Содержание к диссертации
Введение
Анализ существующих технических средств, методов и технологии перфорации 9
1.1. Состояние и анализ методов перфорации продуктивных пластов... 9
1.1.1. Кумулятивные, пулевые и торпедные перфораторы 14
1.1.2. Сверлящие перфораторы 30
1.1.3. Гидропескоструйная перфорация, гидроперфорация 32
1.1.4. Щелевая гидромеханическая перфорация 41
1.2. Выбор перфорационной жидкости и плотности перфорации при вскрытии продуктивного пласта 48
1.3. Особенности вторичного вскрытия пластов на месторождениях Западной Сибири 51
Выводы по 1-й главе 63
Исследование напряженного состояния компоновки насосно- компрессорных труб с гидромеханическим перфоратором 64
2.1. Разработка технологического процесса гидромеханической щелевой перфорации 64
2.2. Исследование материалов накатного ролика щелевого перфоратора 68
2.2.1. Упрочнение материала методом катодно-ионной бомбардировки 72
2.2.2. Исследование подшипниковой стали ШХ-15 методами ионного имплантирования 81
2.3. Устойчивость обсадной колонны после щелевой перфорации 86
2.4. Взаимодействие низа колонны НКТ с обсадной колонной при перфорации наклонно направленных скважин 89
2.5. Разработка моментомера для определения момента закручивания колонны НКТ при щелевой перфорации 92
Выводы по 2-й главе 96
3. Разработка и исследования компоновки щелевого перфоратора и шарнира 97
3.1. Щелевой перфоратор в компоновке с шарниром и НКТ 97
3.2. Прочностные расчеты базовых узлов перфоратора 101
3.2.1. Работа перфоратора в компоновке с НКТ в наклонно направленной скважине 101
3.2.2. Расчет на прочность базовых узлов перфоратора 103
3.2.3. Расчет перфорированных труб на устойчивость 109
3.3. Стенд для отработки техники и технологии гидромеханической щелевой перфорации 111
3.4. Промысловые испытания компоновки щелевого перфоратора с шарниром и обработка полученных результатов 117
3.5. Разработка методического руководства по применению технологий гидромеханической щелевой перфорации 127
3.5.1. Подготовительные мероприятия 127
3.5.2. Подготовка перфоратора к работе и спуск в скважину 128
3.5.3. Привязка перфоратора к интервалу перфорации и подготовительные работы перед перфорацией 129
3.5.4. Технология создания щелевых каналов накатным диском перфоратора 130
3.5.5. Размыв цементного камня и горной породы 131
3.5.6. Меры безопасности при работе с перфоратором 133
Выводы по 3-й главе 133
7. Основные выводы и защищаемые положения 134
Литература
- Кумулятивные, пулевые и торпедные перфораторы
- Выбор перфорационной жидкости и плотности перфорации при вскрытии продуктивного пласта
- Исследование подшипниковой стали ШХ-15 методами ионного имплантирования
- Работа перфоратора в компоновке с НКТ в наклонно направленной скважине
Введение к работе
Актуальность проблемы. Важнейшей задачей нефтегазодобывающей промышленности страны на современном этапе является продление срока службы скважины, используя различные способы восстановления проницаемости прискважинной области пласта для повышения её дебита. Одним из основных способов повышения продуктивности пласта скважины является перфорация с использованием устройств различных конструкций.
Широко применяемая в настоящее время кумулятивная перфорация не обеспечивает совершенной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной. Это связано и с высокими ударными нагрузками, температурой, неэффективностью срабатывания зарядов, что приводит к разрушению крепления скважины, её преждевременному обводнению. Вторичное вскрытие пластов в кислотной среде с целью восстановления её коллекторских свойств исключает все способы перфорации, связанные с применением кабельной технологии.
Восстановить проницаемость существующих фильтрационных каналов некоторые авторы предлагают путем искусственно созданного в породе приза-бойной зоны пласта (ПЗП) разветвленной системы трещин, которая и играет роль новой системы фильтрационных каналов. Это может быть и вырезание участка обсадной колонны в продуктивном интервале ствола скважины, и нарезание щелей заданной ориентации и др.
