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.
海隆|HILONG
Innovate
Научно-исследовательские результаты
-
HLST является новом поколением двубурточного соединения на основании развития HLIDS, и годится для кабальных условий положения скважин, как глубокие скважины, сверхглубокие скважины, горизонтальные скважины, большие смещенные скважины, серосодержащие окружения и т.д. -
Сульфатоустойчивые бурильные трубы Хайлон разработаны Хайлоном самостоятельно для удовлетворения требований операций разведки и бурения нефти и газа в регионах с нормальным содержанием сер и высоким содержанием сер, и являются специальными бурильными трубами, устойчивыми к коррозии под напряжением сероводорода. -
Бурильные трубы из алюминиевого сплава Хайлон (HLADP) характеризуются маленьким удельным весом, хорошей гибкостью, коррозийной стойкостью и т.д., что применяется для эксплуатации нефти и газа при сложных условий скважин, как в сверхглубоких скважинах, горизонтальных скважинах, скважинах с высоко коррозийной средой, направленных скважинах и т.д. -
продукциями буровых инструментов, разработанными специально для уменьшения отложения шлама и удаления пласта шлама при бурении скважины. Они включают высокоэффективные бурильные трубы для удаления шламовой подушки (HLECDP) и высокоэффективные тяжелые бурильные трубы для удаления шламовой подушки (HLECWDP). Они характеризуются тем, что на наружной окружности тел бурильных труб или тяжелых бурильных труб прибавлена конструкция многолинейного спирального желоба с определенной глубиной, относительно длинным ходом резьбы и специальной формой сечения. В процессе вращательного бурения данная конструкция может размешивать и разрушать шламовую подушку; Посредством улучшения свойства поля течение бурового раствора в дневной области ствола скважин с большим склоном, скважин с большим смещением, горизонтальных скважин шлам «подбрасывается» к верхнему затрубному пространству, и, в конце концов, уносится буровым раствором, и тем уменьшать или удалять шламовую подушку от отложения шлама. -
По мере увеличения трудности прохода требования к буровым инструментам для прохода становится выше и выше. В инженерных проектах горизонтального направленного прохода большой дистанции недостаток в жесткости и прочности изгиба у обычных бурильных труб приводят к возникновению появления «размах трос», и тело труб легко обрывает или потеряет эффект от усталости. В инженерных проектах прохода замки трудно центрируются и навинчиваются, и резьбы часто потеряют эффект от задевание резьбы и т.п. Хайлон разработал и производил бурильные трубы для прохода, что удовлетворяет требования и к большому размеру, и к жесткости и тяге. Проектирование специальной высадки повышает устойчивость БТ к усталости. Специальное проектирование резьбы замков и направленного участка предотвращает задевание резьбы и повышает устойчивость к усталости замков, что удовлетворяет требования к инженерных проектов прохода. -
Бурильные трубы для низкой температуры Хайлон являются специальными бурильными трубами, разработанными Хайлоном специально для разведки нефти и газа в чрезвычайно холодных регионах, и применяются в среде низкой температуры (например, на Южном полюсе, северном полюсе). -
HLIDS являются двухупорными замками БТ с высокой устойчивостью к кручению, разработанными на основе HLDS. По сравнению с замками API замки HLIDS имеют следующие характеристики:1. Применяется двухупорная конструкция2. Плавный переход внутреннего диаметра3. Можно заменяться API-замками и двухупорными замками, произведенными основными производителями бурильных труб.
Высокопрочные бурильные трубы Хайлона являются специальными продукциями, которые применяются для бурения в суровых условиях как в глубоких скважинах, сверхглубоких скважинах, скважинах с большим смещением и т.д.
, и характеризуются высокой прочностью, высокой вязкостью, высокой устойчивостью к усталости. По классам стали есть HLDT-SHTMZ140, HLDT-SHTMV150, HLDT-SHTMU165.
Посредством применения специальных материалов и строгого контроля технологии термальной обработки можно и повышать их прочность, и придать им хорошую ударную вязкость.
