Резьбовое замковое коническое соединение бурильных труб
THREADED JOINT CONICAL CONNECTIN OF DRILL PIPES

Предлагаемое техническое решение на резьбовое замковое коническое соединение бурильных труб относится к изделиям нефтяного машиностроения. Оно может быть применено в производстве бурильных труб и при проводке скважин со сложно построенными пространственными параметрами их стволов в глубоких нефтяных и газовых скважинах. Известно, что резьбовое замковое коническое соединение для бурильных труб разработано и используется в нефтяной промышленности уже десятки лет и продолжает модернизироваться до настоящего времени. Это связано с общим развитием нефтяного машиностроения, внедрением металлорежущего оборудования с числовым программным управлением и усложнением задач, возникающих в строительстве скважин и при разработке нефтяных и газовых скважин.
Известны технические решения на резьбовые замковые соединения, используемые в нефтегазовой промышленности, которые закреплены отечественными Государственными стандартами, например, замковые соединения по ГОСТ 5286-75 [1]; ГОСТ 28487-90 [2]; ГОСТ Р 50864-96 [3]. ГОСТ 34438.2-18 [4]. С 2020 года введен в действие ГОСТ 28487-2018 «Соединения резьбовые упорные с замковой резьбой элементов бурильной колонны. Общие технические требования» [5].
Резьбовые замковые конические соединения бурильных труб должны обеспечивать: -быстрое и надежное соединение (свинчивание) труб между собой; - передачу высоких значений крутящих моментов бурильным трубам и породоразрушающему инструменту; - герметичность резьбовых соединений; - возможность проведения текущего ремонта труб и их резьбовых соединений.
В практике работ при бурении глубоких скважин считается, что наиболее уязвимым узлом в компоновке бурильной колонны продолжают оставаться резьбовые замковые соединения. Они воспринимает сложные знакопеременные изгибающие и растягивающие нагрузки. При многократных актах свинчивания и развинчивания бурильных труб происходит изнашивание профиля замковой резьбы со снижением их герметизирующей способности и механической прочности. Из-за жестких условий эксплуатации бурильных труб при бурении и капитальном ремонте скважин возникают случаи слома (разрушения) резьбового соединения, что приводит к необходимости проведения дорогостоящих работ по ликвидации аварий. В этой связи задачи по увеличению показателей несущей способности резьбовых соединений, ресурса их работы и снижения риска аварийности, являются актуальными и подлежат рассмотрению с учетом разрабатываемых инновационных технических и технологических решений.
Известны резьбы конические замковые по ГОСТ 28487-90 [2] «Резьба коническая замковая для элементов бурильных колонн» и по ГОСТ Р 50864-96 [3], в которых приведены технические требования к профилю и размерам резьбы, и требования для замковых резьбовых соединений. В настоящее время по приведенным выше стандартам выпускают большую часть отечественных бурильных труб, оснащенных замковыми коническими резьбами, наружный диаметр которых распространяется на замки диаметром от 35 до 279 мм. Основные технические требования стандарта ГОСТ Р 50864-96 совпадают с требованиям стандарта API 7 (American Petroleum Institute, США). По вышеуказанным ГОСТам регламентированы конусности резьбовых замковых соединений с соотношением 1:4 и 1:6; а также шаг резьб треугольного профиля: - 5 и 6 ниток на длине один дюйм (25,4 мм). Недостатком известных технических решений заключается в недостаточной надежности работы замковых резьбовых соединений при строительстве и ремонте скважин со сложно построенными пространственными параметрами их стволов.
