутреннего Р'т давлений, при которых максимальные напряжения в поврежденных трубах равны пределу текучести материала. Наиболее просто их определить, если известны коэффициенты (соответствующие виду и размерам дефектов), устанавливающие снижение несущей способности поврежденных труб к наружному К1 и внутреннему К2 давлениям. В таком случае фактические значения предельных давлений для поврежденных труб рассчитываются как произведение их номинальных прочностных характеристик Ркр и Рт и коэффициентов К1 и К2.

По сути, коэффициенты К1 и К2 являются эффективными коэффициентами концентрации напряжений, которые при напряжениях, постоянных во времени показывают, во сколько раз наличие концентратора снижает несущую способность конструкции (С. Д. Пономарев и др.). Сохраняя логику определения, коэффициенты К1 и К2 названы коэффициентами снижения несущей способности.

Определение выражений для расчета коэффициентов снижения несущей способности являлось конечной целью при разработке всех методик расчета на прочность поврежденных обсадных труб.

Достоверность результатов расчета проверялась сравнением расчетных величин параметров несущей способности поврежденных труб с соответствующими экспериментальными данными (если такие имелись в отрасли), а также по результатам апробации методик на предприятиях отрасли.

Принудительный характер выполнения расчетов реализуется, если методики имеют статус нормативного документа. С этой целью все разработанные методики были доработаны до уровня инструктивного материала и подготовлены к изданию, т.е. прошли необходимую процедуру рецензирования и апробации в ведущих научных и производственных предприятиях отрасли.

Получение методик включало два этапа. На первом разрабатывалась и обосновывалась расчетная схема поврежденного объекта, выполнялись исследования его напряженно-деформированного состояния, и определялся алгоритм расчета коэффициентов снижения несущей способности. При этом устанавливались особенности влияния каждого повреждения на несущую способность обсадных труб.

На втором этапе по полученному алгоритму рассчитывались дискретные значения коэффициентов снижения несущей способности обсадных труб основного типоразмера (применяемого в отрасли) при увеличении размеров повреждений. Размеры повреждений, приводящих к уменьшению толщины стенки, варьировались в диапазоне, исключающем ее уменьшение до нуля. Размер повреждений меньше 0, мм не рассматривался в виду отсутствия целесообразности. Полученные массивы данных обрабатывались с использованием стандартной программы Microsoft Excel.

По результатам обработки статистических данных была определена форма результирующих выражений для расчета коэффициентов снижения несущей способности К1,2. В безразмерной форме оно имеет вид где 0 = / Д и u0 = u / = u/(Д·0) – безразмерные толщина стенки и размер повреждения соответственно; – толщина стенки трубы, мм; Д – ее наружный диаметр, мм, u – размер повреждения, мм). А, В С, F – безразмерные коэффициенты, зависящие, главным образом, от диаметра труб Д.

Учитывая, что результаты геофизических исследований технического состояния колонн содержат размерные данные о диаметре труб, толщине стенки и величине повреждений, формула (1) преобразована для применения размерных величин и u (мм), в результате чего она принимает вид где Из (3) видно, что коэффициенты а, с и в формуле (2) будут размерными, а именно [а] = 1/мм; [с] = 1/мм2; [] = 1/мм.

Для каждого диаметра труб и вида повреждения установлены индивидуальные выражения для расчета коэффициентов снижения несущей способности конструкций к наружному и внутреннему давлениям в функции номинальной толщины стенки (труб) и характерного размера повреждения. Этот этап являлся стандартной операцией и подробно рассмотрен только во второй главе.

Формулы, полученные для расчета коэффициентов снижения несущей способности труб, имеющих повреждения, приводящие к уменьшению толщины их стенки, имеют область применимости. Для труб, имеющих отношение /Д 0, они справедливы при 0,5 мм u 0,7· мм; для труб с отношением /Д > 0, допустимый диапазон u определяется неравенством 0,5 мм u 0,8·. Ограничение снизу связано с незначительностью размеров повреждения, а сверху - с целью недопущения аварийной ситуации.

Выражения, полученные для расчета коэффициентов К1,2, являются новыми характеристиками поврежденных труб. Эти формулы используются для прогнозирования остаточного ресурса обсадных колонн, имеющих общий коррозионный износ внутренней поверхности и работающих на избыточное внутреннее давление.

Коэффициенты снижения несущей способности рассчитывались как величины обратно пропорциональные значениям теоретических коэффициентов концентрации упругих напряжений.

Жесткость оценки обосновывалась тем, что объектами расчетов являлись поврежденные в процессе эксплуатации конструкции, пластичные свойства металла которых имеют тенденцию к деградации.

Теоретические коэффициенты концентрации упругих напряжений рассчитывались как отношение максимальных эквивалентных напряжений, возникающих в конечно-элементных моделях поврежденных труб, к максимальным эквивалентным напряжениям, рассчитанным на конечно-элементных моделях новых труб (с учетом нормативного значения овальности). Понятно, что сравнивались напряжения, рассчитанные на моделях труб одного типоразмера при одних и тех же величинах наружного и внутреннего давлений.

В качестве нагрузок использовались Ркр и Рт - величины наружного и внутреннего давлений соответственно, при которых максимальные напряжения в новых трубах рассматриваемого типоразмера, равны пределу текучести материала.

Для труб, имеющих локальные повреждения, расчет теоретических коэффициентов концентрации напряжений выполнялся с учетом вида напряженного состояния, возникающего в зоне дефекта, что снижало консервативность принятого критерия.

Исследование напряженно-деформированного состояния обсадных труб на конечно-элементных моделях имело целью установление особенностей, вызываемых повреждениями, а также определение зон, эквивалентные напряжения в которых должны использоваться для расчета коэффициентов концентрации напряжений.

В этом заключалось получение алгоритмов расчетов последних.

Расчеты выполнялись в пределах теории упругости, конечный элемент, используемый при расчетах, – объемный. Построение конечно-элементных моделей выполнялось с учетом симметрии конструкций и видов их нагружения.

В первой главе кратко освещены проблемы расчета на прочность оболочек, имеющих произвольную конфигурацию поперечного сечения, и показана рациональность применения для расчетов метода конечных элементов. Рассмотрено аналитическое решение, полученное (В. В. Новожилов) для замкнутой цилиндрической оболочки (трубы), имеющей произвольное поперечное сечение (но являющееся правильным овалом) и находящейся под действием равномерного внутреннего давления. Края оболочки свободно оперты. Решение ищется в форме рядов Фурье. Соответственно в ряды по дуге поперечного сечения раскладываются нагрузка, безразмерный радиус кривизны поперечного сечения и его обратная величина 1/, задающие форму оболочки. Отмечается, что если сечение оболочки образовано из четырех дуг окружностей, то безразмерные функции и 1/, являются изменяющимися по ступенчатому закону и прерывными, в виду чего ряды (по которым они раскладываются) являются медленного сходящимися. Более того, они не допускают почленного дифференцирования и поэтому, как указывает В. В. Новожилов, математическая законность решения не соблюдается. Строго говоря, решать задачу в этом случае необходимо другим методом. А именно, представляя оболочку в виде сочлененных цилиндрических пластин, решения для которых строятся совместно с граничными условиями непрерывности деформации в местах сопряжения. Отсюда видно, что аналитический расчет оболочек, имеющих повреждения внутренней поверхности, является чрезвычайно сложной задачей.

Поэтому рациональным представляется применение к решению поставленной задачи метода конечных элементов с соответствующим программным обеспечением. Сущность метода заключается в том, что благодаря достаточно большому количеству однообразных подобластей, на которые разбивается объект исследования, удается применить однотипные аппроксимирующие функции внутри каждой из них.

Для искомой функции, описывающей непрерывную деформацию трубы, допускаются конечные скачки ее производных на границах подобластей. Это позволяет исследовать напряженно-деформированное состояние труб с конфигурацией поперечного сечения, отвечающей распространенным в практике видам повреждений. Подчеркнем, что выполняемые на конечно-элементных моделях расчеты при этом проводятся с соблюдением полного геометрического подобия модели и натуры.

Во второй главе приводятся результаты исследований напряженнодеформированного состояния обсадных труб, имеющих дефекты формы. Это повреждения, глобально изменяющие конфигурацию поперечного сечения и в равной степени опасные для обсадных труб, работающих как на избыточное наружное, так и внутреннее давления. Типичными из них являются овальность поперечного сечения и желобообразная выработка на внутренней поверхности замковыми соединениями бурильных труб.