Быстро спуско-подъемные бурильные трубы без повреждения клиньев Хайлон являются специальными продукциями, проектированными и разработанными специально для решения проблем при спуско-подъемных работах как повреждение клиньями тела бурильных тру, низкая эффективность работ двух элеватора, большая трудоемкость и т.д.
Они характеризуются тем, что на основе обычных API-БТ прибавлен один упор на определенное место от торца муфты.
Во время спуско-подъемных работ бурильная колонна сидит на пневматических клиньях, и тяжесть носит несущий ползун по осевому направлению; Кроме того, положение развинчивания на муфте повышается, что удобно для навинчивания и развинчивания.
Укороченные бурильные трубы для штрековой буровой машины являются новыми буровыми инструментами, разработанными Группой Хайлон для удовлетворения требований бурения газа из угольного пласта.
До сих пор уже разработали два типа продукций: трехгранные шнековые бурильные трубы и шнековые бурильные трубы, которые применяются к разным штрековым буровым машинам для разведки и бурения газа из угольного пласта.
Краткое изложение продукции: Воздухонепроницаемое соединение HLGS является проектированием и развитием на основании соединения HLDS, одновременно имеется высокую прочность на кручение и высокое воздухонепроницаемое уплотнение. Это соединение может использоваться для испытаний бурильной колонны, ремонта скважин высокого давления, заканчивания скважин и бурения с отрицательным давлением
Резьбовые соединения труб
Трубы, муфты, переводники и другие элементы бурильной колонны соединяются коническими резьбами, которые по сравнению с цилиндрическими резьбами обладают важными для условий бурения преимуществами.
Натяг, создаваемый при свинчивании конической резьбы, обеспечивает надежную герметизацию стыкуемых элементов бурильной колонны.
В отличие от цилиндрической резьбы число оборотов, необходимое для свинчивания и развинчивания конической резьбы, не зависит от числа ниток, находящихся в сопряжении, и составляет
где h — рабочая высота профиля резьбы; — диаметральный натяг свинченного соединения; К—конусность резьбы; Р — шаг резьбы.
Из формулы следует, что число оборотов, необходимое для свинчивания, уменьшается при увеличении шага и конусности резьбы. Поэтому бурильные замки и другие часто свинчиваемые и развинчиваемые детали имеют более крупную коническую резьбу.
При свинчивании ниппель бурильного замка входит в муфту на достаточную глубину и благодаря этому обеспечивается самоцентрирование подвешенной к талевому механизму бурильной свечи относительно колонны труб, удерживаемой на столе ротора.
Следует учитывать, что с увеличением шага и конусности уменьшается число ниток, находящихся в зацеплении. Увеличение глубины и шага резьбы повышает ее износостойкость сопротивляемость смятию,
Рис. 5.6. Резьба бурильных труб:
1 — линия, параллельная оси резьбы; 2 — линия среднего диаметра резьбы
но приводит к нежелательному уменьшению площади сечения под резьбой.
Коническая резьба по сравнению с цилиндрической того же диаметра обеспечивает более высокую прочность соединения на растяжение за счет большей площади опасных сечений, совпадающих с последними нитками резьбы. Для перенарезки конической резьбы достаточно отрезать 15—30 мм от торца резьбы.
Конические резьбы имеют различные профили. В трубах нефтяного сортамента наиболее распространены конические резьбы треугольного профиля с углом при вершине 60°, сопряжением по боковым сторонам профиля и зазорами по наружному и внутреннему диаметрам резьбы (рис. 5.6, а).
Расширяется область применения конических резьб с трапецеидальным или упорным профилем, с сопряжением по внутреннему и наружному диаметрам резьбы и зазорами по одной из боковых сторон профиля (рис. 5.6, б). В трапецеидальной резьбе крупный шаг Р совмещается с небольшой глубиной резьбы.
Расчетные диаметральные размеры конических резьб задаются в основной плоскости. Основной плоскостью называют перпендикулярное к оси резьбы расчетное сечение, расположенное на заданном расстоянии от базы конуса.
За базу резьбового конуса на трубах обычно принимается конец сбега резьбы (последняя риска на трубе), а у замковых резьб — упорный уступ ниппельной части и упорный торец муфтовой части.
