RU2616950C2 - Двухупорное резьбовое соединение буровых труб - Google Patents

Abstract

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-Q_вус/Q_осн)Δl_н+Δl_м, где:

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

Δl_н и Δl_м - удлинение и укорочение резьбового участка соответственно ниппеля и муфты при затяжке соединения. 1 табл.

Description

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:

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

Δl_н и Δl_м - 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:

σ_т - предел текучести материала соединения;

K_з - 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 Δl_н, а муфта сжимается на величину Δl_м.

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 Q_вус и в опасном сечении ниппеля Q_осн, 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 Δl_м. Поэтому, чтобы обеспечить полную деформацию ниппеля, во внутреннем упорном стыке в этом случае необходим зазор, равный этой величине деформации, т.е. при Q_вyc=Q_осн

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 Q_осн, необходимая для создания напряжения в опасном сечении ниппеля

где:

F_осн - площадь опасного сечения ниппеля, мм²;

σ_т - предел текучести материала соединения, Н/мм²;

K_з - коэффициент затяжки резьбового соединения.

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

где:

F_вус - площадь внутреннего упорного стыка, мм²;

ϑ - запас прочности.

3. Удлинение ниппеля при затяжке соединения

где:

l_н - длина резьбового участка ниппеля, мм;

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

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

4. Укорочение муфты при затяжке соединения

где:

l_м - длина резьбового участка муфты, мм;

F_псм - 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.

Claims (5)

1. 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:
2. δ=(1-Q_вус/Q_осн)Δ l_н+Δl_м,
3. где:
4. Q_вус и Q_осн - силы, необходимые для создания заданных напряжений соответственно во внутреннем упорном стыке и опасном сечении ниппеля;
5. Δl_н и Δl_м - удлинение и укорочение резьбового участка соответственно ниппеля и муфты при затяжке соединения.