Известно техническое решение - «Герметичное резьбовое соединение нефтепромысловых труб», защищенное патентом RU 2310058 [6]. Это резьбовое соединение рекомендовано к применению в насосно-компрессорных и обсадных трубах с конусностью 1:16, что по техническим и технологическим причинам не может быть использовано для замковых соединениях бурильных труб, имеющих значительно большую конусность (1:4; 1:6). Известно резьбовое соединение для бурильных труб по патенту Франции FR №1131481 [7], в котором для повышения прочности соединения резьба выполнена со сбегом, заканчивающимся около упорных торцовых элементов. Известно устройство для соединения бурильных труб по патенту RU №2354799 [8], от 18.04.2008, в котором на концах замковых ниппеля и муфты выполнены две храповые полумуфты для передачи осевого усилия. Эти технические решения усложняет изготовление и контроль резьбового соединения и не способствует увеличению ресурса его работы. Известно герметичное резьбовое соединение нефтепромысловых труб RU №2297512 [9], опубликованное 20.04.2007 Бюл. №11. Однако, в связи с малой конусностью конической резьбы (1:16), у рассматриваемого резьбового соединения, а также отсутствие торцовых поверхностей у основания большого конуса, исключается возможность его применения в качестве замкового резьбового соединения для бурильных труб.
По результатам проведенных патентных исследований выявлено наиболее близкое техническое решение, раскрытое в [10, 11] - прототип. Недостатками выявленного прототипа являются повышенные требования к точности изготовления линейных размеров резьбового соединения по опорным поверхностям ниппельной и муфтовой частей. Требование одновременного двухопорного напряженного контакта ниппельной и муфтовой частей требует при изготовлении их точной подгонки по линейным размерам (±0,1 мм [11]), что не способствует, в полной мере, увеличению ресурса работы замковых соединений из-за ослабления и релаксации напряжений на опорных поверхностях при работе, а также затрудняет проведение ремонта резьбовых частей в случае их критического износа. К недостаткам известных технических решений по резьбовым замковым соединением для бурильных труб, в том числе прототипа, следует отнести и неравномерность нагрузки витков (кратный разброс контактных напряжений) по длине резьбовой рабочей части. Это приводит к ускоренному износу профиля витков резьбового соединения, а также служит негативным концентратором механических напряжений в опасном сечении ниппельной части.
Задачей предлагаемого технического решения является увеличение ресурса работы резьбового замкового соединения бурильных труб и показателей несущей способности резьбового соединения в условиях проводки скважин со сложными пространственными параметрами стволов: боковых стволов, горизонтальных и разветвленных стволов глубоких нефтяных и газовых скважин; капитальном ремонте скважин, а также повышения конкурентоспособности изделий (замковых резьбовых соединений) отечественного нефтегазового машиностроения.
Ожидаемый технический результат при использовании рассматриваемого технического предложения связан с возможностью увеличения ресурса работы резьбового конического соединения, возможностью передачи повышенного крутящего момента бурильным трубам и компоновке низа бурильного инструмента (КНБК) в условиях работы со знакопеременными изгибающими нагрузками в искривленных скважинах, повышения герметизирующей способности резьбового соединения и увеличения ресурса его работы, а также возможности восстановления работоспособности резьбового соединения выполнением ремонтных работ.