В основной плоскости размеры конической резьбы совпадают с размерами цилиндрической того же номинального диаметра. Конусность K определяется как разность одноименных диаметров (и ) в двух сечениях, перпендикулярных к оси, отнесенная к расстоянию l между этими сечениями:
Шаг резьбы измеряется параллельно оси резьбы трубы и муфты. Биссектриса угла профиля резьбы должна быть перпендикулярна к оси резьбы трубы и муфты.
Основные параметры профиля трубной резьбы по ГОСТ 631—75 приведены ниже.
| Число ниток на длине резьбы 25,4 мм …………………………………… 8 Шаг резьбы Р, мм ………………………………………………………….. 3,175 Глубина , мм ……………………………………………………………… 1,810 Рабочая высота профиля А, мм ……………………………………………. 1,734 Радиус закруглений, мм: Вершин профиля, r …………………………………………………………………………….. 0,508 Впадин профиля …………………………………………………………. 0,432 Зазор z, мм …………………………………………………………………… 0,076 Конусность K ………………………………………………………………… 1 : 16 Угол уклона ………………………………………………………………. 1°47'24″ |
Трубная резьба нарезается на концах бурильных труб, в соединительных муфтах и присоединительных концах бурильных замков. На соединительных концах муфты и ниппеля бурильных замков (см. рис. 5.
3), утяжеленных бурильных труб, на наружных концах переводников ведущей трубы, а также в долотах и ловильном инструменте применяется замковая резьба по ГОСТ 5286—75.
Основные параметры профиля замковой резьбы приведены ниже.
| Число ниток на длине резьбы 25,4 мм Шаг резьбы Р, мм ……………………………….. Конусность резьбы K …………………………… Глубина мм …………………………………….. Рабочая высота профиля h, мм ……………. Радиус закругления впадин , мм ……… Высота среза вершин, мм ………………… Угол уклона …………………………………….. | 5,08 1 : 4 2,993 2,626 0,508 0,875 7°7'30″ | 6,35 1 : 4 3,742 3,283 0,635 1,094 7°7'30″ | 6,35 1 : 6 3,755 3,293 0,635 1,097 4°45'48″ |
Для бурильных труб с коническими стабилизирующими поясками используют замки ЗШК и ЗУК, резьба которых по сравнению со стандартной замковой имеет укороченную на 25 % высоту профиля и на 23 % ширину среза вершин. Благодаря этому возрастают износостойкость резьбы и ее сопротивление усталости. Резьба этого типа применяется также в сбалансированных утяжеленных трубах.
В соединении бурильных труб с замками ЗШК и ЗУК (см. рис. 5.З, б) используется трапецеидальная резьба ТТ (рис. 5.6,б), размеры которой приведены ниже:
Шаг резьбы P, мм …………………………………………………………. 5,08
Конусность резьбы K ……………………………………………………… 1 : 32
- Угол уклона ……………………………………………………………. 0°53'42″
- Высота профиля резьбы h, мм ……………………………………………. 1,90
- Ширина площадки вершины профиля b, мм ……………………………. 1,99
- Ширина площадки впадины , мм ………………………………………
- Радиус закругления вершины профиля, мм ………………………………
Радиус закругления впадин, мм ……………………………………………
Согласно требованиям ГОСТ 631—75, резьба труб и муфт должна быть оцинкована или фосфатирована. Для уменьшения износа замковых резьб и повышения их сопротивляемости коррозионной усталости применяют смазки, из которых наиболее эффективны ГС-1 и Р-416.
Утяжеленная бурильная труба с двухупорным замковым резьбовым соединением
Изобретение относится к нефтегазодобывающей и горной промышленности, а именно, к устройствам, предназначенным для предохранения от износа утяжеленных бурильных труб за счет своей высокой массы и нагрузки на породоразрушающий инструмент, долото, фрезы и прочий инструмент, а также для повышения герметичности резьбового соединения бурильных труб и увеличения их крутящего момента.
Изобретение является промышленно применимым.
Утяжеленные бурильные трубы, предназначенные для создания осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент и поддержания колонны бурильных труб в растянутом состоянии, соединяются непосредственно труба в трубу, для чего снабжены замковым резьбовым соединением. На верхнем конце трубы распложено муфтовое замковое резьбовое соединение, на нижнем конце ниппельное замковое резьбовое соединение.
