Двухупорное резьбовое соединение буровых труб



Двухупорное резьбовое соединение буровых труб

 


Владельцы патента RU 2616950:

Открытое акционерное общество "Завод бурового оборудования" (RU)

Изобретение относится к буровым трубам, т.е. к обсадным, бурильным и насосно-компрессорным трубам, применяемым в геологоразведочном и глубоком бурении. Технический результат - обеспечения прочности и герметичности двухупорного резьбового соединения буровых труб. Двухупорное резьбовое соединение буровых труб состоит из ниппеля и муфты, имеющее наружный и внутренний упорные стыки. В зависимости от параметров резьбового соединения и соотношения сил, необходимых для создания заданных напряжений в опасном сечении ниппеля и во внутреннем упорном стыке, зазор в упорном стыке, при свинченном, но незатянутом соединении, определяется следующей зависимостью:

δ=(1-Qвус/Qосн)Δlн+Δlм, где:

Qвус и Qосн - силы, необходимые для создания заданных напряжений соответственно во внутреннем упорном стыке и опасном сечении ниппеля;

Δlн и Δlм - удлинение и укорочение резьбового участка соответственно ниппеля и муфты при затяжке соединения. 1 табл.

 

Изобретение относится к буровым трубам, т.е. к обсадным, бурильным и насосно-компрессорным трубам, применяемым в геологоразведочном и глубоком бурении.

Резьбовое соединение с двухупорной резьбой в практике геологоразведочного, в том числе отечественного, бурения используется, например, в ближайшем аналоге, бурильной трубе, принятой за прототип предлагаемого, и входящей в комплекс колонкового снаряда со съемным керноприемником (стандарт СССР - ГОСТ 26250). Кроме того, оно применяется и в обсадных геологоразведочных трубах (американский стандарт DCDMA) [1].

В последнее время оно нашло применение в отечественных бурильных трубах с приваренными замками для глубокого бурения на нефть и газ, хотя и не стандартизовано.

Такое соединение позволяет повысить герметичность обсадных, насосно-компрессорных и бурильных колонн, а также крутящий момент последних в процессе бурения скважины.

Однако опыт применения бурильных труб с таким соединением, например, в составе комплексов со съемным керноприемником показал нестабильность его по показателю безотказности, выражавшееся в том, что обрывы бурильной колонны по резьбовым соединениям плохо коррелировались с их наработкой в скважине.

Это подтвердилось и результатами стендовых испытаний на знакопеременный изгиб образцов бурильных труб диаметром 55 мм с толщиной стенки 4,8 мм и трапецеидальной резьбой конусностью 1:32 комплекса ССК-59 (ГОСТ 26250). Циклическая долговечность при одном и том же изгибающем моменте (750 нм) и базе испытаний 5⋅106 циклов нагружения отличалась на несколько порядков [1].

Нестабильность циклической долговечности такого соединения объясняется несоответствием зазора во внутреннем упорном стыке соотношению сил, необходимых для создания заданных напряжений во внутреннем упорном стыке и в опасном сечении ниппеля.

Согласно ГОСТ 26250 расстояние между упорными торцами и уступами наружной резьбы (условно ниппель) и внутренней резьбы (условно муфта) для трех диаметров трубы 43; 55 и 70 мм установлено одинаковым и равным 41±0,05 мм.

С учетом заданного допуска имеем после полного свинчивания следующие величины зазора во внутреннем упорном стыке: два нулевых, один +0,10 и один -0,10 мм. Последний из них означает наличие зазора не во внутреннем, а в наружном стыке.

Такой широкий диапазон зазора во внутреннем стыке не обеспечивает после затяжки резьбы требуемые нагрузки и напряжения, соответствующие площадям опасного сечения ниппеля и внутреннего упорного стыка.

Последний же случай, когда после затяжки соединения зазор может оказаться не во внутреннем, а в наружном стыке, приведет к незамедлительному обрыву бурильной колонны.

Как видим, диапазон разброса значений зазора во внутреннем стыке согласуется с разницей по циклической долговечности испытанных образцов.