В первом разделе второй главы приводятся результаты исследований методом конечных элементов напряженно-деформированного состояния (новых) обсадных труб, имеющих нормативную овальность, и поврежденных, поперечное сечение которых деформировано. При получении расчетной схемы использовался известный факт, что доминирующее влияние на несущую способность труб, поперечное сечение которых имеет овальность и разностенность в рамках допусков на изготовление, оказывает овальность (Ю. А. Песляк). Поэтому при построении конечноэлементных моделей обсадных труб разностенностью их поперечных сечений пренебрегалось.

Поперечное сечение поврежденных труб при расчетах представлялось правильным овалом, наличие за трубами цементного камня не учитывалось.

Исследования выполнялись на конечно-элементных моделях трубы диаметром 244,5 мм с толщиной стенки 12 мм. Нормативное значение овальности поперечного сечения характеризуется величиной радиального отклонения u, его нормативное значение для данных труб (исполнение А) равно 0,458 мм; для деформированных труб радиальное отклонение принималось равным 3 мм. Модели нагружались наружным давлением Ркр = 23,4 МПа и внутренним - Рт = 32,5 МПа (сталь группы прочности Д).

Характерным для напряженного состояния трубы с номинальным значением овальности является следующее. На наружном и внутреннем контурах ее сечения (по малой и большой осям соответственно) возникают две неярко выраженные зоны концентрации напряжений. Максимум напряжений при обоих видах избыточного давления расположен на внутренней поверхности трубы в зоне большой оси эллипса. Распределение напряжений по поперечному сечению трубы дает основание полагать, что в зонах повышенных напряжений металл испытывает поддержку соседних, менее нагруженных слоев.

Напряжения в зоне концентрации напряжений, расположенной на внутренней поверхности трубы, являются номинальными, относительно которых рассчитывались коэффициенты снижения ее несущей способности при наличии (всех рассмотренных) повреждений. Номинальные эквивалентные напряжения рассчитаны для типоразмерного ряда обсадных труб, характерного для промежуточных и эксплуатационных колонн газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.

Особенности напряженно-деформированного состояния труб, имеющих значительные деформации поперечного сечения, иллюстрируются рисунками 1 и 2, на которых деформированное состояние трубы, изображено на фоне недеформированного, масштаб перемещений для наглядности увеличен в 5 раз, нагрузка не визуализируется. Графики, приведенные в верхней части рисунков, иллюстрируют распределение эквивалентных напряжений по наружной поверхности четверти поперечного сечения модели, нижние – по внутренней. Направление обхода элементов при построении графиков от горизонтальной оси сечения – к вертикальной.

Особенности поведения труб, имеющих значительные деформации поперечного сечения, заключаются в следующем. Усиливается неоднородность напряженного состояния конструкции. Существует тенденция к деформированию поперечноДн = 244,5 мм; = 12 мм; Рн= 24,3 МПа; u = 3 мм Рисунок 1 - Напряженно-деформированное состояние поврежденной трубы, возникающее под действием наружного давления Рисунок 2 Напряженно-деформированное состояние поврежденной трубы, возникающее под действием внутреннего давления го сечения с изгибом. Максимум напряжений перемещается с большой оси сечения на малую, и с внутренней на наружную поверхность труб. Максимальные эквивалентные напряжения, возникающие в зоне концентрации напряжений, расположенной на наружной поверхности (по малой оси деформированного сечения) труб, использовались для расчета коэффициентов снижения их несущей способности.

Установлено, что значительные деформации поперечных сечений снижают несущую способность труб практически в равной степени к наружному и внутреннему давлениям.

Имеется особенность деформирования поврежденных труб под нагрузкой.

Под действием наружного давления их поперечное сечение плющится относительно большой (горизонтальной) оси, под действием внутреннего давления – относительно малой (вертикальной).

Следовательно, «выправить» деформированное поперечное сечение труб внутренним давлением, не удастся.

Этот вывод качественно согласуется с результатами, полученными для тонкостенных оболочек вращения, имеющих овальное поперечное сечение, представленное как плавное сопряжение дуг окружностей различных радиусов (В. В. Новожилов). Было получено, что под действием внутреннего давления поперечное сечение деформируется с изгибом, отступает от формы овала и приближается по очертаниям к криволинейному четырехугольнику. Автор отмечает, что полученная кривая (деформированного поперечного сечения оболочки) долгое время казалась неправдоподобной. Представлялось естественным, что внутреннее давление должно вызывать стремление поперечного сечения оболочки уменьшить свой эксцентриситет. И что это наблюдалось бы при условии, что радиус кривизны овала являлся плавной функцией его дуги. Результаты выполненных позже опытов подтвердили не только качественно, но и количественно предсказания теории о деформированном состоянии оболочки с овальным поперечным сечением.

Превышение эксплуатационными нагрузками допускаемых для поврежденных труб величин давлений (как наружного, так и внутреннего) опасно. При этом возможно наступление процесса их непрерывного деформирования (при постоянной нагрузке). Происходить это может по следующей схеме. Если давление превысит допускаемое значение, напряжения превысят предел текучести материала и произойдет увеличение овальности трубы, это приведет к снижению ее несущей способности, последующему увеличению овальности, дальнейшему снижению несущей способности и т.д.

На конечно-элементных моделях труб диаметром от 139,7 до 323,9 мм рассчитаны (при каждой толщине их стенки и нарастающих значениях радиального отклонения поперечного сечения) дискретные значения коэффициентов снижения несущей способности к наружному К1 и внутреннему К2 давлениям. Затем полученные массивы данных обрабатывались при помощи стандартной программы Miсrosoft Excel с целью получения аппроксимирующих зависимостей К1 и К2 от толщины стенки и размера радиального отклонения сечения. В качестве аппроксимирующей зависимости выбиралась экспонента как функция, соответствующая физической сущности рассматриваемого явления. В результате для коэффициентов К1 и К2 были найдены индивидуальные для каждого диаметра труб выражения. Например, для труб диаметром 244,5 мм они имеют вид К1 = (0,0172 + 0,8144) ехр ((0,011 - 0,3412) u), Обобщающие формулы для расчета коэффициентов К1 и К2 в безразмерной форме имеют вид (1). Для расчета коэффициентов А, В, С и F в формуле (1) по результатам статистической обработки массива экспериментальных данных были найдены непрерывные кусочно-линейные аппроксимирующие функции, однотипно рассчитывающиеся для коэффициентов K 1 и K 2 по формуле где ai и bi (i= 1, 2,, 6) в зависимости от смысла Y (Y = A, Y = B, Y = C или Y = F) находят из соответствующих столбцов таблиц 1 и 2 (для коэффициента К1 и К2 соответственно).

Таблица 1 – Значения ai и bi для вычисления коэффициентов А, В, С, F в формуле для расчета K Таблица 2 – Значения ai и bi для вычисления коэффициентов А, В, С, F в формуле для расчета K Отметим, что, несмотря на громоздкость расчета коэффициентов снижения несущей способности по обобщающим выражениям, их получение необходимо для разработки программного продукта по расчету параметров остаточной прочности поврежденных обсадных колонн.

Во втором разделе второй главы приводятся результаты исследований несущей способности обсадных труб, имеющих на внутренней поверхности желобообразную выработку. Желобообразная выработка является типичным повреждением внутренней поверхности промежуточных колонн наклонно направленных, глубоких вертикальных скважин, встречается этот вид повреждения и у эксплуатационных колонн скважин старого фонда. Чаще всего она образуется при роторном способе бурения за счет трения замковых соединений бурильных труб о внутреннюю поверхность обсадных. Было установлено, что профиль желоба практически повторяет конфигурацию внедряемой части бурильного замка (М.Л. Кисельман). Этот факт использовался при построении конечно-элементных моделей поврежденных труб.

Расчетная схема обсадных труб с желобообразной выработкой на внутренней поверхности получена при следующих допущениях. Пренебрегалось наличием за трубами цементного камня, а также номинальными значениями овальности и разностенности поперечного сечения ввиду преобладающего влияния изменений, вносимых в его конфигурацию повреждением.

Влияние желобообразной выработки на напряженно-деформированное состояние конструкции, исследовалось на конечно-элементной модели трубы (марка стали С-90) диаметром 177,8 мм с толщиной стенки 11,51 мм, находящейся под действием избыточных наружного Ркр = 67,0 МПа и внутреннего Рт = 74,1 МПа давлений. Диаметр замковых соединений бурильных труб был принят равным 118 мм, глубина повреждения u = 4,51 мм.