Решение поставленной задачи достигается тем, что, полноразмерная резьбовая часть ниппеля типового замкового соединения по ГОСТ 28487-2018 [5] и [11] снабжена коническим удлинителем, с одноименным значением конусности резьбового соединения, а линейный размер удлинителя выполнен в пределах от 0,5 до 0,55 длины его резьбовой части. При этом на резьбовой полноразмерной части ниппеля и конической части удлинителя выполнена резьбовая нарезка уменьшенная по шагу от нарезки на муфтовой части на величину деформации (dS) витков ниппеля от влияния растягивающих напряжений, вызванных нормируемой затяжкой при свинчивании ниппеля и муфты между собой. В муфтовой части замкового соединения, после окончания резьбовой типовой нарезки и технологической кольцевой канавки для выхода резца, выполнена внутренняя коническая расточка (поверхность), конгруэнтная с коническим удлинителем ниппельной части, с возможностью радиального напряженного охвата при свинчивании со спиральной наружной поверхностью ниппельного удлинителя. Спиральная нарезка на удлинителе выполнена как продолжение резьбовой нарезки на ниппельной части. При этом спиральная нарезка на наружной поверхности конического удлинителя выполнена со срезанными вершинами профиля резьбового соединения, где их ширина (f) находится в пределах 0,5…0,6 от значения шага (Sн) резьбовой нарезки на нипельной части. Смыкаемые (сопрягаемые) поверхности ниппельной и муфтовой частей конструктивно выполнены с возможностью их поэтапного при свинчивании силового взаимодействия, что способствует приданию предлагаемому резьбовому соединению повышенной конструктивной жесткости и противодействию влияния знакопеременных изгибающих и осевых нагрузок на снижение ресурса их работы в искривленных интервалах скважин. Это техническое решение направлено на выравнивание осевой нагрузки по виткам резьбы в сторону ее нормализации и устранения эффекта неравномерной нагрузки, доказанной профессором Н.Е. Жуковским в 1902 г. При этом сводится к минимуму влияние концентрации внутренних напряжений, возникающих при изгибающих нагрузках в зарезьбовых канавках ниппельной части, используемых в известных решениях, а также технических требованиях стандартного исполнения.
Резьбовое замковое коническое соединение бурильных труб по настоящему техническому предложению показано на прилагаемых к описанию фигурах (фиг. 1-6) и включает в себя следующие выделенные для понимания основные параметры резьбового конического соединения:
на фиг. 1 приведена схема резьбового соединения бурильных труб в свинченном состоянии;
на фиг. 2 показан фрагмент I параметров конического резьбового соединения на промежуточном этапе свинчивания;
на фиг. 3 показан фрагмент II - конструктивный переход от резьбовой ниппельной части к удлинителю;
на фиг. 4 приведено резьбовое коническое соединение в свинченном состоянии с расстановкой основных сил (нагрузок), в элементах резьбового соединения;
на фиг. 5 показана эпюра распределения контактных напряжений (а) по виткам на длине резьбового соединения (b);
на фиг. 6 показан фрагмент III резьбового соединения с визуализацией параметров спиральной нарезки на удлинительной ниппельной части (k).
Резьбовое замковое коническое соединение бурильных труб включает ниппельную 1 и муфтовую 2 части, соосно соединенных конической резьбой треугольного профиля на интервале, протяженностью (b). При этом нормируемый техническими требованиями резьбовой участок (b) ниппеля 1 увеличен на 50%…55% (от длины (b) резьбового участка) коническим удлинителем длиной (k). Наружная поверхность конического удлинителя (k) снабжена спиральной нарезкой, являющейся продолжением резьбовой нарезки ниппельного участка (b). Спиральная нарезка на наружной поверхности конического удлинителя выполнена со срезанными вершинами профиля резьбового соединения, где их ширина (f) находится в пределах 0,5…0,6 от значения шага (Sн) резьбовой нарезки на ниппельной части. Муфтовая часть 2 резьбового соединения на участке (k) выполнена в виде гладкого внутреннего конуса, одноименного с конусностью резьбового соединения (β), (ϕ)=15°…20° к плоскости, перпендикулярной к главной оси (О) вращения резьбового соединения.