Известно двухупорное резьбовое соединение [2], отличающееся тем, что между упорным уступом муфты и упорным торцом ниппеля установлена прорезная пружина, благодаря чему, после затяжки соединения, обеспечивается строго заданная осевая нагрузка на наружный стык, как разница между задаваемой общей силой затяжки резьбового соединения и силой, создаваемой пружиной на внутренний упорный стык. Однако недостатком такого соединения является то, что в тонкостенных трубах, к каковым относится труба по ГОСТ 26250, установить прорезную пружину с заданными геометрическими параметрами, из-за ограниченного пространства, практически невозможно.

Задача изобретения заключается в том, чтобы, для обеспечения прочности и герметичности двухупорного резьбового соединения буровых труб, зазор во внутреннем упорном стыке соединения обеспечивал после затяжки заданные нагрузки и соответствующие им напряжения в опасном сечении ниппеля и во внутреннем упорном стыке.

Для решения этой задачи в двухупорном резьбовом соединении буровых труб, включающем наружный и внутренний упорные стыки, в зависимости от его параметров и соотношения сил, необходимых для создания заданных напряжений в опасном сечении ниппеля и во внутреннем упорном стыке, зазор в последнем, при свинченном, но незатянутом соединении, определяется следующей зависимостью:

где:

Qвус и Qосн - силы, необходимые для создания заданных напряжений соответственно во внутреннем упорном стыке и опасном сечении ниппеля;

Δlн и Δlм - удлинение и укорочение резьбового участка соответственно ниппеля и муфты при затяжке соединения.

Заявляемое изобретение позволяет решить поставленную задачу.

Действительно, рассмотрим сначала нагрузки и деформации, имеющие место в обычном резьбовом соединении с одним наружным упорным стыком. Затяжка такого соединения предназначается для выполнения двух условий:

1. Создание оптимального напряжения растяжения ниппеля для обеспечения максимального предела выносливости соединения данной конструкции; это напряжение определяется следующей зависимостью

где:

σт - предел текучести материала соединения;

Kз - коэффициент затяжки, который для соединений геологоразведочных бурильных труб принимается равным 0,66, что соответствует запасу прочности ϑ=1,5 [3].

2. Создание герметичности соединения в наружном стыке; расчеты и практический опыт показали, что с учетом максимальных растягивающих и изгибающих нагрузок в процессе эксплуатации это условие выполняется, если обеспечивается первое условие, т.е. осевая сила затяжки, создающая напряжение согласно выражению (2), достаточна, чтобы обеспечить одновременно необходимую герметичность соединения [4].

При выполнении этих двух условий ниппель обычного соединения, не имея при затяжке препятствий со стороны своего торца, растягивается на величину Δlн, а муфта сжимается на величину Δlм.

В соединении с двумя упорными стыками возникает необходимость в выполнении третьего условия - создание такой нагрузки во внутреннем упорном стыке, которая обеспечивала бы максимальное повышение крутящего момента от введения этого второго упорного стыка в сравнении с обычным соединением. Поэтому действующая на внутренний упорный стык сила должна создавать в нем напряжение, близкое к пределу текучести материала соединения (запас прочности ϑ=1,1-1,2).

Причем здесь все три условия должны быть выполнены одновременно в процессе одной операции затяжки. Поскольку выполнение первого условия обеспечивает одновременно и второе, то в конечном итоге задача заключается в том, чтобы одновременно выполнить первое и третье условия.

Для их выполнения необходимо установить образуемый при свинчивании от руки зазор во внутреннем упорном стыке с учетом действующих при затяжке сил и возникающих при ней деформаций ниппеля и муфты.

Если силы, необходимые для создания рассмотренных напряжений в сечении внутреннего упорного стыка Qвус и в опасном сечении ниппеля Qосн, равны, то создание нагрузки в этих сечениях должно осуществляться одновременно.