В зоне повреждения размеры конечных элементов не измельчались ввиду обширности повреждений и плавности его контурных линий.

Результаты расчетов иллюстрируются рисунками 3 и 4, где деформированное состояние трубы изображено на фоне недеформированного (масштаб перемещений для наглядности увеличен в 10 раз). Графики, построенные для половины поперечного сечения, демонстрируют распределение эквивалентных напряжений по наружной (верхний) и внутренней (нижний) поверхностям труб. Направление обхода элементов при построении графиков – слева направо, начиная от элемента, расположенного на горизонтальной оси противоположно желобу. Из графиков видно, что максимальные эквивалентные напряжения возникают на внутренней поверхности желоба. Особенности, вносимые повреждением в напряженно-деформированное состояние трубы, заключаются в следующем. Повреждение является ярко выраженным концентратором напряжений. При любом виде избыточного давления максимум напряжений расположен в центре выработки на внутренней поверхности труб.

Под действием наружного давления поперечное сечение трубы плющится относительно оси, проходящей через центр повреждения, и приобретает форму неправильного овала.

Рисунок 3 - Напряженно-деформированное состояние поврежденной трубы, возникающее под действием наружного давления Рисунок 4 - Напряженно-деформированное состояние поврежденной трубы, возникающее под действием внутреннего давления В зоне желоба поперечное сечение как бы выпучивается наружу. Анализ напряженного состояния поврежденной трубы позволяет сделать выводы, что зона повреждения имеет тенденцию к деформированию с изгибом и что в центральной части желоба возможно образование трещины. Причем, зарождаться трещина будет на наружной поверхности трубы. Отметим, что полученная картина деформированного состояния, полностью согласуется с установленной экспериментально (М. Л. Кисельман).

Под действием внутреннего давления поперечное сечение трубы также приобретает форму неправильного овала, но при этом его большая ось перпендикулярна оси, проходящей через центр выработки. В зоне желоба деформации максимальны и направлены внутрь сечения трубы. Полученная картина деформированного состояния сечения подтверждается возникающим при этом напряженным состоянием. Волокна материала, расположенные на наружной поверхности трубы (ответной зоне повреждения), испытывают напряжения сжатия, а расположенные на внутренней растяжения.

Характер напряженно-деформированного состояния свидетельствует о том, что под действием внутреннего давления разрушение поврежденных труб начнется с внутренней поверхности центральной части желоба, причем трубы будут сминаться с пластическими деформациями центральной части желоба, направленными внутрь поперечного сечения.

Проведенные исследования показывают, что при действии любого вида избыточного давления максимальные эквивалентные напряжения возникают на внутренней поверхности трубы в центре желобообразной выработки.

В соответствии с этим коэффициенты снижения несущей способности труб с данным видом повреждения определялись как отношение максимальных эквивалентных напряжений, рассчитанных для неповрежденных труб (с учетом номинальной овальности), к максимальным эквивалентным, возникающим на их внутренней поверхности в центре желобообразной выработки.

Результаты расчетов сравнивались с имеющимися в отрасли экспериментальными данными. Отношение разрушающих наружных давлений, полученных при испытании патрубков диаметром 168,3 мм с расточенной желобообразной выработкой на внутренней поверхности (М. Л. Кисельман), к расчетным значениям наружных давлений (при которых максимальные напряжения были равны пределу текучести материала) составляло от 1,41 до 2,22. В среднем - 1,82. Можно сказать, что в данном случае получено оптимальное соотношение между разрушающими и предельно допускаемыми нагрузками.

Выполненные исследования напряженно-деформированного состояния поврежденных труб позволили сделать вывод, что желообообразная выработка снижает их несущую способность к любому виду избыточного давления.

Величина максимальных напряжений, возникающих в зоне повреждения, зависит от радиуса выработки. При меньшем радиусе напряжения выше.

Для труб с желобообразной выработкой на внутренней поверхности (так же, как и для труб, имеющих деформированное поперечное сечение) существует реальная опасность их непрерывного деформирования постоянной нагрузкой, если ее величина превышает допускаемое значение. В этом случае поперечное сечение труб может получить пластическую деформацию, т.е. появится новый дефект - «овальность». Труба будет работать при сочетании двух видов повреждений: овальности поперечного сечения и желобообразной выработки. В результате ее несущая способность будет снижена, это приведет к дальнейшему нарастанию деформаций поперечного сечения, последующему снижению несущей способности и т.д.

Рассмотрены желобообразные выработки на внутренней поверхности обсадных колонн, создаваемые замковыми соединениями (бурильных труб) диаметром от 108,0 до 162,0 мм. На конечно-элементных моделях труб диаметром от 168,3 до 323,9 мм с желобообразной выработкой также рассчитывались дискретные значения коэффициентов снижения несущей способности к наружному К1 и внутреннему К давлениям. Затем (аналогично предыдущему) полученные массивы данных обрабатывались средствами стандартной программы Miсrosoft Excel. В результате для коэффициентов К1 и К2 были найдены индивидуальные для каждого диаметра труб выражения. Например, для труб диаметром 168,3 мм (диаметр замковых соединений равен 108 мм) они имеют вид К1 = ехр ((0,0219 - 0,4237) u), По результатам статистической обработки массива экспериментальных данных также найдены непрерывные кусочно-линейные аппроксимирующие функции для расчета коэффициентов С и F (А = 1; В = 0) в обобщающей формуле (1).

В третьей главе приведены результаты исследований методом конечных элементов напряженно-деформированного состояния обсадных труб, имеющих локальные дефекты внутренней поверхности, к которым относятся порезы вооружением бурового инструмента. К категории локальных относят повреждения, не вносящие радикальных изменений в форму конструкций, но создающие высокую местную концентрацию напряжений. Применительно к обсадным трубам характеристика локального повреждения имеет дополнительное содержание. Локальные повреждения более опасны для обсадных труб, работающих на избыточное внутреннее давление, при этом в зоне повреждения создается самый опасный вид напряженного состояния - трехосное растяжение. С этих позиций порезы менее опасных для труб, работающих на избыточное наружное давление.

Расчетная схема для построения конечно-элементных моделей поврежденных труб получена при следующих допущениях. Установлено, что размеры и форма порезов определяются конфигурацией и размерами режущих поверхностей твердосплавного резца породоразрушающего инструмента. Характерными формами порезов являются U- и V-образная (М.Л. Кисельман), размеры которых составляют следующие величины: ширина - 10 мм, радиус скругления в вершине U-образного пореза равен 5 мм, угол при вершине V-образного составляет 72° (А.В. Зубарев). Пренебрегалось овальностью поперечного сечения и наличием цементного камня за трубами.

Размер конечных элементов в зоне повреждения измельчался до получения устойчивых результатов расчета.

Влияние U- и V-образных порезов (на несущую способность труб) исследовалось на конечно-элементных моделях трубы диаметром 244,5 мм с толщиной стенки 12 мм, находящейся под действием избыточных наружного Ркр = 23,4 МПа и внутреннего Рт = 32,5 МПа давлений (сталь группы прочности Д).

Более опасен этот вид повреждения для обсадных труб, работающих на избыточное внутреннее давление. В зонах порезов при этом возникает неоднородное трехосное растяжение. Степень его приближения к однородному трехосному растяжению зависит от формы и глубины повреждений. Напряженно-деформированное состояние поврежденных труб, возникающее при действии избыточного внутреннего давления, иллюстрируется рисунками 5 и 6. На рисунках верхний ряд графиков слева направо показывает распределение главных напряжений 1, 2 и 3 соответственно по толщине стенки трубы в центре пореза: от внутренней поверхности к наружной. Нижние графики иллюстрируют распределение эквивалентных напряжений по внутренней (слева) и наружной (справа) поверхностям трубы в зоне порезов и одному элементу ее неповрежденной части. Видно, что максимум напряжений находится на внутренней поверхности трубы в центре порезов, здесь материал находится в состоянии неоднородного трехосного растяжения. Максимальные напряжения быстро затухают и при подходе к наружной поверхности трубы меняют знак. В таблице 3 приведены величины максимальных напряжений для рассмотренных форм порезов, а также (для сравнения) напряжения, возникающие в неповрежденной части сечений трубы с V-образным порезом.

