Статистика показывает, что большинство отказов (промывы, сломы) бурильного инструмента, эксплуатирующегося в наклонных и горизонтальных скважинах, вызвано усталостным разрушением. Масштаб накопленного усталостного износа бурильных труб зависит от параметров кривизны ствола скважины, кавернозности открытого ствола, типа применяющейся промывочной жидкости, величины производительности промывочной жидкости и эрозионного износа наружной поверхности тела бурильной трубы, величины растягивающей нагрузки в интервале интенсивного искривления ствола скважины, числа циклов вращения бурильной трубы на участках максимальной пространственной интенсивности искривления [1].
Усталостные разрушения по телу бурильных труб часто имеют характерный внешний вид, отличный от разрушений из-за превышения допустимых предельных нагрузок. Усталостная трещина плоская и перпендикулярна к оси трубы (рис. 1). При образовании трещины поток промывочной жидкости часто размывает трещину, что в свою очередь приводит к сквозному промыву тела бурильной трубы (рис. 2). Усталостная трещина, которая размывается потоком промывочной жидкости, как правило, сохраняет свою поперечную ориентацию. Процесс распространения усталостной трещины в сумме с приложением комбинированных нагрузок растяжения и кручения может привести к внезапному катастрофическому разрушению тела трубы до того, как трещина станет достаточно большой (рис. 3) [2].
Особо остро мы столкнулись с проблемой преждевременного усталостного износа бурильного инструмента при бурении горизонтальных эксплуатационных скважин на проектный горизонт ПК1 в Тазовском районе Западной Сибири. Конструкция данных скважин предусматривает посадку башмака эксплуатационной колонны 178 мм в кровлю пласта ПК1 под зенитным углом 90 градусов и вертикали 1186 м, с последующим бурением секции 114 хвостовика долотом 152,4 мм и протяженностью открытого ствола до 2000м. 
При бурении двух стволов общая протяженность проходки по проектному горизонту может составлять до 4000м. Бурение по проектному горизонту осуществляется с применением бурильного инструмента СБТ 102х8,38 S-135, РУС (роторно-управляемой системы) и моторизированной секции в КНБК. Максимальные фактические пространственные интенсивности искривления в секции эксплуатационной колонны достигают 2,6 град/10м. (рис4). В качестве промывочной жидкости используется ингибированный солевой буровой раствор с минерализацией по KCL 4–5 %. Продуктивный горизонт представлен неоднородным коллектором, вследствие чего в процессе проводки секции 114 эксплуатационного хвостовика на плотных заглинизированных участках наблюдается падение механической скорости проходки с 40 м/ч до 5–
10 м/ч, и увеличение вибрационных нагрузок на бурильную колонну.
При падении механической скорости проходки значительно увеличивается накопленный усталостный износ бурильных труб – за счет увеличения циклов вращения и действия максимальных изгибающих напряжений в интервалах с максимальной пространственной интенсивностью искривления. 
Применение в качестве промывочной жидкости слабоминерализованного бурового раствора в сумме с знакопеременными изгибающими напряжениями приводит к образованию дополнительных концентраторов напряжений в виде питтинговой коррозии на наружной стенке тела бурильной трубы. Скорость коррозии в слабоминерализованных буровых растворах значительно выше, чем в пресных. Скорость коррозии зависит от массовой доли соли в буровом растворе. С увеличением концентрации соли в буровом растворе до 5 % скорость коррозии увеличивается и достигает своего пика. При концентрациях соли выше 5 % скорость коррозии снижается, что связано с уменьшением растворимости кислорода. Для минерализации 15 % скорость коррозии ниже, чем в пресной воде (рис. 5) [3].
Работа бурильных труб в данных условиях требует от буровиков ведения наработки комплекта не только в часах циркуляции и метрах проходки, но и в %-ном накопленном усталостном износе – для возможности прогнозирования ресурса и своевременной замены отработавших бурильных труб.
При эксплуатации бурильных труб на участках с высокой пространственной интенсивностью искривления бурильная труба, вращаясь, подвергается действию переменного напряжения изгиба. Соотношение между максимальным переменным напряжением изгиба и пределом усталости бурильной трубы на данных участках определяется уравнением [4]:
σ = a × Nb (1)
σ – максимально изгибающее напряжение;
N – предел усталости бурильной трубы, безразмерная величина, обозначает максимально возможное число оборотов (циклов) на определенном искривленном участке скважины;
a и b – экспериментально полученные величины, определяющие усталостные свойства материала, в том числе и при работе бурильных труб в коррозионной среде (Sathuvalli U.B., Payne M.L., Pattillo P.D., Livesay R.B.: «Advanced assessement of drillpipe fatique and application to critical well engineering» paper SPE 92591, prepared for presentation at the SPE/IADC Drilling Conference held in Amsterdam, the Netherlands, 23-25 February 2005).
