ГЕРМЕТИЧНОЕ МУФТОВОЕ СОЕДИНЕНИЕ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБ

Настоящая полезная модель относится к муфтовому резьбовому соединению нефтегазопромысловых труб с высокогерметичным соединением «металл-металл», предназначенному для использования в скважинных трубах (обсадных и насосно-компрессорных), используемых при разведке, добыче и транспортировке жидких и газообразных полезных ископаемых.
Герметичное муфтовое соединение нефтегазопромысловых труб предназначено для применения в скважинах со стандартными и сложными условиями эксплуатации в части растягивающих, сжимающих и изгибающих нагрузок с увеличенными требованиями к длительной гарантированной герметичности (в том числе газоплотности), собранных трубных колонн.
2
2
Применяемые до настоящего времени обсадные и насосно-компрессорные трубы при строительстве скважин с треугольной (круглой) и трапецеидальной резьбами по ГОСТ 632 и ГОСТ 633, изготавливаемые без герметизирующего узла, тем не менее, являются герметичными для определенных условий. Так, считается, что трубы с треугольной резьбой герметичны (в среднем) для давлений жидкости до 210÷220 кг/см, в то время как трубы с трапецеидальной резьбой имеют «порог» герметичности в пределах 180-185 кг/см. Разница объясняется, в первую очередь, величиной сечения винтового резьбового канала, который заметно больше по площади в трапецеидальных резьбах. Использование смазок с металлическими наполнителями «затыкающими» сечение резьбового канала позволило достигнуть упомянутых выше значений допустимого, с точки зрения герметичности, рабочего давления на этих соединениях. Другим не менее важным фактором повышения герметичности указанных трубных резьб является длина резьбового канала. Чем больше длина канала, тем выше его сопротивление давлению испытательной жидкости, тем выше значение допустимого давления «обеспеченного герметичностью» в принятой инструкции.
2
К сожалению, необходимость использования конических резьбовых соединений в скважинных трубах обсадных и насосно-компрессорных (НКТ) для создания радиальных контактных давлений в соединении, обеспечивающих их несущую способность, необходимость зачастую обеспечения быстрой сборки колонны и, ограниченная толщина стенок труб не позволяют значительно увеличивать длину резьб. В последние время решение проблемы герметичности стало решаться за счет ввода в конструкцию резьбового соединения герметизирующего узла, создаваемого на малых диаметрах конусов резьбы ниппеля и муфты. В основном, конструкции представлены высокоточно - выполненными коническими поверхностями, обеспечивающими с определенным радиальным натягом контактные давления между собой выше давления перекачиваемой среды (обычно около 5 кг/мм) и торцевой контакт (упор), ограничивающий взаимное перемещение этих конических поверхностей. Кроме того, упор также является герметизирующим элементом.
Резьбовая часть практически никаким совершенствованиям, кроме создания отрицательного угла опорной грани, не подвергалась. Модернизация резьбы «Батресс» явилось уменьшение высоты витка ниппеля - вот последние «революционные» изменения.
К сожалению, упомянутые изменения особого влияния на повышение герметичности соединения не оказали, если не сказать большего. (Разновысотность витков ниппеля и муфты модернизированной резьбы «Батресс» увеличивает сечение винтового канала и, соответственно, герметичность резьбового соединения несколько снижается). Если проанализировать решения вопросов, связанных с герметичностью скважинных муфтовых колонн, можно отметить, что все они направлены на совершенствование узла или узлов герметизации. Зачастую это использование тефлоновых колец, уплотнительных металлических прокладок, непосредственно уплотнителей резьбы.
Так, ОАО «Выксунский металлургический завод» с 1993 года выпускает обсадные трубы по ТУ 39.0147016.40-93 «Трубы обсадные и муфты к ним» с узлом уплотнения, где в качестве уплотнителя используется кольцо из фторопласта. Недостатком упомянутого решения служит недостаточная надежность длительной герметичности соединения, зависимость ее от качества установки кольца в промысловых условиях, возможность порчи кольца при сборке соединения.