Таблица 3 - Напряжения в зоне порезов и в неповрежденной части сечения сечения (V-образный порез) Д = 244,5 мм; = 12 мм; Рвн = 31,9 МПа; порез U-образный глубиной 5 мм Рисунок 5 - Напряженно-деформированное состояние поврежденной трубы, возникающее под действием внутреннего давления Д = 244,5 мм; = 12 мм; Рвн= 31,9 МПа; порез V -образный глубиной 5 мм Рисунок 6 - Напряженно-деформированное состояние поврежденной трубы, возникающее под действием внутреннего давления Особенности напряженного состояния труб, имеющих порезы внутренней поверхности, сводятся к следующему. Порез V-образной формы вызывает более ярко выраженное трехосное напряженное состояние. Так в соответствии с данными таблицы 3 при U-образном порезе отношения и 1 составляют и соответственно, а при V-образном их от ношения составляют и.

Причем, чем глубже порез, тем в большей степени напряженное состояние в его зоне приближается к однородному трехосному растяжению. В неповрежденной части сечения при этом может сохраняться практически одноосное напряженное состояние.

Подтверждается локальность зоны действия повышенных напряжений, которая ограниченна контурами повреждений (это видно из рисунков 5 и 6). По напряженному состоянию участков сечения, примыкающих к повреждению, видно полное отсутствие их реакции на дефект. Ни реакции, ни поддерживающего эффекта. Характер нарастания эквивалентных напряжений от периферии к центу повреждений соответствует конфигурации их контуров. Он более плавный при U-образном порезе и стремительный, пикообразный при V-образном. При V-образном порезе максимальные напряжения стягиваются к крайней грани элементов, расположенных в его вершине. Локализация сопровождается нарастанием величины максимальных напряжений, они в 1,6 раза выше, чем при скругленной форме пореза.

Получено, что при глубине порезов, составляющих менее примерно 15 % от толщины стенки, деформированное состояние труб практически не отличается от деформированного состояния неповрежденных. Порезы большей глубины влияют на деформированное состояние конструкций подобно дефекту формы - желобообразной выработке. Отмечено, что с увеличением диаметра труб незначительно, но уменьшается их чувствительность к порезам, т.е. относительное снижение жесткости конструкции оказывает некоторое демпфирующее действие на концентрацию напряжений, вызываемую повреждением.

Влияние глубины пореза на несущую способность труб к внутреннему давлению иллюстрируется рисунком 7, где приведены зависимости коэффициентов К2 от глубины пореза u (мм), полученные для труб диаметром 244,5 мм, имеющих различную толщину стенки. На рисунке кривая, обозначенная цифрой 1, соответствует толщине стенки 8,9 мм, а обозначенная цифрой 6, -толщине стенки 15,9 мм. Между ними последовательно расположены кривые, полученные для труб с толщиной стенки 10,0; 11,1; 12,0 и 13,8 мм.

Рисунок 7 – Снижение несущей способности к внутреннему давлению труб диаметром 244,5 мм в зависимости от глубины V-образного пореза Характерно, что наиболее интенсивно несущая способность труб снижается при глубинах пореза, составляющих примерно 11 % от толщины их стенки. Это качественно совпадает с результатами экспериментального изучения ударной вязкости образцов с надрезами.

Напряженно-деформированное состояние поврежденных труб, возникающее при их работе на избыточное наружное давление, можно охарактеризовать как менее опасное, т.к. в вершине порезов при этом создается неоднородное трехосное сжатие. Можно сделать вывод, что порезы представляют большую опасность для труб, работающих на избыточное внутреннее давление, до тех пор, пока конструкция не начнет реагировать на них, как на дефекты формы.

Алгоритм расчета коэффициентов снижения несущей способности получен с учетом вида напряженного состояния, возникающего в зонах повреждений. Принималось во внимание, что при высокой концентрации напряжений и статическом характере нагрузок разрушение конструкций происходит при средних (выравненных) напряжениях в зернах материала (С. Д. Пономарев, В. Л. Бидерман, К. К. Лихарев).

Поэтому для определения коэффициентов снижения несущей способности устанавливались средние напряжения, возникающие в элементе, расположенном в зоне действия максимальных напряжений.

На конечно-элементных моделях труб диаметром от 168,3 до 323,9 мм, включая 250,8 мм, при обеих формах порезов их внутренней поверхности также рассчитывались дискретные значения коэффициентов снижения несущей способности к наружному К1 и внутреннему К2 давлениям. Затем (аналогично предыдущему) полученные массивы данных обрабатывались средствами стандартной программы Miсrosoft Excel. В результате для коэффициентов К1 и К2 были найдены индивидуальные для каждого диаметра труб выражения. Например, для труб диаметром 244, мм с V-образным порезом полученные выражения имеют вид К1 = (1,0903-0,0057 ) ехр((0,0166 – 0,4784) u), По результатам статистической обработки массива экспериментальных данных также найдены непрерывные кусочно-линейные аппроксимирующие функции для расчета коэффициентов А, В, С и F в обобщающей формуле (1).

Для сравнения с экспериментальными данными (М. Л. Кисельман) был рассчитан коэффициент снижения несущей способности к наружному давлению труб диаметром 168,3 мм с толщиной стенки 7 мм, имеющих на внутренней поверхности порез U-образной формы глубиной 1,0 мм. Его величина составила 0,71. Коэффициент запаса к экспериментально полученному коэффициенту, при котором несущая способность трубы была исчерпана, составил 1,3.

Нельзя не отметить, что наряду с разработкой способов оценки прочностных параметров труб, имеющих порезы внутренней поверхности, необходима разработка способов диагностирования этих относительно мелких, но чрезвычайно опасных дефектов.

В четвертой главе приведены результаты выполненных исследований напряженно-деформированного состояния обсадных труб с общим коррозионным повреждением внутренней поверхности, их анализ и математическая модель несущей способности труб, работающих на избыточное внутреннее давление. Здесь же приведен краткий анализ литературы, освещающей современные способы диагностики и расчета конструкций, имеющих общее коррозионное повреждение, а также изменения, происходящие при этом в структуре металла.

Коррозионное повреждение рассмотрено как геометрический концентратор напряжений и как фактор, приводящий к снижению жесткости обсадных труб и механических свойств металла.

В качестве анализируемого параметра использовались коэффициенты концентрации напряжений. Исследования выполнялись на конечно-элементных моделях обсадной трубы диаметром 168,3 мм с толщиной стенки 8 мм, находящейся под действием избыточных наружного Ркр = 22,1 МПа и внутреннего и Рт =31,6 МПа давлений (сталь группы прочности Д).

Как фактор, приводящий к снижению жесткости конструкций и механических свойств металла, коррозионное повреждение учтено следующим образом.

Снижение жесткости конструкций (происходящее при уменьшении толщины стенки) повышает вероятность их работы с изгибом в зонах концентрации напряжений. Ухудшение пластичных свойств металла (при коррозионном повреждении) (В. Ф. Будников, Ю. М. Карпаш, Ю. И. Пашков) приводит к утрате его способности перераспределять повышенные местные напряжения (за счет незначительных пластических деформаций).

В комплексе это означает, что несущая способность поврежденных конструкций будет ограничиваться напряженным состоянием, возникающим в зонах концентрации напряжений. В обсадных колоннах такими зонами являются муфтовые резьбовые соединения.

Для расчета повышенных напряжений, возникающих в участках труб, входящих в муфтовые соединения, последние рассматривались как упругие кольца, сдерживающие свободные радиальные деформации труб. Использовалось решение, полученное для длинных цилиндрических оболочек подкрепленных кольцами (А. М. Кац).

Расчетная схема иллюстрируется рисунками 8, а, б, в, г.

Рисунок 8 – Расчетная схема для определения повышенных напряжений На рисунке 8, а - изображена принципиальная схема конструкции, где – длина рассматриваемого участка оболочки, мм; и R – толщина ее стенки и срединный радиус соответственно, мм; F – площадь поперечного сечения кольца, мм2; Рвн – избыточное внутреннее давление, МПа. На рисунке 8, б - изображена половина кольца, нагруженного давлением Р (МПа), действующим на него со стороны оболочки за счет стеснения ее свободной радиальной деформации, и внутренние силы (Н), возникающие при этом в его поперечных сечениях. На рисунке 8, в изображено поперечное сечение оболочки, нагруженное давлением Р (МПа). На рисунке 8, г - изображена эквивалентная расчетная схема, где в зоне установки кольца оболочка расчленена и нагружена краевыми силами Q (Н/мм).

Принципиальными моментами расчетной схемы являлись: силовое взаимодействие элементов соединения (происходящее по круговому сечению) и свободные радиальные деформации участков труб, входящих в муфту. Принятые положения подтверждались результатами анализа распределения напряжений по виткам резьбы соединения ФОКС (Специальные высокогерметичные резьбовые соединения ФОКС.