Накопленный усталостный износ бурильных труб D на определенном участке скважины – i определяется как частное от деления фактического числа оборотов бурильных труб ni на соответствующий предел усталости Ni данных бурильных труб на данном участке:
Di = (ni / Ni ) ×100 % (2)
Бурильные трубы при различных технологических операциях в скважине (бурении, разбуривании технологической оснастки, прямой и обратной проработке, промывке с вращением) последовательно проходят участки с интенсивным искривлением «сверху-вниз» и «снизу-вверх». Суммарный усталостный износ D бурильных труб равен сумме величин Di каждого участка. Величина D, в процентах соответствует размеру усталостных трещин. Если величина D превышает 100 %, это означает, что трещина распространилась сквозь всю стенку бурильной трубы.
Фактическое число циклов бурильных труб ni определяется по результатам реальных данных из листа с параметрами бурения или следующим выражением:
ni =(60×RPMхL) / VOP (3)
RPM – скорость оборотов вращения ротора или шпинделя ВСП;
VOP – механическая скорость проходки, проработки на данном участке скважины i;
L – длина данного участка ствола скважины i;
Практическая последовательность вычислений реализуется следующим образом:
В программном комплексе «Landmark» по фактическим параметрам производится моделирование процессов бурения, обратной проработки через каждые 100 м открытого ствола, и выводятся максимальные изгибающие напряжения на каждую бурильную трубу (рис. 6).
Далее, зная максимальные изгибающие напряжения на каждой трубе σ и имея исходные данные по количеству фактических циклов вращения ni, можно определить предел усталости трубы N из выражения (1), а также накопленный усталостный износ бурильных труб Di на каждом рассматриваемом участке из выражения (2) (рис. 7).
Общий накопленный усталостный износ каждой бурильный трубы D комплекта будет определяться суммой накопленного усталостного износа Di на каждом рассматриваемом участке ствола скважины в привязке к фактическим операциям с вращением бурильной колонны – бурение, прямая и обратная проработка, вращение с промывкой, разбуривание технологической оснастки, срезка на новый ствол и т.д. (рис. 8).
Один из примеров подтверждения данной методики в промысловых условиях показан на фото коррозионно-усталостного износа бурильных труб при очередном инспекционном контроле с расчетным накопленным усталостным износом – 62 % (рис. 9).
Эксплуатация бурильных труб с данными дефектами недопустима, так как имеются риски разрушения бурильной колонны, с последующей потерей дорогостоящей КНБК в скважине и ликвидацией уже пробуренного ствола [2].
Для минимизации накопления коррозионно-усталостного износа бурильного инструмента, применительно к условиям, где существует данная проблема, постоянно следует придерживаться следующих комплексных технологических мероприятий:
1. Применение в слабоминерализованных буровых растворах на водной основе ингибиторов коррозии и поглотителей кислорода;
2. Проектирование параметров траектории скважины и поддержание фактической пространственной интенсивности искривления на минимально возможных значениях;
3. При бурении многозабойных скважин максимально сократить время срезки на новые стволы путем подбора оптимального технологического оборудования в КНБК,
режимных параметров срезки, а также необходимо прогнозирование интервалов срезки с наиболее оптимальными геологическими условиями;
4. Применение в составе КНБК с РУС дополнительных моторизированных секций с винтовым забойным двигателем (ВЗД) для снижения количества циклов вращения бурильной колонны, расположенной выше ВЗД, снижения вибрационных нагрузок на бурильную колонну;
5. При образовании каверн в открытом стволе скважины подбор дизайна бурильной колонны осуществлять с учетом установки дополнительных толстостенных бурильных труб (ТБТ) в интервалах потенциального кавернообразования.
Следующим этапом усовершенствования внедренной методики расчета накопленного усталостного износа бурильного инструмента нашей командой является автоматическая цифровизация процесса путем применения специальных радиочастотных меток в бурильном инструменте в комплексе с цифровой платформой, аккумулирующей фактические режимные параметры с выводом расчета накопленной усталости каждой бурильной трубы в реальном времени.
Авторы статьи выражают глубокую благодарность В.С. Шаброву (ООО «ЭРИЭЛЛ НЕФТЕГАЗСЕРВИС»),
С.А. Горячеву и Э.Ш. Хайварину (ООО «Меретояха-нефтегаз») за значительный вклад в реализацию данного инжинирингового подхода к вопросам сохранения надежности бурильных колонн в сложных горно-геологических и технологических условиях строительства скважин в Западной Сибири.