Замковое резьбовое соединение является концентратором напряжений утяжеленной бурильной трубы, так как оно работает в тяжелых условиях, имеет жесткую конструкцию и обладает низкими прочностными характеристиками. После свинчивания утяжеленной бурильной трубы резьба находится в напряженном состоянии из-за действия сил, растягивающих ниппель и сжимающих муфтовую часть.
При прохождении искривленных участков скважины изгибающая нагрузка на резьбовое соединение увеличивается, а при вращении колонны дополнительно приобретает циклический характер, обладающий наиболее разрушительным действием, ведущим к накоплению усталостных напряжений, и, в последствии, к слому, либо промыву по усталостной трещине резьбового соединения утяжеленной бурильной трубы.
В действующей бурильной колонне крутящий момент зависит от глубины бурения, при этом соединения, находящиеся в нижней части бурильной колонны, подвергаются наиболее интенсивным нагрузкам и именно в них должна обеспечиваться затяжка с надлежащим крутящим моментом. Затяжка и закрепление резьбы является наиболее важным этапом сборки утолщенных бурильных труб.
- Известна утяжеленная бурильная труба с замковым резьбовым соединением по стандарту API 7 и ГОСТ 28487-90, ГОСТ Р50864-96 и центральным промывочным каналом.
- Недостатком известной утяжеленной бурильной трубы является малая усталостная прочность резьбового соединения и, как следствие, низкий срок службы трубы.
- В отличие от известной конструкции утяжеленной бурильной трубы, содержащей одноупорное замковой резьбовое соединение, предлагаемая конструкция содержит двухупорное замковое резьбовое соединение, чем обеспечивает высокую сопротивляемость резьбовых соединений утяжеленных бурильных труб усталостному износу и передачу большего по сравнению с одноупорной замковой резьбой крутящего момента от бурильной колонны или реактивного момента от забойного двигателя, а также исключает заклинивание замков при экстремальных моментах кручения.
- Целью заявленного изобретения является повышение прочности и герметичности резьбового соединения и, как следствие, надежности, срока службы и снижение затрат на содержание утяжеленной бурильной трубы за счет повышения сопротивления усталости резьбовых соединений более чем в 2 раза благодаря конструктивным особенностям заявляемой утяжеленной бурильной трубы и увеличения ее крутящего момента более, чем на 40%.
- Поставленная задача достигается за счет выполнения в утяжеленной бурильной трубе замкового резьбового соединения двухупорной конструкции.
Утяжеленная бурильная труба на верхнем своем конце снабжена муфтой, имеющей муфтовое замковое резьбовое соединение, а на нижнем своем конце ниппелем, имеющим ниппельное замковое резьбовое соединение.
Трубы в колонне соединяются непосредственно труба в трубу посредством соответствующих замковых резьбовых соединений ниппеля и муфты, соответственно.
При этом ниппель верхней трубы колонны, расположенный в нижнем конце трубы, размещается в муфте, расположенной на верхнем конце размещенной ниже трубы, посредством замкового резьбового соединения муфты и ниппеля.
Соединение осуществляется с помощью заявленного в настоящем изобретении двухупорного замкового резьбового соединения.
Технический результат достигается за счет того, что в отличие от известного одноупорного замкового резьбового соединения в утяжеленной бурильной трубе выполнено двухупорное резьбовое замковое соединение, содержащее два упора, верхний упор и нижний упор.
При этом нижний упор выполнен в виде внутреннего заплечика, который представляет собой продолжение торца ниппеля с формированием на окончании контактного торца в форме плоской площадки, и который при свинчивании упирается в нижний внутренний торец муфты, выполненный в виде специальной ответной проточки внутри муфты.
- Двухупорное замковое резьбовое соединение состоит из охватываемой поверхности ниппеля и охватывающей поверхности муфты.