Кавасаки Стил Корпорейшн и Хантинг ОЙЛФилд Сервис (СК), Лтд.) и характера распределения цементного камня за обсадными колоннами (А. И.Булатов).

Известные выражения для расчета повышенных напряжений, возникающих в оболочках в зонах установки упругих колец, адаптированы к расчетам напряженного состояния участков обсадных труб, входящих в муфтовые соединения.

Математическая модель несущей способности обсадных труб с коррозионным повреждением имеет вид где µ – коэффициент Пуассона;

Рвн – внутреннее давление, МПа;

R – срединный радиус оболочки, мм;

D – ее цилиндрическая жесткость, Н·мм;

Е – модуль упругости первого, Н/мм2.

где Для решения уравнения (4) использовалось равенство нулю угла поворота сечения и перерезывающей силы при x = 0, и условие, что под кольцом, при x = угол поворота сечения равен нулю, но перерезывающая сила равна Q = -Е·F·u / 2R2, т.е.

Итоговая формула для определения максимальных напряжений имеет вид Выражение для расчета предельного внутреннего давления Рвн.пред (МПа) для труб, имеющих общее коррозионное повреждение внутренней поверхности, получим, приравнивая (x)max пределу текучести материала трубы т (МПа), а - фактической толщине стенки факт (мм) При данном способе учета коррозионного повреждения коэффициенты концентрации напряжений рассчитывались как отношение номинальных значений предельных давлений для труб рассматриваемого типоразмера к давлениям, рассчитанным по формуле (13) при уменьшении толщины стенки (глубине коррозии) труб на величины от 0,5 до 5,0 мм.

Исследование коррозионного повреждения как геометрического концентратора напряжений выполнялось методом конечных элементов. Повреждение при этом моделировалось как выемка на внутренней поверхности труб, характеристиками которой являлись площадь, глубина и конфигурация поверхности (гладкая или шероховатая). Шероховатость создавалась путем удаления в шахматном порядке из поверхностного слоя металла конечных элементов толщиной в 1 мм. При расчетах глубина пятна коррозии изменялась от 1,0 до 5,0 мм, а его площадь от 30,0 до 100,0 % внутренней поверхности трубы. Длина модели составляла 200,0 мм, из них 100,0 мм отводилось для моделирования повреждения. При построении конечноэлементных моделей номинальная овальность труб не учитывалась.

Типичная картина напряженно-деформированного состояния (не зависящая от способа изображения поврежденной поверхности и ее площади), возникающая в поврежденной конструкции при действии внутреннего избыточного давления, иллюстрируется рисунком 9.

Дн = 168,3 мм; = 8,0 мм; Рвн = 31,6 МПа; глубина коррозии – 5,0 мм.

Дефект занимает 30 % о площади внутренней поверхности Рисунок 9 - Напряженно-деформированное состояние трубы (четверть конструкции), возникающее под действием внутреннего давления при моделировании шероховатости поврежденной поверхности Масштаб перемещений для наглядности увеличен в 30 раз. Верхний график рисунка 9 показывает изменение эквивалентных напряжений по толщине стенки на границе повреждения (в торце трубы), результат качественный и отражает резкое повышение напряжений при изменении толщины стенки. Левый и правый графики, расположенные в нижней части рисунка, иллюстрируют распределение эквивалентных напряжений по центральной части повреждения в окружном и осевом направлениях соответственно. Шероховатость поверхности придает зигзагообразностью линии правого нижнего графика, что происходит за счет некоторой неоднородности напряженного состояния (левый график построен при обходе поверхности по выпуклым элементам). Из графиков видно, что влияние пятна коррозии в осевом направлении жестче, чем в окружном. Характер распределения напряжений показывает, что зона повреждения ведет себя подобно закрепленной по контуру пластинке.

Роль креплений выполняет неповрежденная часть трубы. Видно, что «пластинка»

деформируется с изгибом, а также то, что зоной повышенных напряжений является и «ступенька» перехода от поврежденного участка к неповрежденной части трубы.

Особенности напряженного состояния, возникающие в конструкции при рассмотрении коррозионного повреждения как геометрического концентратора напряжений, заключаются в следующем.

Установлено, что поврежденный участок внутренней поверхности является концентратором напряжений. Причем, чем меньше его площадь, тем выше напряжения. Это позволяет сделать вывод, что в зародившемся очаге коррозии формируется напряженное состояние, способствующее распространению повреждения. Рост площади пятна коррозии сопровождается снижением напряжений, при 100 % поражении внутренней поверхности труб напряжения минимальны, и можно судить о стабилизации процесса.

Поврежденный участок имеет тенденцию к деформированию с изгибом, что подтверждается возникновением значительных касательных напряжений. Например, при Рвн = 31,6 МПа и глубине коррозии 5,0 мм они составляют примерно 38 % от величины эквивалентных напряжений. Но напряженное состояние, возникающее в зоне повреждения, можно считать одноосным. Например, при указанных выше исходных данных соотношения между главными напряжениями и 1 составляют примерно 60 и 250 соответственно.

Коэффициенты концентрации напряжений рассчитывались как отношение максимальных эквивалентных напряжений, возникающих на внутренней поверхности трубы в центре повреждения, к эквивалентным напряжениям, возникающим в неповрежденной части трубы. Напряжения измерялись по одной образующей.

Получены зависимости коэффициентов концентрации напряжений от площади и глубины повреждения при его гладкой и шероховатой поверхности. Шероховатость поверхности повышает напряжения в зоне повреждения. Например, при площади пятна коррозии, равной 30 % от площади внутренней поверхности трубы, расхождение с результатами расчета, полученными при моделировании гладкой поверхности повреждения, составляет: при глубине коррозии 2,0; 3,0 и 4,0 мм примерно 9,0; 13,0 и 19,0 % соответственно.

Для сравнения предельное внутреннее давление для поврежденных труб рассматриваемого типоразмера было рассчитано так, как принято в отрасли, т.е. по формуле, предназначенной для расчета новых труб*, но с уменьшением толщины их стенки на величину коррозионного износа. "Коэффициенты концентрации напряжений" в этом случае рассчитывались как отношение номинального значения внутреннего давления к давлениям, рассчитанным для труб при уменьшении толщины их стенки.

Значения коэффициентов концентрации напряжений, полученные при различных способах учета коррозионного повреждения, были обработаны с использованием стандартной программы Microsoft Excel. Полученные (экспоненциальные) зависимости иллюстрируются рисунком 10, где число процентов соответствует площади корродированной поверхности; буквами ш и л обозначены кривые, полученные при моделировании шероховатой и гладкой поверхности повреждения соответственно;

«РД» – кривая, полученная при расчете "коэффициентов концентрации напряжений" по основному нормативному документу*; «снижение жесткости» соответствует результатам их аналитического расчета. Из рисунка видно, что график, соответствующий рассмотрению коррозионного повреждения как фактора, приводящего к снижению физико-механических свойств конструкции, образует верхнюю границу области его значений. Нижней границей области является график, полученный при учете коррозионного повреждения как равномерного утоньшения стенки труб.

Внутри области последовательно расположены кривые, полученные при учете коррозионного повреждения как геометрического концентратора напряжений при различной площади поврежденной поверхности.

Рисунок 10 – Зависимости коэффициента концентрации напряжений Причем график, соответствующий минимальной (из рассмотренных значений) площади поврежденной поверхности (с учетом ее шероховатости), приближается к верхней границе области значений. С нижней границей области практически совпадают графики, полученные при моделировании как гладкой, так и шероховатой поверхности при 100 %-ном коррозионном повреждении внутренней поверхности труб.

Таким образом, если допускаемые давления для поврежденных труб будут рассчитаны по модели, учитывающей его как фактор, приводящий к снижению физико-механических свойств конструкции, то это обеспечит их работу с нормативным коэффициентом запаса прочности и при минимальной площади поврежденной поверхности.

Модель учета коррозионного повреждения как фактора, приводящего к снижению жесткости конструкции, является математической моделью несущей способности поврежденных обсадных труб, работающих на избыточное внутреннее давление.

Эксплуатация поврежденных труб при давлениях, превышающих допускаемые величины, опасна, т.к. это будет способствовать зарождению нового очага коррозии и повреждению следующего слоя металла.

Оценена роль муфтовых соединений в напряженном состоянии поврежденных труб, работающих на избыточное наружное давление.

