套管懸掛器抗內壓結構安全性分析

楊赟達,劉繪新,胥志雄,王延民,梁紅軍,胡文禮,曾曉蘭

(1.西南石油大學 機電工程學院,成都610500;2.中石油塔里木油田,新疆 庫爾勒841000;3.中國石油天然氣管道局 第五工程公司,河北 任丘062552;4.寶雞石油機械有限責任公司,陜西 寶雞721002)

套管懸掛器抗內壓結構安全性分析

楊赟達1,劉繪新1,胥志雄2,王延民2,梁紅軍2,胡文禮3,曾曉蘭4

(1.西南石油大學 機電工程學院,成都610500;2.中石油塔里木油田,新疆 庫爾勒841000;3.中國石油天然氣管道局 第五工程公司,河北 任丘062552;4.寶雞石油機械有限責任公司,陜西 寶雞721002)

由于井身結構廣泛采用非標套管,需要研制非標套管懸掛器。針對206.4 mm(88英寸)套管懸掛器,采用理論計算與有限元仿真相結合方法。對套管懸掛器在試壓(105 MPa)條件下進行強度校核。研究表明:16 mm壁厚時可承受最大壓力120.336 MPa;套管懸掛器坐封完畢,最大應力437.3 MPa,低于725HS鎳基合金的屈服強度(1 074 MPa),套管懸掛器強度在安全范圍。此研究方法可以推廣到其他非標套管懸掛器的研發,研究結果對于確保油氣井的正常鉆采作業具有十分重要的意義。

套管懸掛器;強度;分析;有限元

近年來,由于井身結構廣泛采用非標套管,需要重新研制非標套管懸掛器。針對實際工況進行非標套管懸掛器的強度計算與分析,不但能夠滿足工程技術要求,同時對于確保油氣井的正常鉆采作業具有十分重要的意義。

1 設計參數

1.1 結構參數及材料性能

本文針對206.4 mm(88英寸)套管懸掛器進行強度分析。套管下部螺紋為TP-NF,璧厚16 mm,材料P110-Super13Cr,接箍外徑?220 mm,理論質量75 kg/m。抗內壓102.84 MPa。設計井深5 450 m,套管懸重4 087.5 k N。套管懸掛器擬采用725 HS鎳基合金材料,根據標準要求,材料經過固熔時效處理后硬度≤41 HRC;屈服強度Rel≥1 074 MPa,抗拉強度Rm≥1 373 MPa,斷面收縮率Z≥44%,伸長率A≥24.6%,-46℃的低溫沖擊功≥49 J。

1.2 套管懸掛器抗內壓的理論計算

206.4 mm(88英寸)套管懸掛器參照圓筒形殼體進行強度校核。先按ASME壓力容器規范校核懸掛器在105 MPa的額定工作壓力下需要的理論璧厚。

按ASME壓力容器規范的規定,設計許用應力按式(1)計算:

式中:ST為試驗壓力下的最大許用主膜應力;SY為材料規定的最低屈服強度;Sm為額定工作壓力下的設計應力。

設計采用725 HS鎳基合金材料,其最低屈服強度Re1=1 074 MPa,最低抗拉強度Rm=1 373 MPa,根據設計要求,取材料的最低屈服強度SY=1 074 MPa。

校核璧厚。ASME壓力容器規范中圓筒形殼體璧厚校核的計算公式:

懸掛器的實際壁厚為16 mm,大于計算壁厚13.80 mm,滿足設計要求。

校核抗內壓強度。已知套管懸掛器實際璧厚t=16 mm,725HS鎳基合金材料的許用應力Sm為716 MPa,假設懸掛器為壓力容器的殼體,其殼體內半徑R=87.2 mm,經校核,該璧厚條件下能夠承受的內壓力:

式中:t為殼體的最小需要厚度,即懸掛器上部最薄處璧厚為16 mm;R為殼體內半徑,即懸掛器的最小直徑?174.4 mm處的半徑為87.2 mm;p為設計內壓力,即額定工作壓力105 MPa;S為在設計溫度時用于封頭計算的許用應力,即Sm=716 MPa。