Поэтому с момента начала затяжки внутренний упорный стык при замкнутом, но незатянутом наружном упорном стыке, тоже должен быть замкнут, т.е. зазор во внутреннем упорном стыке должен быть равен нулю (δ=0). Но при замкнутом наружном упорном стыке перемещение торца ниппеля в результате растяжения его резьбового участка ограничено, и при этом муфта сжимается на величину Δlм. Поэтому, чтобы обеспечить полную деформацию ниппеля, во внутреннем упорном стыке в этом случае необходим зазор, равный этой величине деформации, т.е. при Qвyc=Qосн

Однако, в зависимости от параметров резьбового соединения, чаще всего представленного конической резьбой, потребная для создания заданного напряжения сила в опасном сечении ниппеля больше силы, необходимой для создания заданного напряжения во внутреннем упорном стыке. Поэтому в таком соединении действие силы в опасном сечении ниппеля должно опережать действие силы во внутреннем упорном стыке на величину, соответствующую отношению этих сил, которое учитывается коэффициентом

С учетом этого коэффициента величина зазора во внутреннем упорном стыке в общем виде может быть представлена следующим выражением:

или

где:

δ - зазор во внутреннем упорном стыке в резьбовом соединении при сомкнутом, но ненагруженном, наружном упорном стыке.

В выражении (6) первый член представляет собой часть зазора во внутреннем упорном стыке, соответствующую части удлинения ниппеля, определяемой соотношением сил, действующих во внутреннем упорном стыке и в опасном сечении ниппеля.

Пример реализации предлагаемого изобретения

В качестве примера примем три характерных типа резьбовых соединений буровых труб для расчета зазора δ во внутреннем упорном стыке их согласно выражению (5). Порядок расчета приведем на примере резьбового соединения бурильной трубы диаметром 70 мм для снарядов со съемными керноприемниками (ГОСТ 26250).

1. Сила Qосн, необходимая для создания напряжения в опасном сечении ниппеля

где:

Fосн - площадь опасного сечения ниппеля, мм2;

σт - предел текучести материала соединения, Н/мм2;

Kз - коэффициент затяжки резьбового соединения.

2. Сила, необходимая для создания напряжения во внутреннем упорном стыке

где:

Fвус - площадь внутреннего упорного стыка, мм2;

ϑ - запас прочности.

3. Удлинение ниппеля при затяжке соединения

где:

lн - длина резьбового участка ниппеля, мм;

Е - модуль упругости материала ниппеля, 2,1⋅105 Н/мм2;

Fпсн - площадь поперечного сечения резьбового участка ниппеля посередине его длины, мм2.

4. Укорочение муфты при затяжке соединения

где:

lм - длина резьбового участка муфты, мм;

Fпсм - площадь поперечного сечения резьбового участка муфты посередине его длины, мм2.

5. Согласно выражению (6) зазор во внутреннем упорном стыке при сомкнутом, но незатянутом соединении данной бурильной трубы, составляет:

δ=0,083(1-157200/182400)+0,059=0,083(1-0,86)+0,059=0,07 мм.

Аналогичные расчеты выполнены для двухупорного резьбового соединения геологоразведочной обсадной трубы диаметром 219 мм (стандарт DSDMA) и замка ЗП-162-95-2 (ГОСТ 27834) нефтяной бурильной трубы ПК 127×9 (ГОСТ Р 50278). В последнем случае в серийную конструкцию замка введен внутренний упорный стык.

Результаты расчетов приведены в табл. 1

Согласно расчетам величина зазора 8 возрастает по мере увеличения толщины стенки резьбового соединения (п. 10, табл. 1); максимальные расчетные отклонения от номинального значения для представленных соединений соответственно составляют 14, 12 и 4% (см. п. 12).

Эти отклонения не приводят к существенным изменениям напряженного состояния соединения, т.е. заданных запасов прочности во внутреннем стыке и в опасном сечении ниппеля.

Что касается зазоров, вытекающих из стандартных требований, то здесь отклонения от расчетных значений весьма значительные - более 100% в меньшую и в большую сторону.

Например, в соединении бурильной трубы диаметром 70 мм и замка ЗП-162-95-2 зазор 8 вместо положительного имеет отрицательное значение (-0,1 мм), и, в результате, затяжка соединения приведет к остаточным деформациям во внутреннем упорном стыке и недостаточному предварительному напряжению в опасном сечении ниппеля и даже к появлению зазора в наружном упорном стыке и к усталостной поломке соединения в скважине.

Наоборот, увеличение положительного зазора более чем на 40-50% приведет к варианту обычного соединения без внутреннего упорного стыка, но с перегрузкой в опасном сечении ниппеля, так как крутящий момент рассчитан на преодоление сил сопротивления трению в наружном и внутреннем стыке, а фактически он будет действовать только на наружный упорный стык.

В предлагаемом двухупорном резьбовом соединении буровых труб такие опасные для прочности колебания напряженного состояния его элементов исключены. Это достигается тем, что зазор во внутреннем упорном стыке обеспечивает, после затяжки соединения, заданные нагрузки и соответствующие им напряжения в опасном сечении ниппеля и во внутреннем стыке, и, следовательно, заданные величины прочности и герметичности.

Литература

1. Лачинян Л.А. Работа бурильной колонны. - 2-е изд., перераб. и доп.- М.: Недра, 1992. - 214 с. ил.

2. Лачинян Л.А. Лачинян Н.Л. Пат. 2521123 РФ, МПК Е21В 17/042. Резьбовое соединение бурильных труб. №2012121505/03. Заявл. 25.05.2012. Опубл. 27.06.2014. Бюл. №18.

3. Лачинян Л.А., Угаров С.А. Конструирование, расчет и эксплуатация бурильных геологоразведочных труб и их соединений. М., «Недра», 1975, 232 с.

4. Сароян А.Е. Теория и практика работы бурильной колонны. - М.: Недра, 1990. - 263 с: ил.

5. Инструкция по сборке и эксплуатации бурильных труб с приваренными замками «ТМК TDS», «РЭ ПС 02-010-2013 (вторая редакция)». https//www.grou.

Двухупорное резьбовое соединение буровых труб, состоящее из ниппеля и муфты, имеющее наружный и внутренний упорные стыки, в зависимости от его параметров и соотношения сил, необходимых для создания заданных напряжений в опасном сечении ниппеля и во внутреннем упорном стыке, зазор в последнем, при свинченном, но незатянутом соединении, определяется следующей зависимостью:

δ=(1-Qвус/Qосн)Δ lн+Δlм,

где:

Qвус и Qосн - силы, необходимые для создания заданных напряжений соответственно во внутреннем упорном стыке и опасном сечении ниппеля;

Δlн и Δlм - удлинение и укорочение резьбового участка соответственно ниппеля и муфты при затяжке соединения.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к соединительной конструкции между телом и замком бурильной трубы из алюминиевого сплава. Соединительная конструкция содержит первый элемент замка, расположенный на конце тела трубы из алюминиевого сплава, и второй элемент замка, причем первый элемент замка характеризуется наличием участка с внешним конусом, участка с внешней резьбой и первой торцевой поверхности уплотнения, которые последовательно расположены от внутренней части трубы к наружной, причем конусность участка с внешним конусом меньше конусности участка с внешней резьбой; причем второй элемент замка имеет цилиндрическую форму и характеризуется наличием участка с внутренним конусом, сопрягаемым с участком с внешним конусом, участка с внутренней резьбой, сопрягаемого с участком с внешней резьбой, второй торцевой поверхности уплотнения, заплечика под элеватор и переходного участка в форме вогнутой дуги между участком с внутренним конусом и участком с внутренней резьбой.

Изобретение относится к области бурения и разработки углеводородных скважин, а именно к резьбовому соединению трубного элемента. Технический результат – уменьшение рисков утечки из внутренней части труб во внешнюю.

Изобретение относится к производству труб и может быть использовано для герметизации резьбовых соединений труб, в том числе используемых при строительстве нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, а также при формировании трубных колонн и трубопроводов.

Настоящее изобретение относится к смазке для герметизации резьбовых соединений, содержащей фторсополимер, графит, ингибитор коррозии, дополнена упруго-эластичным акриловым сополимером и растворителем при следующем составе компонентов в %: Упруго-эластичный акриловый сополимер 10-18; Фторсополимер 25-40; Графит 4-6; Ингибитор коррозии 0,5-5,0; Растворитель 49-58.

Группа изобретений относится к области бурения и разработки нефтяных и газовых месторождений. Технический результат – точное определение оптимальной величины момента завинчивания соединения.

Изобретение относится к высокогерметичным резьбовым соединениям труб, содержащим узел уплотнения «металл-металл». Резьбовое соединение для стальных труб состоит из трубного (ниппель) и муфтового элементов, на которых расположены участки с внешней и внутренней коническими резьбами, при этом ниппель заканчивается носиком осесимметричной формы, часть наружной поверхности которого является уплотняющей поверхностью, которая при сборке соединения взаимодействует с ответной уплотняющей поверхностью муфты.

Изобретения относится к комплекту для осуществления резьбового соединения. Резьбовое соединение содержит первый и второй цилиндрические элементы с осью вращения.

Группа изобретений относится к компоненту бурильной колонны для ударного бурения и к его резьбовому соединению. Технический результат - повышенная стойкость резьбового соединения к усталостным напряжениям.

Изобретение относится к резьбовым соединениям. Резьбовое соединение содержит фланец, гайку и гибкий уплотнительный элемент, имеющие на внутренних поверхностях резьбу, форма которой является взаимодополняющей по отношению к резьбе на наружной поверхности штока.

Группа изобретений относится к резьбовому соединению. Охватывающий компонент для трубчатой рабочей колонны для выработки углеводородов, подвергаемой динамическому изгибающему напряжению, содержит коническую охватывающую резьбу для взаимодействия с охватываемой резьбой для образования жесткого взаимного соединения трубчатых элементов.

Изобретение относится к области бурения и разработки углеводородных скважин, а именно к резьбовому соединению трубного элемента. Технический результат – уменьшение рисков утечки из внутренней части труб во внешнюю.

Группа изобретений относится к компонентам и системам для бурения и, в частности, к резьбовым соединениям бурильного инструмента, обладающим повышенной прочностью, а также устойчивостью к заеданию, свинчиванию не по резьбе и заклиниванию.

Группа изобретений относится к области бурения и разработки нефтяных и газовых месторождений. Технический результат – точное определение оптимальной величины момента завинчивания соединения.

Изобретения относится к комплекту для осуществления резьбового соединения. Резьбовое соединение содержит первый и второй цилиндрические элементы с осью вращения.

Группа изобретений относится к компоненту бурильной колонны для ударного бурения и к его резьбовому соединению. Технический результат - повышенная стойкость резьбового соединения к усталостным напряжениям.

Изобретение относится к резьбовому соединению, содержащему первый и второй трубчатые компоненты, при этом каждый оснащен соответствующей охватываемой и охватывающей концевой частью, при этом охватываемая концевая часть содержит, по меньшей мере, один резьбовой участок на своей наружной периферийной поверхности и заканчивается на конечной поверхности, при этом охватывающая концевая часть содержит, по меньшей мере, один резьбовой участок на своей внутренней периферийной поверхности и заканчивается на конечной поверхности.

Группа изобретений относится к сцеплениям для соединения снабженных наружной резьбой звеньев, системам сцеплений, инжекционным буровым анкерам, а также способам соединения двух несущих звеньев.

Группа изобретений относится к области изготовления бурильной трубы, а именно к соединению металлических трубчатых деталей со стальными замками. Технический результат - получение равнопрочного соединения труб с деталями замка, обладающего высокой герметичностью, вибрационной и усталостной прочностью.

Изобретение относится к бурильным трубам, применяемым при высокочастотном алмазном бурении со съемным керноприемником. Техническим результатом является повышение надежности и эффективности функционирования бурильной колонны как при бурении, так и в процессе спускоподъемных операций.

Группа изобретений относится к буровому долоту для ударного бурения горной породы и к его использованию. Технический результат заключается в увеличении прочности и устранении слабости соединительной муфты долота.
Наверх