В качестве прототипа заявляемого технического решения принимаем высокогерметичное резьбовое соединение обсадных труб (Патент РФ №88054), включающее внутренние и наружные конические сопрягаемые элементы, на которых выполнена трапецеидальная неравнобокая резьба с конусностью 1:16, имеющая опорную и закладные грани, герметизирующий узел, образованный наружной и внутренней радиальными коническими поверхностями и наружной и внутренней торцевыми упорными коническими поверхностями, причем радиальные конические наружная и внутренняя поверхности выполнены с конусностью 1:10, а торцевые конические наружная и внутренняя поверхности выполнены под углом 15° к нормали оси резьбы, при этом первые витки наружной и внутренней резьб выполнены так, что высота витка постепенно вырастает от 0 мм в начале захода до полной высоты профиля на длине не менее, чем на половине дуги витка.
Недостатком этого резьбового соединения является отсутствие длительной гарантированной герметичности муфтовых соединений нефтепромысловых труб при их эксплуатации.
Технический результат, достигаемый заявляемым решением, заключается в создании высокогерметичного муфтового соединения нефтегазопромысловых труб, конструкция которого позволит осуществить использование разработанных нефтегазопромысловых труб в скважинах со стандартными и сложными условиями эксплуатации, обеспечить гарантированную герметичность при свинчиваниях-развинчиваниях в процессе эксплуатации.
Указанный технический результат достигается за счет того, что в герметичном муфтовом соединении, содержащем наружные и внутренние элементы с сопрягаемой конической поверхностью, на которой выполнена трапецеидальная неравнобокая резьба с конусностью 1:16, имеющая опорную и закладные грани, у которой первые витки резьбы выполнены так, что высота витка постепенно вырастает от 0 мм в начале захода до полной высоты профиля на длине не менее, чем на половине дуги витка, герметизирующий узел, образованный радиальными и торцевыми уплотнительными поверхностями, выполненный со стороны меньших диаметров наружного и внутреннего конусов, причем трапецеидальная резьба на внутреннем и наружном элементах выполнена на двух сопрягаемых поверхностях - конической и цилиндрической, расположенных коаксиально, причем на цилиндрической поверхности выполнена резьба того же шага и профиля, что и у резьбы на конической поверхности, при этом на одном из сопрягаемых элементов резьба на конической поверхности разделена от резьбы на цилиндрической поверхности кольцевой проточкой, а на другом сопрягаемом элементе в этом месте осуществлен плавный переход резьбы с одной поверхности на другую.
2
2
2
2
2
Наличие резьбы полного профиля на участке на цилиндрической поверхности за основной плоскостью (О.П.) резьбы позволит увеличить без дополнительных затрат гарантированную длительную герметичность обсадных колонн в среднем на 115 кг/см и насосно-компрессорных лифтов на 130 кг/см. Последние значения определены следующим образом. Приняв среднюю цифру фактического предельного давления для трапецеидальных резьб равным 180 кг/см (см. выше), определяем коэффициент ее снижения за счет уменьшения длины резьбовой части стандартных трапецеидальных резьбовых соединений по ГОСТ 633 и ГОСТ 632. В среднем, коэффициент длины резьбы по данным ГОСТ 633 равен 0,73, по данным ГОСТ 632-0,63. И, соответственно, в предлагаемой модели гарантированное допустимое давление только за счет цилиндрической резьбы будет увеличено для НКТ на 180×0,73=130 кг/см и для обсадных труб на 180×0,63=113 кг/см.
После сборки, за счет увеличения контакта «полных» витков ниток резьбы на цилиндрической поверхности, возрастает гидравлическое сопротивление винтового канала в резьбе.
Выполнение трапецеидальной резьбы на конической поверхности с конусностью 1:16 и цилиндрической поверхности сопрягаемых элементов осуществляется следующим образом.
Для сборки резьбового соединения резьба на конической и цилиндрической поверхностях должна быть непрерывной, поэтому она должна нарезаться одной и той же гребенкой.