套管懸掛器內徑?174.4 mm、外徑?206.4 mm,壁厚為16 mm,即為最薄弱處。在內壓105 MPa時,此處最容易產生變形,故對此處進行強度校核。

將以上數據代入,校核懸掛器在105 MPa內壓所需要的壁厚:

因此,206.4 mm(88英寸)的套管懸掛器,在璧厚為16 mm,材料為725 HS鎳基合金時,其抗內壓為120.336 MPa,可以滿足現場的使用要求(試驗壓力105 MPa)。

1.3 套管懸掛器螺紋的有限元分析

針對套管懸掛器螺紋問題,國內外學者主要通過有限元分析和試驗相結合的方法對螺紋連接部位的應力進行研究[2]。由于螺紋接觸分析涉及到材料、幾何的非線性,要求得數學上的解析解是非常困難[3],因此本文以206.4 mm(88英寸)套管懸掛器螺紋為例,使用Abaqus隱式算法進行螺紋的有限元分析。

彈塑性接觸問題的基本方程:[K(u)]{u}={P}+{R(u)} (5)式中:[K(u)]為系統的剛度矩陣,在非線性系統中是位移向量{u}的函數;{u}為節點位移向量;{P}為整體載荷矩陣;{R(u)}為整體接觸力向量,是接觸點相對位移的函數。

對于非線性接觸方程存在接觸狀態迭代和塑性修正迭代兩種迭代求解過程。求解時先用Newton迭代法解式(5)外層循環,再利用式(5)中嵌套的內層循環解出R(u)[4]。

令式(5)中f(u(n))={p}+{R(u(n))}則Newton迭代法的求解過程可表述為:

式中:u(n)為節點位移向量;Δu(n)為節點位移向量增量;[KT(u(n))]為系統切線剛度矩陣或初始切線剛度矩陣;{Ψ(u(n))}為系統不平衡力向量;{σ(n)}為應力向量;[B]為應變矩陣。

利用有限元混合法求解式(5)中的{R(u(n))},最終可得到如下方程:

式中:[F]為系統內力的撓度矩陣;[Fc]為位移變換矩陣;ΔS(n)

pi為由外載荷在接觸節點上產生的相對位移;ε(n-1)i-1為當前一對接觸節點間距向量;[Q]為接觸內力變換矩陣;Δu(n)ei為附加在剛體位移約束自由度上的位移增量向量;ΔF(n)ei為外載荷增量引起的合力增量。

1.4 套管懸掛器螺紋材料的力學分析

根據套管懸掛器和套管的結構特點,為了簡化模型而做如下假設:

1) 材料為各向同性均勻的彈性體。

2) 忽略殘余應力的影響。

3) 忽略套管懸掛器及套管的橢圓度、壁厚不均勻度的影響;將套管懸掛器和套管簡化,忽略套管掛體及套管筒體對螺紋強度影響不大的幾何特征部分。

套管懸掛器螺紋所使用的材料為725HS鎳基合金,為各向同性彈塑性材料,彈性模量為2.05×105MPa,泊松比為0.3,材料的應力-應變關系如圖1。當真實應力超過955 MPa時材料進入理想塑性狀態。

圖1 材料的真實應力-應變曲線

當套管懸掛器接頭螺紋的Von Mises應力超過材料的屈服極限時,螺紋在相應工作載荷下進入塑性狀態。Von Mises屈服準則[4]可表述為:

式中:σs為 Mises 應 力,MPa;σ1、σ2、σ3為 主 應力,MPa。

2 有限元計算結果

通過Abaqus隱式求解器求解,可得到套管懸掛器螺紋在試壓105 MPa工作載荷下的受力及應力情況。圖2為送入工具與懸掛器裝配圖。在下放套管時,套管懸掛器與套管通過螺紋連接為整體,利用套管懸掛器的下放工具將其從平臺上下放至井口內[5]。

圖2 送入工具與懸掛器裝配圖

套管懸掛器在試壓過程中,試壓壓力最大為105 MPa,數值模擬計算的套管懸掛器在此壓力下的最大應力為580.9 MPa,出現于套管懸掛器上端部分,其下端部分應力最小,應力變化趨勢為由上到下逐漸變小。如圖3所示。