В связи с этим многие исследователи обратили особое внимание на нормальный ряд гидродинамических перфораторов, которые обеспечивают "щадящий" режим вскрытия обсадных колонн всех типоразмеров с сохранением достигнутого качества разобщения пластов. Исследования и применение технологии по вскрытию пласта продольной щелью большой протяженности в различных регионах Российской Федерации показали эффективность этого способа. Но и в этом способе перфорации имеются свои проблемы. Требуют усовершенствования и доработки конструкции применяемых устройств, не обеспечена устойчивость накатного диска в скважинных условиях, не достигается тре-
6 буемая безотказность перфоратора и почти полностью отсутствует контроль за процессом щелевой гидромеханической перфорации с точки зрения применения современных информационных автоматизированных систем. Решению этих проблем и посвящена предлагаемая работа.
Цель работы - повышение работоспособности щелевого гидромеханического перфоратора путем поверхностного упрочнения накатного диска, совершенствования конструкции, технического обеспечения процесса с использованием вероятностно-статистических методов.
Основные задачи:
Исследования и выбор оптимального режима обработки поверхности накатного диска перфоратора, с применением различных упрочняющих технологий.
Разработка и промысловые испытания технических устройств, способствующих проведению механической щелевой перфорации.
Статистические исследования колебаний осевой нагрузки и давления жидкости при изменении технического состояния щелевого перфоратора.
Разработка методического руководства по использованию технологии щелевой гидромеханической перфорации с усовершенствованным перфоратором.
Методы решения. При проведении исследований были использованы спектрально-корреляционный анализ, теория выбросов случайных функций, современные методы планирования экспериментов, также проводились промысловые испытания новых технических и технологических решений и их анализ.
Научная новизна
1. Вероятностно-статистические характеристики выбросов случайных колебаний давления жидкости за некоторый фиксированный уровень и спектра колебаний осевой нагрузки характеризуют техническое состояние щелевого перфоратора в процессе его эксплуатации.
Установлены зависимости характерных частот спектра колебаний осевой нагрузки (coj = 0,05 Гц; а>2 = 0,5 Гц) и различных режимов работы механического перфоратора.
Анализ работы звеньев щелевого перфоратора позволил установить критическое значение силы вдавливания накатного диска в тело обсадной колонны.
Основные защищаемые положения
1. Методика оценки технического состояния щелевого гидромеханического
перфоратора в процессе эксплуатации с применением вероятностно-
статистических методов анализа случайных колебаний параметров и автомати
зированных систем контроля.
2. Использование вероятностных характеристик значений амплитуды
спектральной плотности, числа выбросов за установленный уровень, коэффи
циента вариации случайных колебаний параметров в качестве диагностических
критериев оценки технического состояния щелевого перфоратора.
Технические решения и способы оценки работоспособности щелевого перфоратора в процессе эксплуатации.
Результаты лабораторных и промысловых исследований процесса щелевой механической перфорации.
Практическая ценность
Разработан промысловый стенд на базе учебной буровой установки в Уфимском УБР, работа которого и щелевого перфоратора контролируются с помощью автоматизированного измерительно-вычислительного комплекса «Спектр».
Разработана компоновка щелевого механического перфоратора с шарнирным соединением и НКТ, работоспособность которой подтверждена промысловыми испытаниями в НГДУ «Уфанефть», ТИП «Когалымнефтегаз».
(
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на:
научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых вузов (Уфа - 1997,1998,2002-2004);
второй научно-технической конференции "Современные проблемы надежности" (Москва, 1997);
международной научно-технической конференции "Проблемы нефтегазового комплекса России" (Уфа, 1998);
IV конгрессе нефтегазопромышленников России. Секция Н "Наука и образование в нефтегазовом комплексе" (Уфа, 2003);
второй Всероссийской учебной научно-методической конференции "Передовые концепции механического образования в технических и технологических университетах по реализации государственных образовательных стандартов" (Уфа, 2004);
Всероссийской научно-технической конференции "Проектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования: проблемы и решения" (Уфа, 2004);
XVI-й межотраслевой научно-практической конференции по проблемам строительства и ремонта скважин "Заканчивание и ремонт нефтегазовых скважин с полным сохранением их продуктивности" (Краснодар-Анапа, 2004).
Публикации
Основное результаты диссертационной работы изложены в 11 печатных работах, в том числе 3 статьях, 6 тезисах и 2 патентах РФ.
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, трех глав и основных выводов. Работа изложена на 160 страницах машинописного текста, в том числе содержит 50 рисунков, 11 таблиц, список литературы из 175 наименований, 4 приложения.