Анализ промысловых данных о распределении радиальной деформации по длине труб, поврежденных наружным давлением, и лабораторные исследования несущей способности труб, усиленных кольцами, размеры которых соответствовали габаритным размерам муфт (В.Е Дубенко, Н.Г Федорова), позволили сделать следующий вывод. При действии наружного давления муфтовые соединения труб являются элементами, усиливающими входящие в соединение участки труб. Это аналогично работе на наружное давление оболочек, подкрепленных поперечными ребрами. Упрощенный способ их расчета предполагает распределение жесткости каждого ребра на изгиб и на растяжение (сжатие) по ширине пролета (В. В. Новожилов, С. Д. Пономарев, К. К. Лихарев, В. Л. Бидерман).

Поэтому несущая способность обсадных труб с коррозионным повреждением внутренней поверхности, работающих на избыточное наружное давление, будет ограничиваться напряженным состоянием, возникающим в их средней части.

Для труб, работающих на избыточное наружное давление (и имеющих значительную глубину коррозионного повреждения), существует опасность потери поперечным сечением устойчивости формы. Предельная величина избыточного наружного давления для поврежденных труб равна минимальному из значений: давления, при котором происходит потеря устойчивости формы, и давления, при котором максимальные напряжения равны пределу текучести материала. Давления рассчитываются по известным формулам (С. П. Тимошенко, Ю. А. Песляк, Г. М. Саркисов).

Получено два варианта выражений для расчета коэффициентов снижения несущей способности к внутреннему давлению поврежденных труб диаметром от 114,3 до 244,5 мм: при отсутствии за колонной цементного камня и при его наличии.

В последнем случае кольцо (муфта с расположенным за ней цементным камнем), сдерживающее радиальные деформации труб, является составным.

По результатам статистической обработки массива экспериментальных данных также найдены непрерывные кусочно-линейные аппроксимирующие функции для расчета коэффициентов А, В, С и F в обобщающей формуле (1) для расчета коэффициентов снижения несущей способности зацементированных и незацементированных труб.

деформированного состояния обсадных труб, имеющих сочетающиеся виды повреждений. Для расчета суммарных коэффициентов снижения несущей способности используются выражения, полученные для единичных повреждений.

Известно, что суммарный коэффициент концентрации напряжений при наличии в конструкции нескольких дефектов, рассчитывается как произведение соответствующих значений от каждого из них (Дж. Коллинз).

Повреждения обсадных колонн по природе происхождения являются механическими и коррозионными. Поэтому из возможного многообразия вариантов сочетания повреждений внутренней поверхности труб, рассмотрены сочетания механических повреждений и механических повреждений с общим коррозионным износом.

Работа (на избыточное давление) обсадных труб, содержащих несколько механических повреждений, моделировалась методом конечных элементов. Значительный опыт, накопленный при моделировании и интерпретации результатов расчетов труб, имеющих различные единичные дефекты, позволил без затруднений оценить отклонения, вносимые в их напряженно-деформированное состояние дополнительными повреждениями.

При анализе результатов расчетов, выполненных на конечно-элементных моделях труб, имеющих несколько видов повреждений внутренней поверхности, было отмечено, что зона концентрации напряжений практически ограничена геометрическими размерами каждого дефекта. Например, на модели обсадной трубы диаметром 244,5 мм с толщиной стенки 12 мм, имеющей десять равноотстоящих Uобразных порезов глубиной от 3 мм до 5 мм было получено, что коэффициент снижения ее несущей способности примерно на 20 % выше значения, рассчитанного для единичного пореза, глубиной 5 мм. Получается, что царапины, не перехлестываясь зонами концентрации напряжений, все-таки оказывают совместное влияние на формировании напряженного состояния трубы и, даже, облегчают его. Объяснить наблюдаемое снижение напряжений можно некоторым увеличением податливости конструкции за счет повреждений.

Отметим, что способы уменьшения напряжений в опасных зонах за счет создания второго концентратора напряжений, например, разгрузочных канавок известны в инженерной практике.

Подтверждено, что взаимное влияние дефектов существует, если накладываются зоны их концентрации напряжений. При взаимном влиянии дефектов расхождение между расчетными и «теоретическими» значениями суммарных коэффициентов снижения несущей способности не превышало 5 %. Расчетными названы их значения, полученные на конечно-элементных моделях труб с несколькими дефектами, а «теоретическими» - значения, определяемые как произведение соответствующих коэффициентов снижения несущей способности от единичных повреждений.

Например, значение суммарного коэффициента снижения несущей способности к наружному давлению К1, рассчитанного на конечно-элементной модели трубы (вышеуказанного типоразмера), имеющей деформированное поперечное сечение с радиальным отклонением 2 мм и желобообразную выработку глубиной 3 мм, расположенную на большой оси овала, равно 0,368. Коэффициенты снижения ее несущей способности при каждом повреждении в отдельности составляют: 0,665 за счет овальности поперечного сечения и 0,577 за счет желобообразной выработки, их произведение равно 0,384. Расхождение в значениях коэффициентов снижения несущей способности, полученных двумя способами составляет 4,3 %.

Если взаимное влияние дефектов отсутствует, то (за исключением сочетания овальности и порезов, расположенных на малой оси поперечного сечения трубы) коэффициенты снижения несущей способности труб равны минимальным из значений от каждого повреждения в отдельности.

При сочетании овальности и порезов, расположенных на малой оси поперечного сечения, создается особое напряженное состояние конструкции, при котором максимум напряжений располагается не на ее внутренней поверхности в центре пореза, а на наружной - ответной ему. При этом коэффициенты снижения несущей способности поврежденных труб имеют значения, как только за счет деформации поперечного сечения.

Формулы для расчетов коэффициентов снижения несущей способности труб, имеющих на внутренней поверхности сочетающиеся механические повреждения, приведены в таблице 4, где верхние индексы при коэффициентах соответствуют начальной букве наименования повреждения или формы пореза, например, «о» – овальность, «ж» - желобообразная выработка, «U» - порез U-образной формы;

«мин» – означает минимальное из значений коэффициентов.

Рекомендации по расчету труб при сочетании коррозионного износа и механических повреждений получены в результате логических умозаключений.

Величины предельных избыточных наружного Р''кр и внутреннего Р''т давлений, при которых максимальные напряжения в поврежденных трубах равны пределу текучести материала, предложено рассчитывать по формулам Р''кр = К1 факт · Р'кр.кор, где коэффициенты К1 и К2 являются коэффициентами снижения несущей способности за счет механических повреждений труб, имеющей фактическую (уменьшенную за счет коррозии) толщину стенки. Они рассчитываются по тем же формулам, что и коэффициенты К1 и К2, с заменой номинальной толщины стенки труб на ее фактическое значение факт, мм;

Р'кр.кор и Р'т.кор - предельные величины наружного и внутреннего давлений для труб с коррозионным повреждением внутренней поверхности, МПа.

При сочетании механических повреждений с общей коррозией внутренней поверхности величины предельных избыточного наружного и внутреннего давлений для труб предложено рассчитывать по формулам Р''кр = К1 факт · Р'кр кор, имеющих сочетающиеся механические повреждения, рассчитанные при уменьшенной за счет коррозии толщине стенки.

В главах шесть, семь и восемь приведены рассчитанные массивы значений коэффициентов снижения несущей способности, этапы и результаты их статистической обработки. В главе шесть приведены последовательности получения выражений для коэффициентов снижения несущей способности труб, имеющих деформированное поперечное сечение и желобообразную выработку на внутренней поверхности. В главах семь и восемь – для труб, имеющих порезы и коррозионный износ внутренней поверхности соответственно. Коэффициент корреляции при аппроксимации результатов расчета (коэффициентов снижения несущей способности), полученных для труб, имеющих механические повреждения, высок. Его значения, в основном, превышают 0,97. При обработке данных, полученных для труб, имеющих коррозионное повреждение (внутренней поверхности), значения коэффициентов корреляции ниже. Это объясняется некоторой условностью принятой расчетной схемы.

Таблица 4 - Коэффициенты снижения несущей способности обсадных труб, имеющих на внутренней поверхности механические повреждения Варианты сочета- Формула для расчета Формула для расчета ко- Примечание В девятой главе излагается принцип прогнозирования ресурса обсадных колонн, имеющих общее коррозионное повреждение внутренней поверхности, с использованием полученных выражений для расчета коэффициентов снижения их несущей способности. (Рассматривается работа колонн на избыточное внутреннее давление.) Предполагается, что снижение несущей способности конструкции, имеющей какое-либо повреждение, при увеличении его размеров имеет соответствующую закономерность.

