[go: up one dir, main page]

RU2521123C2 - Резьбовое соединение бурильных труб - Google Patents

Резьбовое соединение бурильных труб Download PDF

Info

Publication number
RU2521123C2
RU2521123C2 RU2012121505/03A RU2012121505A RU2521123C2 RU 2521123 C2 RU2521123 C2 RU 2521123C2 RU 2012121505/03 A RU2012121505/03 A RU 2012121505/03A RU 2012121505 A RU2012121505 A RU 2012121505A RU 2521123 C2 RU2521123 C2 RU 2521123C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
thrust
spring
joint
nipple
threaded connection
Prior art date
Application number
RU2012121505/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2012121505A (ru
Inventor
Леонид Артемьевич Лачинян
Наталья Леонидовна Лачинян
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Завод бурового оборудования"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Завод бурового оборудования" filed Critical Открытое акционерное общество "Завод бурового оборудования"
Priority to RU2012121505/03A priority Critical patent/RU2521123C2/ru
Publication of RU2012121505A publication Critical patent/RU2012121505A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2521123C2 publication Critical patent/RU2521123C2/ru

Links

Images

Landscapes

  • Earth Drilling (AREA)
  • Mutual Connection Of Rods And Tubes (AREA)

Abstract

Изобретение относится к буровой технике и касается преимущественно резьбового соединения замков бурильных труб геологоразведочного и нефтяного сортамента. Резьбовое соединение состоит из муфты, ниппеля и прорезной пружины, установленной между упорным уступом муфты и упорным торцом ниппеля. Причем между упорным уступом ниппеля и упорным торцом муфты образуется ликвидируемый в процессе затяжки соединения и сжатия пружины зазор, величина которого равна ходу пружины и, согласно ее параметрам, строго соответствует заданной осевой нагрузке на внутренний упорный стык. После затяжки соединения обеспечивается строго заданная осевая нагрузка на наружный упорный стык. Технический результат заключается в обеспечении создания строго заданных осевых нагрузок на внутренний и на наружный упорный стык, сохранение их соотношения на весь период эксплуатации. Надежное функционирование обоих упорных уступов позволяет увеличить осевую силу затяжки резьбового соединения в 1,5 раза и соответственно повысить его статическую прочность и циклическую долговечность. 1 ил.