Кумулятивные, пулевые и торпедные перфораторы
Показатели свойств указанной перфорационной жидкости: - плотность, кг/м3 1120-1180; - поверхностное натяжение на границе с керосином, мН/м 5-7 - температура замерзания, С от -30 до -40
В случае перфорации при депрессии: 1. Производится смена воды в скважине на товарную нефть. 2. Желонкой с забоя скважины отбирается проба нефти для определения содержания в ней воды (должно быть не более 0,5%) и механических примесей. Содержание механических примесей не должно превышать 100мг/л. 3. Производится снижение уровня в скважине на расчетную глубину. 4. Так как в скважине находится нефть, то снижение уровня компрессо-ванием разрешается только на инертном газе, причём на расчетных глубинах должны быть установлены перепускные муфты. 5. При снижении уровня в скважине методом свабирования необходимо руководствоваться РД39-00147275-032-97 "Технологический регламент на освоение эксплуатационных скважин после бурения и капитального ремонта, на испытание и исследование поисково-разведочных скважин методами свабирования".
В случае перфорации при репрессии: 1. Применяется перфорационная жидкость на основе чистой подтоварной пластовой воды (плотность 1025-1030 кг/м ), обработанной ПАВ ПКД-515 и утяжелённой хлористым калием. 2. Спускают НКТ до искусственного забоя и через трубное пространство производят замену пресной воды на подтоварную воду. Закачивают порцию приготовленной перфорационной жидкости на забой. 3. Методом обратной циркуляции перфорационная среда вместе с про дуктами перфорации вымывается товарной нефтью. При выполнении данной операции особое внимание обращается на непрерывность процесса, особенно при наличии в компоновке пусковых муфт и на заполнение затрубного пространства, когда нефть начинает поступать в НКТ. 4. Снижение уровня производится свабированием (РД39-00147275-032-97). 5. По результатам свабирования принимается решение о проведении кислотной обработки или пеноосвоении или о передаче скважины НГДУ. 6. Если скважина фонтанирует, то производятся гидродинамические исследования хотя бы на одном из режимов.
Наиболее важными параметрами, характеризующими различные перфорационные системы являются: длина перфорационного канала, диаметр перфорационного канала, плотность перфорации и фазировка перфоратора (рисунок 1.1).
Для различных типов операций вторичного вскрытия скважин на первое место может выходить каждая из характеристик перфорации. Например, при операциях вторичного вскрытия в уплотненных коллекторах наиболее важными характеристиками являются длина перфорационного канала, фазировка и плотность перфорации, а при операциях вторичного вскрытия в слабосцемен-тированных песчаниках и песках наиболее важны диаметр перфорационного канала и плотность перфорации; для гидроразрыва пласта - диаметр перфорационного канала и фазировка.
На территории России в подавляющем большинстве применяются операции вторичного вскрытия в уплотненных коллекторах, поэтому на первое место по важности выходит такая характеристика перфорации, как длина перфорационного канала. Наибольшая длина перфорационного канала достигается при применении в зарядах прессованных порошковых воронок
Известны различные методы перфорации: пулевая, торпедная, кумулятивная, химическая, прокалывающая, сверлящая, фрезерующая, термическая, электролитическая, гидропескоструйная, гидравлическая, механическая [1-27, 99-109, 123, 137]. Рассмотрим некоторые из них и их особенности.
Кумулятивные, пулевые и торпедные перфораторы
Эти типы перфораторов по принципу их действия относятся к прострелоч-ному типу. Их спускают в скважину на кабеле и приводят в действие посылкой с поверхности импульса электрического тока.
Пулевые перфораторы
При пулевой перфорации в скважину на электрическом кабеле спускается стреляющий пулевой аппарат, состоящий из нескольких (8-Ю) камер - стволов, заряженных пулями диаметром 12,5 мм. Камеры заряжаются взрывчатым веще ством и детонаторами. При подаче электрического импульса происходит залп. Пули пробивают колонну, цемент и внедряются в два вида пулевых перфораторов: перфораторы с горизонтальными стволами. В породу. Существует этом случае длина стволов мала и ограничена радиальными габаритами перфоратора; перфораторы с вертикальными стволами с отклонителями пуль на концах для придания полету пули направления, близкого к перпендикулярному по отношению к оси скважины.