Нарезание резьбы на внутреннем элементе (ниппеле):
Сначала, нарезается резьба на конической поверхности от малого диаметра конуса резьбы до основной плоскости резьбы (ОП), у которой вершины и впадины параллельны конической поверхности. Затем нарезается резьба на цилиндрической поверхности на длину соответствующую положению торца наружного элемента при затяжке, затем производится сбег резьбы на длину одного и более шагов в зависимости от числа режущих зубьев гребенки. У резьбы на цилиндрической поверхности вершины и впадины будут наклонены к цилиндрической поверхности под углом 1° 47' 24", равным углу наклона зубьев резьбонарезной гребенки.
Нарезание резьбы на наружном элементе (муфте):
Сначала, нарезается резьба на цилиндрической поверхности до большого диаметра конуса резьбы, затем нарезается резьба на конической поверхности. В наружном элементе так же, как и на внутреннем, у резьбы на конической поверхности, вершины и впадины параллельны конической поверхности, а у резьбы на цилиндрической поверхности вершины и впадины будут наклонены к цилиндрической поверхности под углом 1° 47' 24", равным углу наклона зубьев резьбонарезной гребенки.
Для облегчения сборки резьбы и для создания необходимого натяга в соединении, на одном из сопрягаемых элементов резьба на конической поверхности разделена от резьбы на цилиндрической поверхности кольцевой проточкой.
В случае, если точность режущего оборудования недостаточна для выполнения сборки соединения в соответствии с требованиями нормативной документации (при сборке по заданному моменту не происходит стыковки торцевых уплотнительных поверхностей), резьба на конической поверхности разделена от резьбы на цилиндрической поверхности кольцевой проточкой на каждом сопрягаемом элементе.
За счет предлагаемого дополнительного уплотнения соединение приобретает свойства нефтегазогерметичного, способного работать под действием разнообразных комбинированных нагрузок, в том числе на газодобывающих скважинах. Полноразмерная резьба на цилиндрической поверхности повышает несущую способность соединения.
В зависимости от наружного диаметра, толщины стенки трубы и назначения трубы и условий их применения (обсадная или насосно-компрессорная) для улучшения технического результата профиль трапецеидальной резьбы может быть выполнен с отрицательным углом упорной грани витка резьбы относительно перпендикуляра к оси резьбы в диапазоне от 0° до 5° и положительным углом закладной грани - в диапазоне от 8° до 45°. Величина отрицательного угла напрямую связана с диаметром соединяемых труб и в определенной степени с толщиной их стенок и значением групп прочности. Известен случай строительства скважины в Чернушкинском УБР объединения «Пермьнефть» на НКТ 73×5.5 с радиусом искривления 9 м, что соответствует интенсивности набора кривизны скважины около 40°-50° на 10 м. А.Б.Калинин «Бурение наклонных и горизонтальных скважин», 1997 г., отмечает: «…горизонтальные скважины с малым радиусом кривизны (10-30 м) успешно используются при разбуревании месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации, а также для бурения ствола скважин из вырезанного участка эксплуатационной колонны». Допустить подобное на трубах большого диаметра ни практически, ни теоретически невозможно (труба сломается). Соответственно, для резьбовых соединений труб в первом случае (НКТ 73×5.5) необходим угол упорной грани резьбового соединения для предотвращения «раскрытия» его в пределах 10°-12°, что обеспечивается заданным диапазоном -5°. Для труб большого диаметра (обсадные: 168-245 мм) потеря цилиндрической устойчивости трубы произойдет при наборе интенсивности искривления скважины в 5°-6° на 10 м и, соответственно, отрицательный угол упорной грани может лежать в районе 0° (с учетом 7° угла трения стали по стали). Таким образом, отрицательный угол упорной грани для скважин нефтепромысловых труб в зависимости от диаметра трубы и сложности изготовления отрицательного угла может находиться в диапазоне от 0° до -5°.
