تحليل تنش و بهبود طراحي اتصالات لوله هاي حفاري دوراني با رويكرد عمر خستگي

Stress analysis and design improvements of rotating drilling pipe tool joints by fatigue approach

در سال هاي اخير دسترسي آسان به منابع نفت و گاز طبيعي به علت بهره برداري و استخراج مستمر به طور چشمگيري كاهش پيداكرده است. لذا بسياري از حوزه هاي ميادين نفتي وارد فاز توليد و بهره برداري از چاه هاي عميق و استفاده از روش حفاري انحرافي و افقي شده اند. با اين حال، به علت پيچيده تر بودن شرايط در اين گونه چاه ها، اغلب رشته حفاري دچار شكست مي شود. اين شكست در ناحيه اتصال رشته ها به عنوان ضعيف ترين حلقه به وقوع مي پيوندد. در اين پژوهش، با درنظرگرفتن شرايط يك چاه نفت واقعي به بررسي اتصال استاندارد API NC46 پرداخته مي شود. هدف، بررسي ضعيف ترين نقاط در مجموعه رشته حفاري و ارائه راه كار عملي و اقتصادي جهت افزايش طول عمر آن هاست. نتايج نشان مي دهد كه بيشترين تنش در اولين رزوه درگير در پين و آخرين رزوه درگير در باكس متمركزشده كه اين نواحي را آسيب پذيرتر مي كند. در ادامه با استفاده از بهينه سازي پارامترهاي اساسي اتصال شامل شكل هندسي رزوه ها، ميزان گشتاور محكم كردن و طرح آب بندي داخلي شانه ها در اتصالات حفاري، طرح جديدي ارائه مي شود كه طول عمر خستگي بالاتري نسبت به اتصال حفاري استاندارد API مشابه خود دارد. ماكزيمم ضريب تمركز تنش اتصالات بهبوديافته در مقايسه با اتصالات استاندارد به طور نسبي كاهش يافته و مقدار آن از 3.47 به 2.86 مي رسد. تست هاي تجربي نيز نشان مي دهند كه عمر خستگي اتصالات بهبوديافته نسبت به اتصالات استاندارد به طور ميانگين 2.3 برابر مي شود.

Nowadays, ease of accessibility to natural oil and gas wells has fallen significantly due to continuous drilling operations. The increasing demand for oil and gas has pushed drilling and exploration industry to drill ultra-deep or use complex methods like horizontal or directional drilling to reach for the oil and gas in deeper level. However, due to more complex conditions in these wells, Rods generally fail. This failure occurs in rod joints as they are the weakest link. In this research, API NC46 standard tool joint has been investigated considering real oil well condition. The goal is to find the weakest points in the drilling rod and present an economical and practical solution to increase the life time. Results show that the maximum stress occurs in the first engaged thread of pin and last engaged thread of box which makes these areas more vulnerable. In the following, using optimization of joint main parameters including threads geometry, make-up torque and shoulder sealing design, a new plan will be presented which has higher fatigue life than the similar API standard tool joint. Maximum stress concentration factor of improved tool joints relatively decrease from 3.47 to 2.86 compared to standard joint. In addition, experimental tests show that the average fatigue life of improved joint is 2.3 times more than the standard tool joint.