Пулевой перфоратор ПБ-2 собирается из нескольких секций. Вдоль секции просверлено два или четыре вертикальных канала, пересекающих камеры с взрывчатым веществом, стволы которых заряжены пулями и закрыты герметизирующими прокладками. Верхняя секция - запальная - имеет два запальных устройства. При подаче по кабелю тока срабатывает первое запальное устройство, и детонация распространяется по вертикальному каналу во все камеры, пересекаемые этим каналом. В результате почти мгновенного сгорания взрывчатого вещества давление газов в камере достигает 2 тыс. МПа, под действием которых пуля выбрасывается.
Выбор перфорационной жидкости и плотности перфорации при вскрытии продуктивного пласта
Имплантированию ионами азота N были подвергнуты образцы из под шипниковой стали №100 и №226 при следующем режиме: Энергия ионов Е = 40кэв. Доза облучения Д = 1017ион/см2 Плотность потока J = 20 - - 40мкА/ см Вакуум Р = 8-10"4н/м2
Время имплантации t = ЗОмин. При трении в области фактического контакта развивается напряжение растяжения, уровень которого сопоставим с прочностными характеристиками материала. Эффективным средством увеличить сопротивляемость напряжением растяжения при трении является создание остаточных напряжений сжатия в поверхностном слое.
На рисунке 2.12 показана микроструктура образца, обработанного по ядерной технологии ионного имплантирования ионами азота N4".
Рисунок 2.12 - Микроструктура образца с выходом на поверхность
На рисунке 2.13 показана основная структура материала, как видим, ионное имплантирование никакого влияния на основание матрицы не оказало. Структура матрицы рисунка 2.13 также, как и структура исходного состояния материала ШХ-15 на рисунке 2.4, представляет мелкозернистый мартенсит.
На рисунке 2.14 показана поверхность образца обработанного на установке Вита ионами азота, которая резко отличается от исходной поверхности изображенной на рисунке 2.5.
Ионы с одинаковой энергией, имплантируемые в твердое тело, останавливаются в некотором интервале глубин, что обусловлено статическим разбросом энергетических потерь. Для большей однородности необходимо использовать ряд разных значений энергии, что за счет прерывания зон дает плоский профиль концентрации. Исследование показало, что поверхности, обработанные ионным имплантированием, не отслаиваются и не растрескиваются, поскольку модифицированный слой, в отличие от других видов покрытия, не имеют выраженной границы раздела с основным материалом, механизм подобных эффектов довольно сложен. Однако ионное имплантирование резко повысило износостойкость и является исключительно перспективным методом. К достоинствам данного метода также следует отнести контролируемость процесса, возможность автоматизации и экологическая чистота.
Лабораторные исследования образцов из подшипниковой стали при температуре 150-200С показали повышение износостойкости порядка 5 раз. Пред положительно, что это связано с образованием на поверхности материала оксида, действующего как смазка.
Большинство специалистов связывают повышение износостойкости облученных образцов с повышением микротвердости, изменением субструктуры и напряженного состояния материала под воздействием облучения.
При ионной имплантации наблюдается увеличение микротвердости слоев материала. При имплантации азота в сталь происходит образование нитридов. Количество и виды нитридов определяют уровень повышения микротвердости и износостойкости.
В работе [37] приведены исследования по ионной бомбардировке поверхностей предварительно хромированных, что позволило уменьшить износ деталей в несколько раз. При этом отмечается положительное влияние на износостойкость деталей напряжений сжатия, возникающих при имплантации. Поэтому, нами проведены испытания по износостойкости на опорах из подшипниковой стали, которые были предварительно хромированы на глубину 0,03мм, а затем обработаны ионным имплантированием азотом. Сравнительный анализ по различным видам упрочнений показал, что ионы азота более стабильно внедрились в поверхность хрома и создали более твердые карбиды, что можно заметить и по остаточным напряжениям, представленными в таблице 2.2. Таблица 2.2 — Результаты исследований различных видов упрочнений Коррозионные циклические испытания проводились для всех образцов по следующей методике.
Образцы нагревались до температуры 350С ± 25С в соляном растворе в течение 1 часа. Было проведено 3 цикла обработки по 24 часа в 3% растворе NaC-E при t = 40С, и 7 циклов по 24 часа в 1% растворе Nad при t = 40С. Суммарное время испытаний составило 250 часов. В результате установлено следующее: 1. Образцы исходного состояния имеют сильный наклеп коррозии. 2. На образцах обработанных по методу КИБ не наблюдается ржавчины. 3. На хромированных образцах наблюдаются точечные проявления коррозии. 4. На образцах подвергнутых ионному имплантированию и с предварительным хромированием коррозии не наблюдается.