Величина закладного угла в профиле резьбы соединения обсадных и насоснокомпресорных труб, используемых в нефтегазовой промышленности в зависимости от технологий строительства скважин может находиться в диапазоне от 5° до 45°. Увеличивающийся объем строительства горизонтальных и горизонтально разветвленных скважин предполагает «проталкивание» обсадных колонн на горизонтальном участке до 10 и более тыс.м., что предопределяет переход сжимающих напряжений с упорных граней на закладную и, соответственно, требует более «вертикального» участка закладной грани. Однако уменьшение упомянутого угла, например меньше 5°, приведет к резкому ухудшению свинчиваемости соединений и возможных образований задиров и мостов холодной сварки, ухудшению условий взаимоцентровки элементов соединения при вертикальной сборке труб. Угол в 8°, несколько больше угла трения, обеспечивает некоторые трудности при сборке резьбы, но удовлетворительно работает при «проталкивании» колонны на горизонтальном участке скважины.
Закладной угол в 45°, напротив, хорошо показывает себя при сборке соединения в условиях буровой установки, обеспечивая центровку соединения, но использование его на горизонтальных участке горизонтальных скважин («проталкивание») может привести к выходу соединения из строя. Оптимальное применение угла в 45° - вертикальная скважина. Любые промежуточные значения закладных углов будут зависеть от технологических особенностях строительства и назначения скважин.
Указанные признаки являются существенными и взаимосвязанными с образованием устойчивых признаков, достаточных для получения указанного технического результата.
Настоящая полезная модель является новой, промышленно применимой, т.к. используя существующие технологии для изготовления резьбовых концов труб, может быть выполнена на принципиально новом, отличном от известных конструкций, принципе взаимодействия контактирующих поверхностей.
Техническое решение поясняется следующими чертежами:
Фиг.1 Общий вид герметичного муфтового соединения нефтегазопромысловых труб;
Фиг.2 Профиль резьбы наружного элемента на цилиндрической поверхности;
Фиг.3 Профиль резьбы внутреннего элемента на цилиндрической поверхности;
Фиг.4 Профиль резьбы наружного элемента на конической поверхности;
Фиг.5 Профиль резьбы внутреннего элемента на конической поверхности.
Герметичное муфтовое соединение нефтегазопромысловых труб содержит внутренний 1 и наружный 2 элементы, взаимодействующие друг с другом с помощью резьбы 3 на конической поверхности 4 и цилиндрической поверхности 5, выполненных на каждом сопрягаемом элементе, с трапецеидальным профилем резьбы, где упорная грань 6, закладная грань 7, герметизирующий узел 8, образованный радиальными уплотнительными 9 и торцевыми 10 поверхностями наружного и внутреннего элементов и кольцевую проточку 11.
Герметичное муфтовое соединение нефтегазопромысловых труб работает следующим образом.
При свинчивании внутреннего 1 и наружного 2 элементов герметичного резьбового соединения вначале осуществляется взаимодействие резьбы 3 на цилиндрической поверхности 5.
При дальнейшем свинчивании сопрягаемых элементов 1 и 2 вступает в контакт резьба 3 на конической поверхности 4. Затем резьбы на конической 4 и цилиндрической 5 поверхностях свинчиваются одновременно до вступления в контакт радиальных поверхностей 9 герметизирующего узла 8 и далее до контакта торцевых упорных поверхностей 10 внутреннего 1 и наружного 2 элементов.
Создав на контактных торцевых поверхностях заданное контактное давление, дальнейшее свинчивание сопрягаемых элементов прекращается.
Преимуществом заявляемого резьбового соединения, по сравнению с известным, является увеличение несущей способности соединений за счет увеличенного количества витков полного профиля, находящихся в зацеплении, и увеличение длительной эксплуатационной герметичности его за счет повышения гидравлического сопротивления межвиткового канала, особенно необходимого для газовых скважин. Предлагаемая конструкция (с некоторым снижением несущей способности и герметичности) вполне совместима с конструкциями без герметизирующего узла или имеющими аналогичный узел уплотнения.