Description

Изобретение относится к буровой технике и касается преимущественно резьбового соединения замков бурильных труб нефтяного и геологоразведочного сортамента.
Известен наиболее близкий аналог, принятый за прототип, резьбовое соединение с конической резьбой бурильного замка фирмы «Хайдрил» /1/, которое имеет два упорных стыка - наружный и внутренний и, как показали исследования, наличие дополнительного внутреннего упорного стыка позволяет в 1,5 раза увеличить крутящий момент затяжки соединения /2/.
Однако, такое соединение имеет существенный недостаток, заключающийся в том, что обеспечить надежный контакт и заданные нагрузки одновременно по трем поверхностям - по конической резьбе, наружному и внутреннему упорным стыкам - практически невозможно, несмотря на весьма жесткий допуск, задаваемый на расстояние между наружными и внутренними упорными торцами и упорными уступами ниппеля и муфты соединения.
В результате, один из упорных стыков оказывается недогруженным, а другой, наоборот, - перегруженным. Особую опасность представляет случай, когда из-за незначительных отклонений от заданных допусков, недогруженным, или даже вовсе открытым, оказывается наружный упорный стык, так как это приводит к ускоренному усталостному разрушению резьбы и, как следствие, к обрыву и аварии с бурильной колонной. Стендовые испытания на усталость при знакопеременном консольном изгибе натурных образцов бурильных труб ССК-59 с такими соединениями показали, что в зависимости от точности исполнения параметров, образующих их упорные стыки, циклическая долговечность соединения может отличаться на порядок /2/.
Именно этим недостатком объясняется тот факт, что, несмотря на предложения отдельных фирм, резьбовые соединения с двумя упорными стыками не находят своего отражения как в отечественных (ГОСТ 27834; ГОСТ 7918), так и в международном (7API) стандартах на бурильные замки
Исключение составляют только соединения тонкостенных обсадных и бурильных труб, применяемых при бурении со съемным керноприемником, функциональные возможности которых, в особенности по величине передаваемого на породоразрушающий инструмент крутящего момента последних без дополнительного внутреннего упорного стыка, весьма ограничены.
Задача изобретения состоит в создании резьбового соединения, в котором заданная нагрузка на внутренний упорный стык обеспечивается и поддерживается в процессе всего периода его, функционирования и не обусловлена жестким допуском на расстояние между упорными торцами и упорными уступами соединяемых деталей, образующими наружный и внутренний упорный стыки, а также их износом
Для решения этой задачи в резьбовом соединении бурильной трубы, включающем муфту и ниппель, образующих при свинчивании и затяжке наружный и внутренний упорные стыки, между упорным уступом муфты и упорным торцом ниппеля установлена прорезная пружина так, что между упорным уступом ниппеля и упорным торцом муфты образуется ликвидируемый в процессе затяжки соединения и сжатия пружины зазор, величина которого равна ходу пружины и, согласно ее параметрам, строго соответствует заданной осевой нагрузке на внутренний упорный стык, благодаря чему, после затяжки соединения, обеспечивается также строго заданная осевая нагрузка на наружный стык, как разница между общей силой затяжки резьбового соединения и силой, создаваемой пружиной на внутренний упорный стык.
Изобретение иллюстрируется чертежом (фиг.1), где представлено предлагаемое резьбовое соединение в виде бурильного замка, включающего ниппель 1, муфту 2 и прорезную пружину 5, которая установлена между упорным уступом 3 муфты и упорным торцом 4 ниппеля. При этом между упорным уступом 6 ниппеля и упорным торцом 7 муфты образуется зазор h, который ликвидируется в процессе затяжки соединения и сжатия пружины. Величина зазора h равна ходу пружины h0 и, согласно ее параметрам, строго соответствует заданной осевой нагрузке на внутренний упорный стык. Благодаря этому, после затяжки соединения, обеспечивается также строго заданная осевая нагрузка на наружный упорный стык, как разница между общей силой затяжки резьбового соединения и силой, создаваемой пружиной на внутренний упорный стык.
Заявляемое устройство позволяет решить поставленную задачу.
Действительно, установленная в резьбовом соединении бурильных труб между упорным уступом муфты и упорным торцом ниппеля прорезная пружина имеет параметры, обеспечивающие, при ее сжатии на величину хода h=h0, заданную осевую силу затяжки внутреннего упорного стыка. В результате этого одновременно обеспечивается строго заданная осевая сила затяжки наружного упорного стыка, так как она представляет собой разницу между строго задаваемой общей осевой силой затяжки резьбового соединения и строго обеспечиваемой пружиной осевой силой на внутреннем упорном стыке.
В обычном резьбовом соединении сила затяжки наружного и внутреннего упорного стыка обеспечивается деформацией опорных поверхностей соединяемых деталей, которая составляет всего 0,10-0,15 мм, что с одной стороны обусловливает соответствующий весьма жесткий допуск на расстояние между упорными стыками. С другой стороны, в процессе многократной сборки-разборки соединения при спуско-подъемных операциях, это точно заданное расстояние нарушается из-за износа опорных поверхностей, что приводит к существенным изменениям заданных соотношений осевых сил на обоих упорных стыках и снижению функциональных возможностей резьбового соединения.