Утверждается, что, если прочностные параметры оценивать через коэффициенты снижения несущей способности, то выражения, полученные для их расчета, тождественны закономерности снижения несущей способности поврежденной конструкции.

В таком случае ресурс обсадных труб, теряющих прочность вследствие общего коррозионного износа внутренней поверхности, будет определяться временем, в течение которого произойдет снижение их несущей способности до предельно допускаемой величины.

Скорость коррозии при этом освобождается от функции параметра, передающего физическую сущность явления. Она передается характеристикой конструкции, отражающей ее реакцию на вид и размер повреждения.

По характеристике (в соответствии с режимом эксплуатации колонны) устанавливается допускаемая величина износа стенки труб. Скорость коррозии линейна, и определяет темп износа.

Проиллюстрируем предлагаемый способ прогнозирования остаточного ресурса. Приведем последовательность его расчета для поврежденных (зацементированных) обсадных труб диаметром 168,3 мм, выражение для расчета коэффициентов снижения несущей способности К2 которых имеет вид При заданном режиме эксплуатации колонны предельно допускаемая величина коэффициента К2 известна. Она равна отношению рабочего избыточного внутреннего давления Ризб.раб, МПа (при нормативном коэффициенте запаса n2) к номинальному значению внутреннего давления Рт, МПа Допускаемое уменьшение толщины стенки u, мм (определяющее резерв прочности труб при заданном режиме эксплуатации колонны), рассчитывается с использованием выражения (17), для чего оно преобразовывается относительно искомой величины Заметим, что u рассчитывается от номинального значения толщины стенки, мм.

Ресурс конструкций t год рассчитывается по формуле, форма которой известна где v – темп (или скорость) коррозионного износа, мм / год, который устанавливается как отношение изменения толщины стенки (мм) к периоду времени t (год), за которое оно произошло (например, за время между последовательными геофизическими исследованиями колонны);

где и, – коррозионный износ стенки труб, имеющийся на момент выполнения расчета, мм.

Как видно, ресурс рассчитывается по известной формуле (20), в которой при прежней форме изменилось содержание. Физическая суть явления передается стоящим в числителе параметром, отражающим естественный процесс снижения несущей способности конструкции при увеличении размеров ее коррозионного повреждения.

Отметим, что полученные выражения для расчета коэффициентов снижения труб с общим коррозионным повреждением выражения, универсальны для любого типа среды, кроме среды, содержащей сероводород.

В приложении А приведены составленные инструкции по расчету поврежденных обсадных колонн.

В приложении Б - пример расчета остаточного ресурса эксплуатационной колонны диаметром 168,3 мм с общим коррозионным повреждением внутренней поверхности.

В приложении В приведен расчет экономического эффекта от использования филиалом «Астраханьбургаз» результатов расчета параметров остаточной прочности деформированного участка промежуточной колонны диаметром 244,5 мм скважины № 2 Девонской площади, выполненного по разработанной автором методике.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Разработаны методики и инструкции, комплекс которых впервые образует методическую базу для мониторинга технического состояния обсадных колонн, и позволяют рассчитать фактические прочностные параметры колонн по данным геофизических исследований их технического состояния.

2 Методом конечных элементов и аналитически выполнены исследования напряженно-деформированного состояния обсадных труб при основных видах повреждений, наблюдаемых в практике строительства и эксплуатации скважин.

Повреждения рассмотрены как геометрические концентраторы напряжений, а общий коррозионный износ внутренней поверхности обсадных труб и как фактор, приводящий к снижению физико-механических свойств конструкции.

3 Установлены особенности влияния каждого повреждения на несущую способность обсадных труб.

Существующая классификация дефектов дополнена новым содержанием, отражающим особенности влияния каждого повреждения на несущую способность труб к наружному и внутреннему давлениям.

4 Установлена возможность дефектов формы провоцировать непрекращающиеся деформации труб под действием постоянных избыточных давлений (как наружного, так и внутреннего), если их величины превышают допускаемые значения.

5 Подтверждено существование в зонах локальных дефектов (порезов) трехосного напряженного состояния. Показана особая опасность данного типа повреждения для труб, работающих на избыточное внутреннее давление. При этом создается самый опасный вид напряженного состояния - трехосное растяжение. Показано, что степень его приближения к однородному трехосному растяжению зависит от формы и глубины повреждения.

6 Предложена математическая модель несущей способности обсадных труб с общим коррозионным повреждением внутренней поверхности, работающих на избыточное внутреннее давление.

7 Получены индивидуальные для вида повреждения и диаметра труб выражения для расчета коэффициентов снижения несущей способности в функции толщины стенки и характерного размера дефекта.

8 Получены выражения для расчета коэффициентов снижения несущей способности обсадных труб, имеющих сочетающиеся виды повреждений внутренней поверхности: механических; и механических с общим коррозионным.

9 Часть материалов, изложенных в диссертационной работе, вошла в ВРД 39Инструкция по расчету обсадных колонн на особые условия эксплуатации» (Инструкция по расчету обсадных колонн на особые условия эксплуатации [Текст]: ВРД 39-1.9-048-2001: утв. Членом правления ОАО «Газпром» Б.А. Никитиным 26.07.2001: ввод в действие с 05.12.2001.- М.: ИРЦ Газпром, 2001. - 42 с..) 10 Разработанные методики использовались при расчете параметров остаточной прочности деформированных (в зонах залегания текучих соляных пород) интервалов промежуточных колонн скважин Астраханского региона (Девонская № 2 и 3, Прибрежная № 1 ф «Астраханьбургаз» и т.д.), эксплуатационных колонн скважин Канчуринского ПХГ ООО «Баштрансгаз» при его переводе на повышенное давление нагнетания, для эксплуатационных колонн скважин ООО «Кавказтрансгаз», ООО «Югтрансгаз», ООО «Оренбурггазпром» при переаттестации скважин принадлежащих им ПХГ и т.д. Отказов колонн, связанных с несоответствием рассчитанных прочностных параметров труб их фактическим значениям, не наблюдалось.

11 Экономический эффект от использования филиалом «Астраханьбургаз» результатов расчета параметров остаточной прочности деформированного участка промежуточной колонны диаметром 244,5 мм скважины № 2 Девонской площади, выполненного по методике, разработанной автором, составил (в 2001 году) 81194414 рублей.

В результате расчета было установлено, что прочности поврежденного участка колонны достаточно для продолжения углубления скважины согласно проекту. Что и было выполнено филиалом «Астраханьбургаз» без осложнений, связанных с недостаточной прочностью колонны.

В аналогичных ситуациях при смятии колонны проводят, как правило, перебуривание ствола скважины от верхней границы интервала повреждения до забоя.

Рациональное использование прочностного запаса колонны позволило избежать затрат на перебуривание участка ствола скважины.

12 Предложен способ прогнозирования остаточного ресурса обсадных колонн с общим коррозионным износом внутренней поверхности с использованием полученных автором выражений для расчета коэффициентов снижения несущей способности поврежденных труб к внутреннему давлению.

Автор имеет 48 публикаций, из них относящихся к специальным расчетам обсадных колонн 29, в том числе один ведомственный нормативный документ.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ

ОТРАЖЕНО В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ АВТОРА

1 Инструкция по расчету обсадных колонн на особые условия эксплуатации [Текст]: ВРД 39-1.9-048-2001: утв. Членом правления ОАО «Газпром» Б.А. Никитиным 26.07.2001 г.: ввод в действие с 05.12.2001.г.- М.: ИРЦ Газпром, 2001. - 42 с.

2 Тагиров, К.М., Федорова, Н.Г., Дубенко, В.Е., Дадашева, Н.А.Исследование напряженного состояния поврежденных обсадных колонн методом конечных элементов (часть I) [Текст]. / К.М Тагиров, Н.Г. Федорова, В.Е Дубенко, Н.А Дадашева // Нефтяное хозяйство – 2001.- № 11. -С. 56-59.

3 Тагиров, К.М., Федорова, Н.Г., Дубенко, В.Е., Дадашева, Н.А. Исследование напряженного состояния поврежденных обсадных колонн методом конечных элементов (часть II) [Текст]. / К.М Тагиров, Н.Г. Федорова, В.Е Дубенко, Н.А Дадашева // Нефтяное хозяйство – 2001.- № 12. -С. 33 – 36.

4 Тагиров, К.М. Федорова, Н.Г. Остаточная прочность обсадных труб при порезах вооружением бурового инструмента [Текст] / К.М. Тагиров, Н.Г. Федорова // Нефтяное хозяйство. – 2002. - № 12. – С.46 - 48.