- Охватываемая поверхность ниппеля, размещаемого внутри муфты, снабжена наружной резьбой, соответствующей внутренней резьбе охватывающей поверхности муфты, и двумя упорами, верхним и нижним, с наружными контактными торцами, верхним наружным контактным торцом и нижним наружным контактным торцом, соответственно.
- Охватывающая поверхность муфты снабжена внутренней резьбой, соответствующей наружной резьбе охватываемой поверхности ниппеля, и двумя упорами, верхним и нижним, с внутренними контактными торцами, верхним внутренним контактным торцом и нижним внутренним контактным торцом, соответственно.
- Наружные контактные торцы ниппеля верхний и нижний соответствуют двум внутренним контактным торцам муфты, верхнему и нижнему, образуя узлы, состоящие каждый из внутреннего контактного торца муфты и соответствующего ему наружного контактного торца ниппеля.
При этом замковое резьбовое соединение выполнено таким образом, что нижний упор охватываемой поверхности замкового резьбового соединения ниппеля с наружной резьбой выполнен в форме внутреннего заплечика, представляющего собой продолжение торца ниппеля с формированием на конце контактного торца в форме плоской площадки. А охватывающая поверхность замкового резьбового соединения муфты с соответствующей внутренней резьбой снабжена нижним внутренним контактным торцом в виде специальной ответной проточки.
При размещении охватываемой поверхности ниппеля внутри охватывающей поверхности муфты и свинчивании соответствующие наружные контактные торцы ниппеля упираются в соответствующие внутренние контактные торцы муфты.
При этом соответствующий нижний наружный контактный торец охватываемой поверхности ниппеля, выполненный в форме плоской площадки, упирается в соответствующий нижний внутренний контактный торец муфты, выполненный в виде специальной ответной проточки, и расположенный за последним витком внутренней резьбы муфты 4 (Фиг. 1, Фиг. 2)
- Ниже приводится перечень прилагаемых чертежей.
- Фиг. 1 — вид заявляемой утяжеленной бурильной трубы с замковым резьбовым соединением в разрезе, где:
- 1 — тело бурильной трубы,
- 2 — центральный промывочный канал,
- 3 — ниппель,
- 4 — муфта,
- 5 — двухупорное замковое резьбовое соединение.
- Фиг. 2 — вид муфты в разрезе, где:
- 4 — муфта,
- 6 — охватывающая поверхность замкового резьбового соединения муфты,
- 7 — внутренняя резьба охватывающей поверхности замкового резьбового соединения муфты,
- 8 — нижний внутренний контактный торец муфты,
- 8а — верхний наружный контактный торец муфты.
- Фиг. 3 — вид ниппеля в разрезе, где:
- 3 — ниппель,
- 9 — охватываемая поверхность замкового резьбового соединения ниппеля,
- 10 — наружная резьба отхватываемой поверхности замкового резьбового соединения ниппеля,
- 11 — нижний наружный контактный торец ниппеля,
- 11а — верхний наружный контактный торец ниппеля.
- Фиг. 4 — Общий вид двухупорного замкового резьбового соединения в сборе, где:
- 12 — верхний упор ниппеля двухупорного замкового резьбового соединения,
- 12а — нижний упор ниппеля двухупорного замкового резьбового соединения.
- Ниже приводится осуществление изобретения со ссылкой на приложенные чертежи
Двухупорное замковое резьбовое соединение состоит из охватываемой поверхности 9 (Фиг. 3) ниппеля 3 (Фиг. 1, Фиг. 3) и охватывающей поверхности 6 (Фиг. 2) муфты 4 (Фиг. 1, Фиг. 2).
Охватываемая поверхность 9 (Фиг. 3) ниппеля 3 (Фиг. 1, Фиг. 3), размещаемая в охватывающей поверхности 6 (Фиг. 2) муфты 4 (Фиг. 1, Фиг. 2), снабжена наружной резьбой 10 (Фиг. 3), соответствующей внутренней резьбе 7 (Фиг.
2) охватывающей поверхности 6 (Фиг. 2) муфты 4 (Фиг. 1, Фиг. 2), и двумя упорами с наружными контактными торцами, верхним наружным контактным торцом 11а (Фиг. 3) и нижним наружным контактным торцом 11 (Фиг. 3), соответственно.