В предлагаемом резьбовом соединении с применением прорезной пружины, деформация которой на порядок выше, чем у материала деталей соединения, требования к точности расстояния между упорными стыками резко снижаются, а износ опорных поверхностей не оказывает существенного влияния на заданную осевую силу затяжки соединения на внутренний стык, так как его величина также на порядок меньше хода пружины.
Пример реализации предлагаемого резьбового соединения бурильных труб.
В качестве примере принимаем приварной бурильный замок ЗП-95-32 по ГОСТ 27834 к бурильной трубе ПВ 73×9 по ГОСТ 50278.
Общая сила затяжки Q резьбового соединения
Figure 00000001
где:
М=4700 Нм - оптимальный момент затяжки для резьбы 3-73 /1/;
dcp=0,0667 м - средний наружный диаметр замковой резьбы 3-73 посередине ее длины;
µ=0,16 - коэффициент трения в резьбе, подвергнутой фосфатированию или меднению /3/.
Q=4700/0,0667·0,16=440000 H
Площадь опорной поверхности упорных стыков, мм2: наружного - 2118; внутреннего - 1280, суммарная 3398. Принимая силы на стыках пропорциональными площади соответствующей опорной поверхности, находим осевую силу, которую необходимо задать для внутреннего стыка
Р=Q·1280/3398=440000·0,376=165000 H
Подбор и расчет на прочность прорезной пружины проводим согласно рекомендациям, изложенным в работе /4/.
В соответствии с диаметром резьбы 3-73 у большего основания конуса принимаем наружный диаметр прорезной пружины равным 60 мм. Внутренний диаметр ее не может быть меньше диаметра проходного канала соединения, принимаем его равным 32 мм, откуда средний радиус пружины составляет R=23 мм, а ширина ее b=14 мм.
Путем предварительных расчетов с учетом длины корпуса муфты под ключ Iм=204 мм (см. фиг.1) устанавливаем толщину (высоту) образуемых при фрезеровании пазов колец t=25 мм, число колец i=4 и перемычек на одном из торцов кольца n=2. Принимая высоту прорези равной 3 мм, получим высоту (длину) пружины: 25·4+3·3=109 мм (см. фиг.1).
Ход (осадка) пружины определяется из выражения:
Figure 00000002
где:
ε - безразмерный коэффициент;
P - осевая сила;
R - средний радиус кольца пружины;
n - число перемычек на одном из торцов кольца пружины;
B - жесткость сечения кольца на изгиб;
B=b·t3·E/12;
b - ширина кольца пружины;
t - толщина (высота) кольца пружины;
E - модуль упругости материала пружины при изгибе;
i - число рабочих колец пружины;
ε=ν(β-χ·sinβ);
ν - коэффициент;
ν=B/C;
C - жесткость сечения кольца на кручение;
C=J·G
J - полярный момент инерции пружины при кручении;
G - модуль упругости материала пружины при кручении
β - половина угла между перемычками пружины;
β=0,5 π/n;
χ - коэффициент;
χ=2ν·sinβ/|β(1+ν)-0,5((1-ν)sin2β|
Помимо установленных выше, определяем значения остальных исходных величин, входящих в выражение (2)
Е=2,06·105 Н/мм2; В=14·253·2,06·105/12=0,38·1010 Н·мм2; J=0,1(604-324)=0,119·107 мм4; G=7,8·104 Н/мм2; G=0,119·107·7,8·104=0,93·1011 Н·мм2; ν=В/С=0,04; β=0,5·180/2=45°; χ=2·0,04·0,7/45(1+0,04)-0,5(1-0,04)·1=0,001; ε=0,04(45-0,001·0,7)=1,8
Подставив полученные величины в выражение (2), получим ход разрезной пружины
h0=1,8·165000·233·4/2·0,38·1010=1,90 мм
Определяем максимальное приведенное напряжение у перемычек пружины
Figure 00000003
где:
ξ - коэффициент, зависящий от отношения t/b. Согласно таблице, приведенной в работе (4), при значении t/b=25/14=1,78 величина ξ=1,34 и тогда
σ=1,34·165000·23/14·252=581 Н/мм2
В качестве материала для прорезной пружины принимаем согласно ГОСТ 14959 рессорно-пружинную сталь марки 60С2А с пределом текучести 1372 Н/мм2. Запас прочности пружины из этой стали составит
ϑ=1372/581=2,4.
Осевую силу затяжки и соответственно статическую и циклическую прочность резьбового соединения с двумя упорными стыками можно увеличить в 1,5 раза /2/, т.е. принять ее равной
165000·1,5=247500 H.
Тогда ход пружины согласно выражению (2) также увеличится в 1,5 раза и будет равен
h0=1,95·1,5=2,85 мм.
Следовательно, в этом случае (см. фиг.1) величины h=h0 должны быть приняты равными 2,85 мм, а запас прочности пружины соответственно уменьшится в 1,5 раза и составит
2,4/1,5=1,6,
что достаточно.
Общая осевая сила затяжки такого резьбового соединения составит
Q=440·1,5=660 кН,
а крутящий момент затяжки согласно выражению (1)
660·0,0667·0,16=7,04 кНм = 7040 Нм.
Таким образом, наличие прорезной пружины в предлагаемом резьбовом соединении обеспечивает создание строго заданных осевых нагрузок на внутренний, и, как следствие, на наружный упорный стык и сохранение их соотношения на весь период эксплуатации, так как оно практически не зависит от допуска на расстояние между ними и от износа составляющих их опорных поверхностей. Надежное функционирование обоих упорных стыков позволяет увеличить общую осевую силу затяжки резьбового соединения в 1,5 раза и соответственно повысить его статическую прочность и циклическую долговечность.
Литература:
1. Трубы нефтяного сортамента. Справочник / Под общей ред. А.Е. Сарояна. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987. 488 с.
2. Лачинян Л.А. Работа бурильной колонны. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1992. - 214 с.: ил.
3. Биргер И.А., Иосилевич Г.Б. Резьбовые и фланцевые соединения. - М.: Машиностроение, 1990. - 368 с.: ил.
4. Биргер И.А. и др. Расчет на прочность деталей машин: Справочник / И.А. Биргер, Б.Ф. Шорр, Г.Б. Иосилевич. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Машиностроение, 1993. - 640 с.: ил.