-1
Работа резьбового замкового соединения бурильных труб заключается в подготовительной операции к свинчиванию, при которой внутреннюю и наружную поверхности ниппельной 1 и муфтовой 2 частей очищают от загрязнений (песка, металлической стружки) струей воды или пара, а затем наносят консистентную антизадирную смазку. После совмещения ниппельной части трубы, как подвижного элемента, с неподвижно-закрепленной муфтовой частью трубы на устье скважины, механическим ключом производят свинчивание. Угловую скорость (ω) при свинчивании принимают ω=(3-6) с, с созданием регламентированного крутящего момента (Мкр), установленного для каждого типоразмера замкового соединения [12]. При зазоре между опорными торцами Тн и Тм h=(3,5…3,2) мм резьбовая поверхность ниппеля и муфты на участке (b) подвергается начальному этапу растяжения (для ниппельной части) и сжатия (для муфтовой части). На фиг. 2 приведены участки профиля резьбы (m, n) вступающие в начальный этап напряженного состояния. При зазоре h=1,5…1,2 мм между опорными торцами Тн и Тм в напряженный (радиальный) контакт вступают конические поверхности удлинителя, с расклинивающей нагрузкой G и реакцией со стороны муфтовой части N (фиг. 4). Свинчивание резьбового замкового соединение осуществляют до состояния, при котором между ниппельной и муфтой его частями будет приложен крутящий момент (Мкр), регламентированный техническими требованиями для данного типоразмера замкового соединения [12]. При этом заплечики на ниппельной части (Тм) и торец (Тн) на муфте смыкаются с появлением осевой нагрузки (Р), обеспечивающей герметичность резьбового конического соединения и его конструктивную жесткость. Наличие спиральной нарезки на удлинителе обеспечивает присутствие смазки на контактирующих поверхностях, при этом снижается коэффициент трения и износ трущихся поверхностей удлинителя и конической части на муфтовой части. Это техническое решение противодействует влиянию негативных знакопеременных изгибающих нагрузок, возникающих при работе (вращении бурильных труб) резьбовых соединений в стволе скважин с интенсивным искривлением, а также устраняет неравномерность осевой нагрузки по виткам узла резьбового соединения. После свинчивания ниппельной и муфтовой частей резьбового соединения, выполненного по настоящему техническому решению, возникает эффект "замка" - целостности конструкции резьбового замкового соединения, не уступающего по эксплуатационным характеристикам цельной части бурильной трубы.
1
1
1
*
Для примера исполнения резьбового конического исполнения по настоящему техническому предложению воспользуемся принятым прототипом по ГОСТ 28487- 2018 для замковой резьбы З-86, (NC-31 по стандарту 7 АНИ [12]), для которой регламентированы следующие параметры: - шаг резьбы треугольного профиля (Sm) -6,350 мм; конусность резьбового соединения (β=4°45'49'') (1:6); длина конусной части b=89 мм; высота рабочего профиля резьбы h=2,633 мм; диаметр (d) меньшего основания ниппельного конуса d=71,29 мм; - рекомендуемый крутящий момент свинчивания резьбового соединения Мкр=(8000…11500 Н  м).
1. По предлагаемому техническому решению длину конического удлинителя (к) принимаем с учетом приведенного в формуле отличительного признака, когда k=bx(0,5…0,55), т.е. k=89х(0,5…0,55)=45…49 мм. Численное значение параметра k принимаем путем осреднения полученных расчетных значений. Принимаем k=47 мм.
т
*
2. Значение скоррекированного шага резьбы (Sн) на ниппельной части резьбового соединения установим с учетом ссылки на отличительный признак изобретения, где шаг резьбы на ниппельной части (Sн) должен быть уменьшен на величину dS, определяемую по формуле: dS=σ Sм / Е, мм
т
т
2
2
где: σ - предел текучести материала резьбового соединения, кг/см (для стали 40ХН принимаем σ=7350 кг/см)
Sм - шаг резьбового соединения на муфтовой части, мм; (для расчета принимаем Sм=6,350 мм);
2
⋅
6
2
Е - модуль Юнга материала ниппельной и муфтовой частей резьбового соединения, кг/см (для расчета принимаем Е=2,110* кг/см).
т
*
⋅
6
Расчетное значение уменьшения шага (dS), для создания условий равномерной нагрузки (σ) на опорные поверхности витков резьбового замкового соединения на длине (b), будет равно dS=σSм / Е=7350 × 6,350/2,110*=0,0222 мм.