5 Федорова, Н.Г. Расчеты параметров остаточной прочности обсадных колонн.

«Нефтяное хозяйство» [Текст] / Н.Г. Федорова // Нефтяное хозяйство. – 2003. - № 6.

– С.40 - 42.

6 Федорова, Н.Г. Несущая способность обсадных труб при общем коррозионном повреждении их внутренней поверхности [Текст] / Н.Г. Федорова // Нефтяное хозяйство. – 2004. - № 5. – С.32-35.

7 Федорова, Н.Г. Прогнозирование ресурса обсадных колонн [Текст] / Н.Г.

Федорова // Газовая промышленность. – 2004.- № 11. – С. 69-72.

8 Федорова, Н.Г. Принцип прогнозирования остаточного ресурса конструкций с общим коррозионным повреждением по их несущей способности и его применение к расчетам обсадных колонн [Текст] / Н.Г. Федорова // Нефтяное хозяйство. – 2005.- № 9. – С. 196-197.

9 Девятов, Е.В., Федорова, Н.Г. Краевой эффект при проведении опрессовки обсадных колонн. Определение величины допускаемого давления опрессовки [Текст] / Е.В. Девятов, Н.Г. Федорова // Газовая промышленность – 1989 - № 4. – С.63.

10 Девятов, Е.В., Федорова, Н.Г. Применение моментной теории осесимметричных цилиндрических оболочек к исследованию напряженного состояния обсадных труб [Текст] / Е.В. Девятов, Н.Г. Федорова // Сб. науч. тр./ВНИИгаз. – М.:

ВНИИгаз, 1992.

11 Девятов, Е.В., Федорова, Н.Г. Разгерметизация обсадных колонн при их опрессовке [Текст] / Е.В. Девятов, Н.Г. Федорова // Сб. науч. тр. / ВНИИгаз. – М.:

ВНИИгаз, 1993.

12 Девятов, Е.В., Федорова, Н.Г. Температурные напряжения в обсадных трубах геотермальных скважин [Текст] / Е.В. Девятов, Н.Г. Федорова // Газовая промышленность».- 1995. - № 2. - С. 29 – 30.

13 Федорова, Н.Г., Дубенко, В.Е. Увеличение несущей способности обсадных труб за счет установки упрочняющих колец [Текст] / Н.Г. Федорова Н.Г., В.Е. Дубенко // Сб. науч. тр./ ВНИИгаз. - М.: ВНИИгаз, 1996.

14 Пат. 2085697 Российская Федерация, МПК6 С1 Е21 В 17/00. Составная крепь скважины [Текст] / Федорова Н.Г., Дубенко В.Е., Девятов Е.В.; заявитель и патентообладатель Акционерное общество «Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов». - № 95101720/03, заявл.

07.02.1995; опубл. 27.07.1997, Бюл. № 21 (II ч.).

15 Девятов, Е.В., Федорова, Н.Г. Расчет температурных напряжений в обсадных трубах геотермальных скважин [Текст] / Е.В. Девятов, Н.Г. Федорова // Нефтяное хозяйство – 1996.- № 4.- С. 59 – 62.

16 Рябоконь, А.А., Дубенко, В.Е., Федорова, Н.Г. Механизм разгерметизации резьбовых соединений обсадных труб с торцевым уплотнением [Текст] / А.А. Рябоконь, В.Е. Дубенко, Н.Г. Федорова // Сб. науч. тр./ ВНИИгаз. - М.: ВНИИгаз, 1997.

17 Федорова, Н.Г., Девятов, Е.В. Исследование нестационарного термонапряженного состояния обсадной колонны методом конечных элементов [Текст] / Н.Г.

Федорова, Е.В. Девятов // Сб. науч. тр./ ВНИИгаз. - М.: ВНИИгаз, 1999.

18 Рябоконь, А.А., Дубенко, В.Е., Федорова, Н.Г. Исследование напряженного состояния обсадных колонн в особых условиях эксплуатации методом конечных элементов [Текст] / А.А. Рябоконь, В.Е. Дубенко, Н.Г. Федорова // XVII Международная конференция «Методы граничных и конечных элементов в механике деформируемых тел и конструкций»: сб. тезисов докл. (22 – 25 июня 1999 г.). - СанктПетербург, 1999.- С. 46.

19 Тагиров, К.М., Федорова, Н.Г., Дубенко, В.Е. Результаты применения программного обеспечения к расчетам на прочность обсадных колонн [Текст] / К.М. Тагиров, Н.Г. Федорова, В.Е. Дубенко // XVIII Международная конференция «Математическое моделирование в механике сплошных сред на основе методов граничных и конечных элементов»: сб. тезисов докл. (16 – 20 мая, 2000 г.). - Санкт-Петербург, 2000.- С. 34.

20 Тагиров, К.М., Федорова, Н.Г. Перспективы применения современного программного обеспечения к расчетам на прочность обсадных колонн [Текст] / К.М.

Тагиров, Н.Г. Федорова, В.Е. Дубенко //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море» - 2000 - № 6-7.- С. 34 – 39.

21 Федорова, Н.Г., Дубенко, В.Е. Инструкция по расчету обсадных колонн на особые условия эксплуатации, как средство снижения отказов обсадных колонн [Текст] / Н.Г. Федорова, В.Е. Дубенко // Современная технология и технологические средства для крепления и ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах: сб. научн. тр. / НПО «Бурение».- Краснодар: НПО «Бурение».- 2000 Вып. 5.- С. 68 – 74.

22 Федорова, Н.Г., Манукян, В.Б. Анализ напряженного состояния обсадных колонн, возникающего при действии аккумуляторов высокого давления [Текст] / Н.Г. Федорова, В.Б. Манукян //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море» - 2000 - № 11.- С. 19 – 23.

23 Федорова, Н.Г., Мигуля, А.Г., Лихушин, А.М. Концентрация напряжений как возможная причина повреждения обсадных труб внутренним давлением [Текст] / Н.Г. Федорова, А.Г. Мигуля, А.М. Лихушин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2001 - № 5-6 - С. 19 – 23.

24 Тагиров, К.М., Федорова, Н.Г., Дубенко, В.Е. Расчет обсадных труб на неравномерное давление соляных пород методом конечных элементов [Текст]. / К.М Тагиров, Н.Г. Федорова, В.Е Дубенко // Нефтяное хозяйство – 2001.- № 2. С. 36 – 38.

25 Тагиров, К.М. Федорова, Н.Г. Расчет температурных напряжений в обсадных колоннах скважин [Текст] / К.М. Тагиров, Н.Г. Федорова // Газовая промышленность. – 2003. - № 12. – С.57 - 59.

26 Федорова, Н.Г. Расчет обсадных труб с общим коррозионным повреждением внутренней поверхности и предлагаемый подход к определению их остаточного ресурса [Текст] / Н.Г. Федорова // Третий межотраслевой семинар «Прочность и надежность нефтегазового оборудования»: Сб. тезисов докл. (18 – 20 ноября 2003 г.) – М.: Министерство Российской Федерации по атомной энергетике, ФГУП «НИКИЭТ», ГУП ИЦП МАЭ, Союз производителей нефтегазового оборудования. г. - С. 46 - 47.

27 Федорова, Н.Г. Информация о фактически разработанной методической базе для пересчета данных ГИС-обследования в прочностные характеристики обсадных колонн [Текст] / Н.Г. Федорова // Сб. тез. докл. Международной научн.-практ.

Конференция «Проблемы капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ» : сб.тез докл.(22 – 26 сентября 2003 г., Кисловодск). – Ставрополь: ОАО «СевКавНИПИгаз». – 2003.- С. 39 – 41.

28 Федорова, Н.Г. Расчет параметров остаточной прочности обсадных колонн [Текст] / Н.Г. Федорова // Сб. тез. докл. Международной научн.-практ. Конференция «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин» : сб.тез докл. (20 – сентября 2004 г., Кисловодск). – Ставрополь: ОАО «СевКавНИПИгаз». – 2003. С. 125 – 127.

29 Дубенко, В.Е., Федорова, Н.Г Результаты применения методик расчета поврежденных обсадных колонн при экспертизе промышленной безопасности скважин ПХГ [Текст] / В.Е Дубенко, Н.Г. Федорова // Сб. тез. докл. Международной научн.практ. Конференция «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти» : сб.тез докл. (24 – 28 октября 2005 г., Кисловодск). – Ставрополь: ОАО «СевКавНИПИгаз».

– 2005.- С. 56-60.