Claims (1)

  1. Резьбовое соединение бурильных труб, включающее муфту и ниппель, образующие при свинчивании и затяжке наружный и внутренний упорные стыки, отличающееся тем, что между упорным уступом муфты и упорным торцом ниппеля установлена прорезная пружина так, что между упорным уступом ниппеля и упорным торцом муфты образуется ликвидируемый в процессе затяжки соединения и сжатия пружины зазор, величина которого равна ходу пружины и, согласно ее параметрам, строго соответствует заданной осевой нагрузке на внутренний упорный стык, благодаря чему, после затяжки соединения, обеспечивается также строго заданная осевая нагрузка на наружный стык, как разница между задаваемой общей силой затяжки резьбового соединения и силой, создаваемой пружиной на внутренний упорный стык.
RU2012121505/03A 2012-05-25 2012-05-25 Резьбовое соединение бурильных труб RU2521123C2 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012121505/03A RU2521123C2 (ru) 2012-05-25 2012-05-25 Резьбовое соединение бурильных труб

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012121505/03A RU2521123C2 (ru) 2012-05-25 2012-05-25 Резьбовое соединение бурильных труб

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2012121505A RU2012121505A (ru) 2013-11-27
RU2521123C2 true RU2521123C2 (ru) 2014-06-27

Family

ID=49625089

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012121505/03A RU2521123C2 (ru) 2012-05-25 2012-05-25 Резьбовое соединение бурильных труб

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2521123C2 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2616950C2 (ru) * 2016-02-17 2017-04-18 Открытое акционерное общество "Завод бурового оборудования" Двухупорное резьбовое соединение буровых труб
RU187638U1 (ru) * 2018-12-06 2019-03-14 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") Бурильный замок