Охватывающая поверхность 6 (Фиг. 2) муфты 4 (Фиг. 1, Фиг. 2) снабжена внутренней резьбой 7 (Фиг. 2), соответствующей наружной резьбе 10 (Фиг. 3) охватываемой поверхности 9 (Фиг. 3) ниппеля 3 (Фиг. 1, Фиг. 3) и двумя упорами с внутренними контактными торцами, нижним внутренним контактным торцом 8 (Фиг. 2) и верхним внутренними контактным торцом 8а (Фиг. 2), соответственно.
Наружные контактные торцы ниппеля 3 (Фиг. 1, Фиг. 3), верхний наружный контактный торец 11а (Фиг. 3) и нижний наружный контактный торец 11 (Фиг. 3) соответствуют двум внутренним контактным концам муфты 4 (Фиг.
2), верхнему внутреннему контактному торцу 8а (Фиг. 2) и нижнему внутреннему контактному торцу 8 (Фиг.
2), образуя узлы, состоящие каждый из внутреннего контактного торца муфты и соответствующего ему наружного контактного торца ниппеля.
При этом замковое резьбовое соединение выполнено таким образом, что нижний упор 12а (Фиг. 4) охватываемой поверхности замкового резьбового соединения 9 (Фиг. 3) ниппеля 3 (Фиг. 1, Фиг. 3) с наружной резьбой 10 (Фиг. 3) выполнен в форме внутреннего заплечика, представляющего собой продолжение верхнего наружного контактного торца 11а (Фиг. 3) ниппеля 3 (Фиг. 1, Фиг.
3) с формированием на конце нижнего наружного контактного торца 11 (Фиг. 3) ниппеля 3 (Фиг. 1, Фиг. 3) в форме плоской площадки. А охватывающая поверхность замкового резьбового соединения 6 (Фиг. 2) муфты 4 (Фиг. 1, Фиг. 2) с соответствующей внутренней резьбой 7 (Фиг. 2) снабжена нижним внутренним контактным торцом 8 (Фиг. 2) в виде специальной ответной проточки.
При размещении охватываемой поверхности 9 (Фиг. 3) ниппеля 3 (Фиг. 1, Фиг. 3) внутри охватывающей поверхности 6 (Фиг. 2), муфты 4 (Фиг. 1, Фиг. 2) соответствующие наружные контактные торцы ниппеля 3 (Фиг. 1, Фиг. 3) упираются в соответствующие внутренние контактные торцы муфты 4 (Фиг. 1, Фиг. 2), при этом нижний наружный контактный торец 11 (Фиг.
3) охватываемой поверхности 9 (Фиг. 3) ниппеля 3 (Фиг. 1, Фиг. 3), выполненный в форме плоской площадки, упирается в выполненный в виде специальной ответной проточки и расположенный за последним витком внутренней резьбы муфты 4 (Фиг. 1, Фиг. 2) нижний внутренний контактный торец 8 (Фиг. 2) охватывающей поверхности 9 (Фиг. 2) муфты 4 (Фиг. 1, Фиг. 2).
Утяжеленная бурильная труба, включающая тело трубы, центральный промывочный канал, муфту и ниппель с замковыми резьбовыми соединениями, отличающаяся тем, что замковое резьбовое соединение выполнено с двухупорной конструкцией, в которой замковое резьбовое соединение состоит из охватывающей поверхности муфты с внутренней резьбой, с двумя упорами, верхним и нижним, с верхним внутренним контактным торцом и нижним внутренним контактным торцом, расположенным за последним витком резьбы и выполненным в виде специальной ответной проточки, и охватываемой поверхности ниппеля с наружной резьбой, с двумя упорами, верхним и нижним, с верхним наружным контактным торцом и нижним наружным контактным торцом, представляющим собой продолжение верхнего торца ниппеля в форме заплечика с формированием на окончании плоской площадки, при свинчивании и контактировании соответствующих контактных торцов ниппеля и муфты, упирающейся в специальную ответную проточку, выполненную внутри муфты.