Влияние различных видов упрочнений на износ определялось на машине Шкода-Савина при следующих условиях. Ролик диаметром 70 м, изготовленный из твердого сплава типа ВК8 шириной 2,5 мм. Под нагрузкой 150 не было совершено 10000 оборотов образца. На образцах появились лунки, по объему которых и были определены величины износа, представленные в таблице 2.2.
Также были проведены исследования по влиянию шероховатости поверхности на величину износа образцов. Разброс значений Ra составил от 0,02 до 2,5. Оказалось, что чем лучше обработана поверхность, тем меньше износ. Исследуемые образцы были проверены на линейный износ "Л" в зависимости от свойств поверхности после различной обработки, при постоянном пути "S", и определены коэффициенты трений, что видно из таблицы 2.3 [37, 81, 90].
Исследование подшипниковой стали ШХ-15 методами ионного имплантирования
При проведении работ по щелевой перфорации при капитальном ремонте или освоении новых скважин, характерным недостатком данного вида вскрытия пласта являются частые отказы в работе перфоратора, проявляющиеся в выходе из строя накатного диска. Характер излома диска указывает на наличие кроме изгибающего еще и крутящего момента. В работах ряда авторов было отмечено, что при возвратно-поступательных движениях колонны НКТ, а также штанг, особенно в наклонно направленных скважинах, имеют место, крутильные колебания, которые являлись основной причиной разворачивания колонн. В работе Ишмурзина А.А., доказано возникновение крутящих моментов в колонне труб и штанг, в особенности для пространственно-искривленных скважин. Автор поясняет, что если приложить растягивающую или сжимающую нагрузку, то винтовая линия по образующей колонны штанг стремится выпрямиться, раскрутиться. Это и вызывает возникновение крутящего момента, которое связано с углом закручивания колонны/?, выражением: MKP=G-Jp- (2.6) где GJP - жесткость колонны; dl - элементарное расстояние распространения закручивания колонны штанг на dp. Для доказательства данного явления работы колонны была изготовлена конструкция моментомера разработанная совместно с Фирмой "НСЛ".
Моментомер представляет собой устройство для замера и контроля крутящего момента (Мкр) при свинчивании резьб НКТ и был применен для определения (Мкр) при возвратно-поступательном движении колонны НКТ при ремонтных работах в скважине. Моментомер состоит из корпуса 6 (рисунок 2.20), торсионного упругого элемента 5, коромысла 7, стрелки, рычага 9, шкалы 8, а также установочных и крепежных узлов.
Торсионный упругий элемент 5 выполнен в виде круглого калиброванного стержня, снабженного с обоих концов посадочными головками квадратного сечения, переходящего в круглое, при помощи которых он фиксируется с одной стороны в корпусе 6, а с другой в коромысле 7 в одноименных посадочных гнездах. Коромысло 7 выполнено в виде П-образной формы и жестко механически связано при помощи болтов с рычагом 9. На рычаге 9 установлена ось 15, которая связана со стрелкой 1, размещенной на оси 14. На верхней плоскости корпуса зафиксирована шкала 8 с делениями, каждое деление которой соответствует определенной величине момента приложенной к резьбовому соединению НКТ в процессах возвратно-поступательного движения. Шкала 8 градуирована в Ньютонах-метрах.
Принцип работы моментомера основан на преобразовании приложенного крутящего момента свинчивания и развинчивания резьбовых соединений НКТ в угловую упругую деформацию калиброванного торсиона 5, а далее в угловое перемещение жестко связанного с ним рычага 9 и стрелки 1.
Работа моментомера осуществляется следующим образом. Моментомер надевается на жесткую направляющую, для этого в корпусе имеется П-образный паз, закрытый с одной стороны плитой 11, образующей прямоугольное отверстие и имеется установочные винты. Устройство одевается на водило сверху и закрепляется установочными винтами 12 неподвижно.
При возвратно-поступательном движении НКТ рукоятка ключа КТГУ взаимодействует с коромыслом 7 и крутящий момент от труб передается на торсион 5. Поскольку кручение происходит в зоне упругих деформаций угол кручения торсиона 5 пропорционален моменту кручения возникающем в колонне НКТ. Для возможности контроля за крутящим моментом величина угла кручения торсиона 5 передается на стрелку 1 посредством рычага 9 с преобразованием углового перемещения в 20 раз. Для удобства визуального наблюдения на стрелке установлен флажок с яркой окраской, а допускаемые величины крутящих моментов свинчивания резьбовых соединений НКТ указаны на шкале широкими рисками. От приложенной силы на гидророторе стрелка моментомера перемещается указывая крутящий момент, действующий на резьбовое соединение. При достижении допускаемой величины крутящего момента гидроротор отключается. Без нагрузки стрелка моментометра должна находится на уровне деления 0.