Следовательно, скорректированный шаг (Sн) ниппельной части для реализации настоящего технического решения определим, как: Sн=Sм-dS=6,350-0,0222=6,328 мм.
2
2
1
1
2
Диаметр (d) большего основания конического удлинителя для обеспечения ширины профиля резьбовой нарезки (f), принятой в формуле изобретения определим из соотношения d=dh или подставляя известные значения, получим d=71,29-2,633=68,66 мм.
1. ГОСТ 5286-(53)75 «Замки для бурильных труб». Издательство стандартов. 1975.
2. ГОСТ 28487-90 «Резьба коническая замковая для элементов бурильных колонн». Профиль, размеры. Профиль.
3. ГОСТ Р 50864-96 «Резьба коническая замковая для элементов бурильных колонн». Профиль, размеры, технические требования».
4. ГОСТ 34438.2-2018 «Трубы бурильные и другие элементы бурильных колонн в нефтяной и газовой промышленности». Основные параметры и контроль резьбовых соединений. Основные технические требования.
5. ГОСТ 28487-2018 «Соединения резьбовые упорные с замковой резьбой элементов бурильной колонны». Общие технические требования.
6. Патент RU 2310058. Герметичное резьбовое соединение нефтепромысловых труб. Бюл. №31 2007.
7. Описание к патенту SU №1131481 F16L 15/00, Франция. 1984.
8. Патент RU №2354799 от 18.04.2008. Устройство для соединения бурильных труб.
9. Патент RU №2297512 Е21В 17/04. Герметичное резьбовое соединение нефтепромысловых труб. Дата публ. 20.04.2007. Бюл. №11.
10. Патент RU 2508491. Резьбовое соединение бурильных труб., Бюл. изоб. №6, 2014.
11. Руководство по эксплуатации бурильных труб с приваренными замками ТМК UP EXD. РЭП С 02-015-2015. Редакция 2. ООО «ТМК Премиум Сервис» 2017.
12. Трубы нефтяного сортамента. Справочник. Под редакцией А.Е. Сарояна, М.: Недра, 1987. 488 с.
Пояснения к чертежам:
I - фрагмент резьбового соединения:
II - фрагмент конструктивного перехода резьбовой ниппельной части к коническому удлинителю;
III - фрагмент резьбового соединения с визуализацией параметров спиральной нарезки на удлинительной ниппельной части;
1 - ниппельная часть замкового соединения;
2 - муфтовая часть замкового соединения;
α - параметр угла фаски при переходе от удлинительной к резьбовой части ниппеля;
β - параметр угла конусности резьбового соединения;
ϕ - угол наклона поверхности торцов;
b - длина резьбового участка ниппеля; к- длина удлинителя на ниппеле;
- длина конической расточки для выхода резца;
Sн - шаг резьбовой нарезки на ниппеле;
Sм - шаг резьбовой нарезки на муфте;
h - зазор между торцами ниппеля и муфты;
m, n - опорные поверхности витков ниппели и муфты, соответственно;
Тн, Тм - опорные поверхности на ниппельной и муфтовой частях;
Q - реакция торцовой поверхности муфтовой части на усилие стяжки (Р) при свинчивании резьбового соединения;
Р - параметр усилия стяжки резьбового соединения;
P1, Р2 - составляющие усилия стяжки Р;
F - радиальная нагрузка от действия резьбовой ниппельной части;
R - реакция муфтовой части от действия ниппельной части при сборке (свинчивании) резьбового соединения;
G - радиальная нагрузка от действия ниппельной части (k) при сборке резьбового соединения;
N - реакция муфтовой части от действия поверхности удлинителя при сборке (свинчивании) резьбового соединения;
О - ось вращения резьбового соединения;
f - ширина вершин профиля резьбовой нарезки на удлинителе ниппельной части;
1
d - диаметр большего основания удлинителя;
2
d - диаметр меньшего основания резьбовой части ниппеля;
σ - контактные механические напряжения на опорных поверхностях витков резьбы.