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU896310A1 (ru) * 1978-03-27 1982-01-07 Предприятие П/Я В-2827 Резьбовое быстроразъемное соединение трубчатых элементов
SU1116139A1 (ru) * 1982-11-26 1984-09-30 Полтавское отделение Украинского научно-исследовательского геологоразведочного института Разъединительное устройство
US6176524B1 (en) * 1995-08-19 2001-01-23 Nippon Steel Corporation Oil well pipe threaded joint
RU2235180C2 (ru) * 2002-07-29 2004-08-27 Открытое акционерное общество Научно-производственное объединение "Буровая техника" Устройство для направленного бурения
EP1945989A2 (en) * 2005-11-05 2008-07-23 Snap-Tite Technologies, Inc. Threaded coupling with flow shutoff

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU896310A1 (ru) * 1978-03-27 1982-01-07 Предприятие П/Я В-2827 Резьбовое быстроразъемное соединение трубчатых элементов
SU1116139A1 (ru) * 1982-11-26 1984-09-30 Полтавское отделение Украинского научно-исследовательского геологоразведочного института Разъединительное устройство
US6176524B1 (en) * 1995-08-19 2001-01-23 Nippon Steel Corporation Oil well pipe threaded joint
RU2235180C2 (ru) * 2002-07-29 2004-08-27 Открытое акционерное общество Научно-производственное объединение "Буровая техника" Устройство для направленного бурения
EP1945989A2 (en) * 2005-11-05 2008-07-23 Snap-Tite Technologies, Inc. Threaded coupling with flow shutoff

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2616950C2 (ru) * 2016-02-17 2017-04-18 Открытое акционерное общество "Завод бурового оборудования" Двухупорное резьбовое соединение буровых труб
RU187638U1 (ru) * 2018-12-06 2019-03-14 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") Бурильный замок

Also Published As

Publication number Publication date
RU2012121505A (ru) 2013-11-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US6578880B2 (en) Wedgethread pipe connection
US9885214B2 (en) Threaded tool joint connection
US6481760B1 (en) Threaded connection of two metal tubes with groove in the threading
US20020076273A1 (en) Connectable rod system for driving downhole pumps for oil field installations
US5788401A (en) Rod joint
US9273521B2 (en) Threaded connection
RU2687696C1 (ru) Быстроразъемное резьбовое соединение с многозаходной резьбой
US20060273601A1 (en) Connectable rod system for driving downhole pumps for oil field installations
US9869139B2 (en) Tubular connection with helically extending torque shoulder
US20210071482A1 (en) Couplings for well pumping components
AU2017201366B2 (en) Drill string components having multiple-thread joints
RU2521123C2 (ru) Резьбовое соединение бурильных труб
US20180363387A1 (en) Near-square modified buttress thread form enabling run-in and run-out threads
RU2728105C1 (ru) Резьбовое замковое коническое соединение бурильных труб и способ увеличения его несущей способности и ресурса работы
RU192162U1 (ru) Резьбовое соединение обсадных гладких безмуфтовых труб
US1907522A (en) Sucker rod
Baragetti et al. Friction behaviour evaluation in beryllium–copper threaded connections
US9032632B2 (en) Method and device for inspecting a threading of a tubular connection used in the oil industry
CN105909183A (zh) 一种高抗扭钻具螺纹接头
RU2386072C1 (ru) Трубное соединение с конической удлиненной резьбой треугольного профиля
WO2016130021A2 (en) Threaded connector
RU2616950C2 (ru) Двухупорное резьбовое соединение буровых труб
RU96161U1 (ru) Износостойкое высокогерметичное резьбовое соединение
RU126419U1 (ru) Замковое соединение насосно-компрессорных труб (варианты)
RU149815U1 (ru) Высокогерметичное резьбовое соединение нефтегазовых труб

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20150526