Резьбы бурильных труб
Бурильные трубы, как мы уже не раз упоминали, выполняют ключевые функции при проведении работ: они передают вращение от ротора породоразрушающему инструменту и обеспечивают подачу бурового раствора в скважину. Для того, чтобы достичь требуемой глубины бурения, трубы соединяются в так называемые бурильные свечи и от качества их соединения напрямую зависит качество и результат работы.
Как правило, резьбы бурильных труб имеют так называемую правую нарезку – то есть восходящее направление хода витка стремится в правую сторону.
Причина тому весьма проста: породоразрушающий инструмент в скважине вращается по часовой стрелке, а значит, трубы с правой нарезкой не будут развинчиваться в ходе работы.
Однако существуют и бурильные трубы с левой резьбой – они применяются, например, в ходе работ по ликвидации аварийных ситуаций, когда необходимо развинтить обычные бурильные трубы, находящиеся в скважине.
При этом такие трубы ничем не отличаются от своих аналогов с правой резьбой – ни размером, ни формой, ни параметрами самой резьбы. Поскольку создание резьбового соединения уменьшает толщину стенки трубы, современные бурильные трубы выпускаются с высаженными концами, что усиливает сечение в месте нарезки.
Как и к самим бурильным трубам, к их резьбовому соединению предъявляется ряд требований, соблюдение которых позволяет снизить риски возникновения аварийных ситуаций.
Наиболее частой причиной возникновения аварий является несоответствие профиля резьбы бурильных труб и замков.
В результате такого несоответствия часть резьбового соединения не участвует в работе, то есть является полностью разгруженным, а всю нагрузку принимают на себя лишь последние витки, в результате чего и происходит отламывание.
Контроль резьбы бурильной трубы производится при помощи калибров.
Эту устройства делятся на три типа: рабочие, применяемые в повседневной работе при производстве, контрольные, для проведения контроля рабочих калибров, и эталоны – наиболее точные, применяемые для проверки контрольных экземпляров. Конусность резьбы проверяется гладкими калибрами, а правильность всех элементов резьбового соединения – резьбовым.
Гост р 50864-96 резьба коническая замковая для элементов бурильных колонн. профиль, размеры, технические требования — скачать бесплатно
- ГОСТ Р 50864-96
- ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
- РЕЗЬБА КОНИЧЕСКАЯ ЗАМКОВАЯ ДЛЯ ЭЛЕМЕНТОВ БУРИЛЬНЫХ
- КОЛОНН
- ПРОФИЛЬ, РАЗМЕРЫ, ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
- ГОССТАНДАРТ РОССИИ
- Москва
- Предисловие
- 1 РАЗРАБОТАН И ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 242 «Допуски и средства контроля»
- 2 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Госстандарта России от 5 марта 1996 г. № 150
- 3 Стандарт соответствует требованиям стандарта API 7 Американского нефтяного института в части замковой резьбы и ГОСТ 28487-90
- 4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
- СОДЕРЖАНИЕ
Приложение Б Размеры наружных диаметров и упорной поверхности элементов бурильной колонны, мм .. 8 Приложение В Размеры разгрузочных канавок для утяжеленных бурильных труб (УБТ) 9 Приложение Г Механические свойства металла элементов бурильной колонны после термической обработки . 10 |
- ГОСТ Р 50864-96
- ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
- РЕЗЬБА КОНИЧЕСКАЯ ЗАМКОВАЯ ДЛЯ ЭЛЕМЕНТОВ БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН
- Профиль, размеры, технические требования
- Tool-joint tapered thread for drill string elements. Profile, dimensions, technical requirements
- Дата введения 1997-01-01
1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
Настоящий стандарт распространяется на наружную и внутреннюю коническую замковую резьбу, применяемую в соединениях элементов бурильной колонны: замков (для бурильных труб), ведущих бурильных труб, переводников различного назначения, утяжеленных бурильных труб (УБТ), погружных забойных двигателях, шарошечных и лопастных долот, алмазных долот и коронок.
Все разделы стандарта обязательны, кроме 3.5; 4.8; 4.7; 4.9 и 7.4.
2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ
В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты и технические условия:
ГОСТ 9.014-78 Временная противокоррозионная защита изделий. Общие требования
Загрузка...