Расчет торсионного элемента Для расчета торсиона была применена схема рисунок 2.20, состоящая из колонны НКТ, гидроротора, ключа КТГУ и моментомера (стандартная схема контроля момента при свинчивании и развинчивании НКТ). При свинчивании (развинчивании) труб рукоятка ключа КТГУ взаимодействует с коромыслом 7 и крутящий момент от гидроротора передается через коромысло на торсион 5. М= 6-Ю3 н.м - момент гидроротора Li = 0,23 м - расстояние от оси ротора до точки приложения силы.
Работа перфоратора в компоновке с НКТ в наклонно направленной скважине
Основным препятствием для широкого использования механической щелевой перфорации является обеспечение устойчивости накатного диска в сква-жинных условиях. Дело в том, что механические нагрузки на этот узел обусловлены как объективными, так и субъективными факторами, иногда могут достигать предельных значений, что вызывает поломку накатного диска. Анализ распределения нагрузок позволил разработать принципиально новый режущий узел перфоратора, в котором накатный диск работает в оптимальном режиме, тем самым исключается возможность его слома при перфорации.
Другой очень важной задачей является обеспечение долговечности перфоратора. Существующая технология заканчивания скважин такова, что во многих случаях ему приходится длительное время находиться в скважине, в среде агрессивной жидкости, в результате все узлы перфоратора подвергаются коррозии. С целью уменьшения последней разработана специальная система смазки трущихся поверхностей перфоратора. Как показала практика, при такой системе даже после нескольких дней пребывания на забое, в среде солевого раствора все сальники, цилиндры и поршни не подвергаются коррозии. Это позволило выполнять большее число операций одним устройством.
Работа со щелевыми перфораторами показала, что не всегда в распоряжении буровой бригады имеется комплект исправных НКТ, способных длительное время выдерживать давление 15МПа. В связи с этим в конструкцию щелевого перфоратора включен добавочный силовой гидроцилиндр, который позволил снизить рабочее давление в НКТ при перфорации до 6-8МПа. Это значительно расширило возможности перфоратора.
Зависимость стойкости ролика от качества его изготовления, марки стали заготовки и ее термообработки, нагрузки на ролик, скорости его подачи, а также состояние поверхности трубы соответствует результатам, которые получены при накатывании роликами резьб и шлицев в станкостроении. При формировании канавки на внутренней поверхности обсадной трубы ролик не разрушается за исключением случаев, когда он работает в специфических условиях. Например, если в интервале перфорации встречаются уступы в местах муфтового соединения или нарушения в трубе после работы ловильным инструментом либо кумулятивным перфоратором, то ролик ударяется об уступы и преждевременно разрушается. В связи с этим при планировании работ в скважине, места с уступами необходимо исключать из интервала перфорации.
В отличие от быстрого (8-30с) процесса накатывания резьбы или шлицев щель длиной 300мм в обсадной трубе накатывают роликом более длительно: в течение 2-3 мин. В результате в поверхностном слое металла, канавки образуют наклеп: исходная твердость поверхности трубы, равная HRC3 = 28-31, на отдельных участках увеличивается до 45-55. Из-за многоциклового контактирования рабочей кромки ролика, имеющей твердость HRC3 = 59-62 с наклепом, кромка иногда разрушается: сначала на ней появляются радиальные микротрещины, которые быстро распространяются по ролику до его ступицы.
Специфические условия возникают и в процессе увеличения размера главной трещины, когда на одном участке она отклоняется на 2-3 от прямо 103 линейной траектории движения симметрично установленных роликов: на таком участке ролик ломается от дополнительно действующего на него изгибающего усилия. При механическом вдавливании накатного диска обсадная колонна, в плоскости контакта, испытывает первоначально напряжение смятия, затем напряжение среза.
Цель вдавливания накатного диска — разрушение обсадной колонны, т. е. образование в ней продольной трещины (щели). В данном случае, напряжение разрушения равное напряжению образования трещины можно определить по формуле [118]:
