Отсоединительный переходник

Изобретение относится к устройствам, предназначенным для отсоединения колонны бурильных труб от прихваченного в скважине колонкового снаряда или бурового долота, преимущественно при бурении со съемным керноприемником. Технический результат – обеспечение прочности, герметичности и высокой безотказности при бурении и отсоединении бурильной колонны от прихваченного колонкового снаряда или долота. Отсоединительный переходник содержит ниппель и муфту, соединенные между собой двухзаходной цилиндрической резьбой крупного шага. Средний диаметр резьбы определяется выражением Dcp=|(D2+d2-2h2)/2|0,5, при этом крутящие моменты затяжки соединения отвечают условиям Мрппк и Мпппк, где D и d - наружный и внутренний диаметры переходника; h - высота профиля резьбы; Мрп - рабочий момент затяжки резьбового соединения переходника; Мпк - предельный момент затяжки резьбовых соединений колонны бурильных труб (σзт); Мпп - предельный момент затяжки резьбового соединения переходника (σзт); σз - напряжение затяжки в опасном сечении резьбового соединения; σт - предел текучести материала резьбового соединения. 2 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к устройствам, предназначенным для отсоединения колонны бурильных труб от прихваченного в скважине колонкового снаряда или бурового долота при глубоком нефтяном и геологоразведочном бурении, преимущественно с применением комплекса инструмента со съемным керноприемником (ССК).

Эти устройства, называемые отсоединительными переходниками (далее переходник), по принципу действия делятся на следующие группы: свободно отвинчивающиеся; с легко разрушающимся слабым звеном; гидравлические; комбинированные и универсальные /2/. В большинстве своем они имеют сложную конструкцию и поэтому не вписываются в весьма малое сечение применяемых с ССК тонкостенных бурильных труб.

Наиболее близким аналогом, принятым за прототип предлагаемого изобретения, является широко распространенный свободно отвинчивающийся отсоединительный переходник, содержащий ниппель и муфту, соединенные двухзаходной цилиндрической резьбой крупного шага, и бронзовое кольцо, установленное в упорном стыке соединения /1, 2/. Совокупностью признаков аналога, совпадающих с совокупностью существенных признаков предлагаемого изобретения, являются: ниппель и муфта, соединенные двухзаходной резьбой крупного шага.

Конструкция прототипа имеет следующие недостатки.

1. Резьбовое соединение переходника уступает по прочности резьбовому соединению бурильной колонны, что вызвано неравнопрочностью опасных сечений ниппеля и муфты.

Расчеты конструкции прототипа, например, с наружным диаметром 146 мм, представленной на странице 11 в работе /1/, показали, что площади опасных сечений ниппеля и муфты соответственно составляют 3438 и 7475 мм2, т.е. у ниппеля в 2,2 раза меньше, чем у муфты. В то же время площадь опасного сечения ниппеля приварного замка ЗП-140-57 (ГОСТ 27834) бурильных труб ПВ 102x8 (ГОСТ Р 50278), составляющих бурильную колонну, в составе которой работает переходник, равен 5776 мм2, что на 68% больше, чем в опасном сечении ниппеля переходника. Это обусловлено тем, что средний диаметр резьбы переходника принят без учета фактора равнопрочности составляющих их деталей - ниппеля и муфты. При совместном действии повышенных крутящих моментов и растягивающих сил в процессе попыток освобождения колонны от прихваченного бурового снаряда это обстоятельство соответственно повышает риск обрыва переходника по опасному сечению ниппеля, а следовательно, вероятность невыполнения основной функции переходника - отсоединение бурильной колонны.

2. Применение кольца из цветного металла с целью уменьшения коэффициента трения в упорном стыке соединения переходника ограничивает создание надлежащего предварительного момента затяжки резьбового соединения, что снижает его сопротивление усталости и герметичность /6/, так как предел текучести цветного металла (например, бронзы), из которого выполнено кольцо, в несколько раз меньше, чем у стали. Кроме того, слабо затянутое соединение переходника склонно к саморазвинчиванию, приводящему к потере колонкового снаряда или долота в скважине при спуско-подъемных операциях. К сожалению, в методике расчета момента затяжки, рекомендуемой на странице 27, авторы работы /1/ упускают вариант расчета, учитывающего резкое снижение силы затяжки резьбового соединения из-за наличия в его упорном стыке этого кольца из цветного металла.

Техническая проблема заключается в создании переходника, не уступающего по прочности и герметичности резьбовым соединениям бурильной колонны и обладающего высокой безотказностью как при бурении, так и при выполнении своей основной функции по отсоединению бурильной колонны от прихваченного колонкового снаряда или долота, преимущественно при бурении с использованием комплекса ССК.

Для решения этой технической проблемы в переходнике, содержащем ниппель и муфту, соединенные между собой двухзаходной цилиндрической резьбой крупного шага, средний диаметр резьбы определяется выражением Dcp=|(D2+d2-2h2)/2|0,5, а крутящие моменты затяжки его соединения отвечают условиям Мрппк и Мпппк,

где:

D и d - наружный и внутренний диаметры переходника;

h - высота профиля резьбы;

Мрп - рабочий момент затяжки резьбового соединения переходника;

Мпк - предельный момент затяжки резьбовых соединений колонны бурильных труб (σзт);

Мпп - предельный момент затяжки резьбового соединения переходника (σзт);

σз - напряжение затяжки в опасном сечении резьбового соединения;

σт - предел текучести материала резьбового соединения.

Изобретение иллюстрируется фиг. 1 и фиг. 2.

На фиг. 1 представлен чертеж переходника, предназначенного для работы в составе тонкостенной бурильной колонны комплекса ССК. Здесь изображены: 1 - ниппель; 2 - муфта; 3 - резиновое кольцо; 4 - паронитовая прокладка.

На фиг. 2 представлен график зависимости коэффициента влияния предварительной затяжки (Квпз) на предел выносливости резьбового соединения от коэффициента его затяжки (Кззт) /6/.

Заявляемое устройство позволяет решить поставленную техническую проблему.

Действительно, условие равнопрочности резьбового соединения переходника может быть представлено следующим выражением:

где:

Fосн и Fосм - площади опасного сечения соответственно ниппеля и муфты.

При среднем диаметре резьбы Dср обе площади могут быть представлены следующими выражениями:

Вернувшись к условию равнопрочности (1) и используя выражения (2) и (3), получаем величину среднего диаметра резьбы, обеспечивающего равнопрочность опасных сечений ниппеля и муфты:

откуда

Пример реализации предлагаемого изобретения

Для примера произведем расчет конструкции отсоединительного переходника применительно к колонне бурильных труб диаметром 69,9 мм комплекса ССК с оптимальными параметрами резьбового соединения (см. табл. 1) согласно патенту «Резьбовое соединение бурильных труб» /3/.

1. Принимаем наружный и внутренний диаметры переходника такими же, как у наружной колонковой трубы, с которой он соединяется, т.е. D=73 мм и d=60,3 (см. фиг. 1).

Резьба двухзаходная, трапецеидального профиля с углом при вершине 10°, шаг резьбы S=12,7 мм, ход t=25,4 мм, высота профиля резьбы h=1,5 мм. Пределы прочности и текучести стали резьбовых соединений бурильной колонны и переходника одинаковые: σв=980 МПа и σт=833 МПа.

Средний диаметр резьбы переходника из выражения (4) равен:

Dср=|(732+60,32-2×1,52)/2|0,5=66,935 мм.

Используя средний диаметр резьбы, находим основные диаметры резьбы ниппеля и муфты:

Dрн - Наружный диаметр резьбы ниппеля - 66,935+1,5=68,435 мм;

dрн - Внутренний диаметр резьбы ниппеля - 66,935-1,5=65,435 мм;

Dрм - Наружный диаметр резьбы муфты - 66,935+1,5=68,435 мм;

dрм - Внутренний диаметр резьбы муфты - 66,935-1,5=65,435 мм.

Имея наружные и внутренние диаметры резьбы, находим площади опасных сечений:

Ниппеля Fосн=(65,4352-60,32)×0,785=506,835~507 мм2;

Муфты Fосм=(732-68,4352)×0,785=506,835~507 мм2.

Те же величины опасных сечений должны быть получены из выражений (2) и (3):

У ниппеля Fосн=|(66,935-1,5)2-60,32)|×0,785=506,835~507 мм2;

У муфты Fосм=|732-(66,935+1,5)2|×0,785=506,835~507 мм2,

что указывает на равнопрочность ниппеля и муфты и справедливость выражения /4/.

2. Крутящий момент сопротивления трению в резьбе при ее затяжке определяется зависимостью /5, 6/:

где:

Q - оптимальная сила затяжки резьбы, определяемая выражением

σт - предел текучести стали резьбового соединения переходника и бурильной колонны;

Кз - коэффициент затяжки резьбового соединения Кззт (принимаем для обоих типов соединения Кз=0,66) /6/;

Кр - коэффициент пропорциональности параметров резьбы, который определяется следующей зависимостью /5, 6/

Kp=Dcp/2(A+μ)/(l-μ),

где:

n - число заходов резьбы;

μ - коэффициент трения скольжения (для «сталь по стали» с графитовой смазкой μ=0,1);

3. Крутящий момент сопротивления трению в наружном или во внутреннем упорных стыках определяется зависимостью /5/

где:

Kст - коэффициент пропорциональности параметров упорного стыка

Величина k0 для наружного стыка

где:

Dр - диаметр расточки торца муфты резьбового соединения.

Величина k0 для внутреннего стыка

где:

dп - диаметр проточки торца ниппеля резьбового соединения

4. Крутящий момент затяжки соединения равен сумме крутящих моментов сопротивления трению в резьбе и в упорных стыках.

Результаты расчетов на основе приведенных зависимостей сведены в табл. 1.

** На основании результатов стендовых испытаний ОАО «Завод бурового оборудования» /3/ натурных образцов соединения бурильных труб предельный изгибающий момент его из стали с временным сопротивлением 980 МПА составит Мпред=980×0,4:8,6×6,4×2,8=817 Нм, где 0,4 - коэффициент снижения прочности при испытании на усталость гладкого образца, 6,4 - коэффициент снижения предела выносливости за счет концентрации напряжений в резьбе (Кσ)Д. Поскольку сравниваемые резьбовые соединения с точки зрения влияния на усталость отличаются лишь моментом сопротивления на изгиб (Wи), предельный изгибающий момент переходника с учетом этого отличия составит 980×0,4:8,6×8,9×2,8=1135 Нм.

Здесь же следует отметить, что резьбовое соединение переходника затягивается с крутящим моментом, равным предельному крутящему моменту затяжки резьбовых соединений бурильной колонны, т.е. на 22% процента ниже оптимального значения для него (см. п. 18 табл. 1), и, следовательно, коэффициент затяжки снизится до значения Кз=0,66×0,78=0,51 и соответственно Квпз=2,3 (см. график на фиг. 2). Тогда для соединения переходника Мпред=1135×2,3/2,8=932 Нм. Даже в этом случае Мпред переходника оказывается выше, а следовательно, выше и запас прочности по знакопеременному изгибу, чем у соединений бурильной колонны (932/817=1,14).

*** Поскольку соединения бурильной колонны имеют двухупорную резьбу, суммарный крутящий момент является для них одновременно оптимальным (рабочим) и предельным (Мпк=2551 Нм). Это объясняется тем, что площадь внутреннего стыка для двухупорного соединения (275 мм2) установлена /3/ из условия создания в нем напряжения, равного пределу текучести стали (σзт=833 МПа). Для переходника, в резьбовом соединении которого отсутствует внутренний стык, оптимальная сила затяжки обеспечивается только за счет наружного стыка, и напряжение в нем за счет большей площади (464 мм2) составляет 278738/464=600 МПа. Поэтому предельная сила затяжки (при σт=833 МПа) и соответствующий предельный крутящий момент соединения переходника существенно выше (Мпп=3105,2 Нм).

**** Сила затяжки обусловливает силы трения, общая величина которых зависит от числа контактов деталей соединения и не зависит от площади контактируемых поверхностей. В соединении бурильной колонны три таких контакта, а в соединении переходника только два. Поэтому общая величина силы трения в соединении переходника при рабочем моменте затяжки (Мрп), равном предельному моменту (Мпп) для соединений бурильной колонны, в 1,5 раза меньше (229×3/229×2=1,5), что и обеспечивает срабатывание переходника в процессе проведения операции по отсоединению бурильной колонны от прихваченного колонкового снаряда или долота.

***** Недостаток сил трения на контактах деталей соединения переходника, необходимых для формирования крутящего момента затяжки, равного предельному моменту затяжки соединений бурильной колонны (Мпк), полностью компенсируется более высокими величинами коэффициентов пропорциональности резьбы Кр и наружного упорного стыка Кст. Первый больше аналогичного коэффициента соединений бурильной колонны на 62% (7,56 против 4,66), а второй - на 5% (3,58 против 3,4), причем в первом случае это обусловлено тем, что ход резьбы соединения переходника втрое выше (25,400:8,466=3), чем у резьб соединений бурильной колонны, а во втором - большим соотношением наружного и внутреннего диаметров соединения переходника.

Для герметизации резьбового соединения в правой (с открытым нерабочим внутренним стыком) части переходника (фиг. 1) устанавливаем резиновое кольцо и паронитовую прокладку.

Перед сборкой переходника его детали (ниппель и муфта), а также резиновое кольцо смазываются специальной графитовой смазкой типа Р-2 /7/. Затем устанавливаются резиновое кольцо и паронитовая прокладка и после свинчивания от руки соединение затягивается с крутящим моментом Mрп=2551 Нм, т.е. с моментом, равным предельному моменту затяжки резьбового соединения бурильной колонны (Мпк). Собранный и затянутый переходник устанавливается перед спуском между бурильной колонной и колонковым снарядом или буровым долотом. В аварийной ситуации перед отсоединением колонну растягивают силой, превышающей ее вес на 5-10%, затем сначала вращают ее вправо с крутящим моментом, равным предельному крутящему моменту соединений бурильной колонны, затем влево, что приводит к ее освобождению от прихваченного в скважине колонкового снаряда или долота (см. табл. 1).

Таким образом, из рассмотренного примера, с одной стороны, следует, что прочность на растяжение и кручение соединения предлагаемого отсоединительного переходника благодаря равнопрочности составляющих его деталей на 22% выше прочности соединений бурильной колонны (Fоснп>Fоснк, п. 10, и Мпппк, п. 18 табл. 1), что исключает возможность поломки его как в процессе бурения, так и при проведении аварийных работ, связанных с прихватом бурового снаряда. С другой стороны, в результате упразднения в упорном стыке соединения переходника слабого элемента (кольца из цветного металла) и выполнения условия Мрппк (п. 19 табл. 1), обеспечивается сохранение повышенной прочности и герметичности его в процессе бурения и надежное отсоединение бурильной колонны от прихваченного в скважине колонкового снаряда или бурового долота.

Источники информации

1. Копылов В.Е., Артюшкин В.Н. Быстроразъемные и упругие соединения бурильных труб. – Тюмень: ТГУ, 1983. С. 96.

2. Справочник инженера по бурению геологоразведочных скважин: В 2-х томах / Под общей редакцией проф. Е.А. Козловского. - Том I. - М.: Недра, 1984. 512 с.

3. Лачинян Л.А. Медведев А.К. Пат. 2549620 РФ, МПК E21B 17/042. Резьбовое соединение бурильных труб. №20131477559/03. Заявл. 28.10.2013. Опубл. 27.04.2015.

4. Калинин А.Г. и др. Разведочное бурение. Учебн. для вузов. - Недра - ООО Бизнесцентр, 2000. - 748 с.

5. Биргер И.А. Расчет резьбовых соединений. Гос. изд. обор. пром. М., 1959. 250 с.

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

7. ТУ 38.101332-90. Смазка для резьбовых соединений. Технические условия.

Отсоединительный переходник, содержащий ниппель и муфту, соединенные между собой двухзаходной цилиндрической резьбой крупного шага, отличающийся тем, что средний диаметр резьбы определяется выражением Dcp=|(D2+d2-2h2)/2|0,5, а крутящие моменты затяжки его соединения отвечают условиям Мрппк и Мпппк,

где:

D и d - наружный и внутренний диаметры переходника;

h - высота профиля резьбы;

Мрп - рабочий момент затяжки резьбового соединения переходника;

Мпк - предельный момент затяжки резьбовых соединений колонны бурильных труб (σзт);

Мпп - предельный момент затяжки резьбового соединения переходника (σзт);

σз - напряжение затяжки в опасном сечении резьбового соединения;

σт - предел текучести материала резьбового соединения.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к разделяющимся цилиндровым узлам. Технический результат заключается в быстром и безопасном отсоединении цилиндра.

Группа изобретений относится к сбалансированному по давлению предохранительному соединению и к способу оперирования им. Технический результат – повышение безопасности.

Группа изобретений относится к скважинным разъединительным переводникам. Технический результат – правильное и безопасное восстановление взаимодействия во внутрискважинной текучей среде.

Группа изобретений относится к области нефтедобычи, в частности к скважинным инструментам, в которых используют работающие на срез элементы. Технический результат – обеспечение баланса между срезающей нагрузкой, при которой срезается работающий на срез элемент и дополнительными нагрузками, которые могут воздействовать на компоненты.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разъединения подвесных колонн с несущими колоннами в основных и вторых стволах скважин при их спуске и креплении.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности в составе комплектов подземного оборудования для механизированного способа добычи нефти, а именно для разъединения надпакерной части лифтовой колонны от пакерной секции.

Изобретение относится к области нефтедобычи. Технический результат - обеспечение стабильной работы при изменяющихся условиях.

Изобретение относится к соединительной конструкции между телом бурильной трубы из алюминиевого сплава и стальным замком бурильной трубы из алюминиевого сплава. Конструкция содержит первый замок (1), расположенный на конце тела трубы из алюминиевого сплава, и второй стальной замок (6); при этом первый замок (1) содержит первый участок (4) с внешней резьбой и второй участок (2) с внешней резьбой, расположенные один за другим в направлении снаружи вовнутрь, и наружный диаметр первого участка (4) с внешней резьбой меньше наружного диаметра второго участка (2) с внешней резьбой; и второй замок (6) содержит первый участок (9) с внутренней резьбой, который выполнен с возможностью сопряжения с первым участком (4) с внешней резьбой, и второй участок (7) с внутренней резьбой, который выполнен с возможностью сопряжения со вторым участком (2) с внешней резьбой.

Группа изобретений относится к устройству и способу защиты внутрискважинного инструмента, присоединенного к бурильной колонне, расположенной в скважине, где имеются неблагоприятные условия, затрудняющие вращательное движение бурового снаряда в скважине.

Группа изобретений относится к нефтегазовому оборудованию. Технический результат – усовершенствование установочного инструмента выполненного с возможностью отсоединения от скважинного предмета для исключение застревания инструмента в скважине.

Группа изобретений относится к скважинному инструменту, способу и компоновке, применяемым для бурения или заканчивания крутых наклонных скважин или горизонтальных участков стволов скважин в нефтегазовой промышленности.

Изобретение относится к области эксплуатации газонефтяных скважин, а именно к гибким трубам нефтяного сортамента (колтюбингу). Технический результат – составление многоканальной длинномерной гибкой колонны с необходимым набором сервисных каналов в соответствии с применяемой скважинной технологией или способом механизированной добычи.

Изобретение относится к строительству скважин и может быть использовано в компоновке обсадной колонны или хвостовиков при креплении нефтяных и газовых скважин, а также боковых стволов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для защиты силового кабеля насоса от механических повреждений в процессе спуска-подъема подвески насосно-компрессорных труб (НКП) с установкой электроцентробежного насоса в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах.

Изобретение относится к области общего машиностроения и может быть также использовано в строительной сфере, электротехнической промышленности, нефтепромысловом оборудовании и иных отраслях промышленности в качестве соединения конструктивных элементов с высокой знакопеременной нагрузкой.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, которое используется при добыче нефти штанговыми насосами. Технический результат - повышение надежности соединения стеклопластикового стержня и наконечника, повышение прочности насосной штанги.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для защиты силового кабеля насоса от механических повреждений в процессе спуска-подъема подвески насосно-компрессорных труб (НКТ) с установкой электроцентробежного насоса в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для защиты силового кабеля насоса от механических повреждений в процессе спуска-подъема подвески насосно-компрессорных труб (НКП) с установкой электроцентробежного насоса в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам для крепления и защиты токоподводящего электрического кабеля к колонне погружной насосной установки нефтедобывающего оборудования.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для защиты силового кабеля насоса и трубок высокого давления от механических повреждений в процессе спуска-подъема подвески насосно-компрессорных труб с установкой электроцентробежного насоса в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Изобретение относится к области нефте- и газодобычи, к муфтовым резьбовым соединениям обсадных труб, и может быть использовано для соединения элементов колонн обсадных труб.

Изобретение относится к устройствам, предназначенным для отсоединения колонны бурильных труб от прихваченного в скважине колонкового снаряда или бурового долота, преимущественно при бурении со съемным керноприемником. Технический результат – обеспечение прочности, герметичности и высокой безотказности при бурении и отсоединении бурильной колонны от прихваченного колонкового снаряда или долота. Отсоединительный переходник содержит ниппель и муфту, соединенные между собой двухзаходной цилиндрической резьбой крупного шага. Средний диаметр резьбы определяется выражением Dcp20,5, при этом крутящие моменты затяжки соединения отвечают условиям МрпМпк и Мпп>Мпк, где D и d - наружный и внутренний диаметры переходника; h - высота профиля резьбы; Мрп - рабочий момент затяжки резьбового соединения переходника; Мпк - предельный момент затяжки резьбовых соединений колонны бурильных труб ; Мпп - предельный момент затяжки резьбового соединения переходника ; σз - напряжение затяжки в опасном сечении резьбового соединения; σт - предел текучести материала резьбового соединения. 2 ил., 1 табл.

Наверх