圖3 套管懸掛器試壓應力云圖

套管懸掛器坐封后,試壓為105 MPa的工況下,經數值模擬計算最大應力437.3 MPa,低于套管懸掛器的屈服極限。若套管懸掛器在此試壓中坐封面的Mises等效應力最大值大于或等于套管懸掛器的屈服強度,說明套管懸掛器在內壓或軸向拉力的作用下開始進入彈塑性階段。如圖4所示。

圖4 套管懸掛器試壓過程中坐封面應力云圖

套管懸掛器在試壓為105 MPa的工況下,套管懸掛器下部螺紋的最大應力為448.2 MPa,最大應力出現在套管懸掛器下部螺紋的至上而下的最后一扣,因此最后一扣最容易發生屈服。這與螺紋的實際塑性變形位置相符,說明所建立的有限元接觸分析模型正確,分析結果可靠。如圖5所示。

圖5 套管懸掛器下部螺紋應力云圖

3 結論

1) 套管懸掛器在試壓工況(105 MPa)下,最大應力為580.9 MPa,小于725 HS鎳基合金的屈服強度(1 074 MPa)。經理論計算,105 MPa所需最小壁厚13.8 mm。16 mm壁厚時套管可承受最大120.336 MPa應力,符合規范要求。

2) 套管懸掛器坐封完畢,懸掛重力4 087.5 k N,試壓105 MPa。經有限元分析的最大應力為448.2 MPa,小于725 HS鎳基合金抗拉強度(1 373 MPa)。經過理論計算,可承受最大懸掛重力為17 729.6 k N,有4倍的安全系數,是安全的。

3) 本文采用理論計算與有限元仿真相結合的分析方法是合理、可靠的,此方法可用于其他非標套管懸掛器的設計計算。

[1] 丁伯民.ASME壓力容器規范分析與應用[M].北京:化學與工藝出版社,2009.

[2] 余世杰,袁鵬斌,魏立明,等.鉆桿接頭螺紋粘扣原因分析[J].石油鉆采工藝,2011,33(1):112-116.

[3] 李潤方,林騰蛟,唐倩,等.石油鉆桿聯接螺紋彈塑性接觸有限元分析[J].石油礦場機械,1998,27(6):44-46.

[4] 石亦平,周玉蓉.ABAQUS有限元分析實例詳解[M].北京:機械工業出版社,2006:169.

[5] 張居勤,高連新,李飛鍵,等.油井管螺紋粘扣類型及其原因分析[J].鋼管,2004,33(4):16-20.

Casing Hanger Internal Pressure Structural Safety Analysis

YANG Yun-da1,LIU Hui-xin1,XU Zhi-xiong2,WANG Yan-min2,LIANG Hong-jun2,HU Wen-li3,ZENG Xiao-lan4
(1.College of Mechanical and Electrical Engineering,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China;2.PetroChina Tarim Oilfield Company,Korla 841000,China;3.The Fifth Largest Natural Gas Engineering Company,China Petroleum Pipeline Bureau,Rengqiu 062552,China;4.Baoji Oilfield Machinery Co.,Ltd.,Baoji 721002,China)

As well structure widely has been used non-standard casing,so it is necessary to re-develop non-standard casing hanger.In this paper,by adoption of 88″casing hanger,theoretical calculation and finite element simulation combined analysis were used.Under the 105MPa,the pressure of casing hanger has been tested the strength.Studies show that:under the Casing hanger pressure test processing,16mm Wall thickness withstood the maximum pressure120.336 MPa.Casing hanger packer has been completed,with maximum stress 437.3 MPa,which lower yield strength of the Ni-based alloy.Casing hanger strength has been in a safe range.This research method can be extended to other non-standard casing hanger development,the results will not only be able to meet the engineering requirements,but also to ensure the normal drilling operations wells has very important significance.

casing hanger;strength;analysis;FEM

TE925

A

1001-3482(2014)02-0075-04

2013-08-09

中石油科研課題“氣體鉆井井口裝置沖蝕機理研究與結構改進”(2010C-2100)

楊赟達(1984-),男,四川內江人,碩士研究生,研究方向為石油天然氣裝備設計,E-mail:592419412@qq.com