Резьбовое замковое коническое соединение бурильных труб и способ увеличения его несущей способности и ресурса работы
THREADED LOCKING CONICAL CONNECTION OF DRILLING PIPES AND METHOD OF INCREASING ITS CARRYING CAPACITY AND SERVICE LIFE

Предлагаемое техническое решение на резьбовое замковое коническое соединение бурильных труб и способ увеличения его несущей способности, и ресурса работы объединены общим изобретательским замыслом, и относится к изделиям нефтяного машиностроения. Оно может быть использовано при бурении глубоких нефтяных и газовых скважин, в том числе с горизонтальными участками их стволов. Известно, что резьбовое замковое коническое соединение для бурильных труб разработано и используется в нефтяной промышленности уже девяносто лет и продолжает модернизироваться до настоящего времени. Это связано с общим развитием нефтяного машиностроения и усложнением задач, возникающих при строительстве нефтяных и газовых скважин. За последние годы отечественные Государственные стандарты на резьбовые замковые соединения перерабатывались несколько раз. Например, ГОСТ 5286-(53)75 [1]; ГОСТ 28487-90 [2]; ГОСТ Р 50864-96 [3]. ГОСТ 34438.2-18 [4]. С 2020 года вводится в действие ГОСТ 28487-2018 [5] «Соединения резьбовые упорные с замковой резьбой элементов бурильной колонны. Общие технические требования».
Резьбовые замковые конические соединения бурильных труб должны выполнять целый ряд важных функций, которые направлены на: - быстрое и надежное соединение (свинчивание) труб между собой; - возможность при высоких значениях осевых растягивающих и сжимающих нагрузок передавать расчетные крутящие моменты бурильным трубам и породоразрушающему инструменту; - обеспечение надежной герметизации труб при высоком давлении промывочной жидкости. В практике работ по проводке глубоких скважин считается, что наиболее уязвимым узлом в компоновке бурильной колонны продолжают оставаться резьбовые замковые соединения. Они воспринимает сложные знакопеременные изгибающие и растягивающие нагрузки и имеет тенденцию (при многократных актах свинчивания и развинчивания труб) к изнашиванию профиля резьбы, с потерей герметизирующей способности и механической прочности, с ростом риска их расчленения и аварии. В этой связи задача по увеличению показателей несущей способности, снижению риска аварийности и ресурса работы резьбового замкового соединения при сложных циклических нагрузках, является актуальной и подлежит 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 резьбовыми соединениями, 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 или 6 ниток на длине 25,4 мм (дюйм). Недостатком известных технических решений заключается в глобальном отставании изделий отечественного нефтяного машиностроения от метрической системы измерений, в том числе и по резьбовым соединениям, от «засилья» иностранных стандартов с дюймовой системой измерения. Это, в конечном итоге, тормозит разработку и использование отечественных инновационных технологий, направленных на создание резьбового конического соединения с улучшенными эксплуатационными характеристиками, в частности, с увеличенным ресурсом работы и несущей способности в метрической системе измерений.
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 большую конусность (1:4 или 1:6). Известно резьбовое соединение для бурильных труб по патенту Франции SU №1131481 [7], в котором для повышения прочности соединения резьба выполнена со сбегом, заканчивающимся около упорных торцов 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, исключает его применение 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 геометрических параметров резьбы и линейных размеров по опорным поверхностям ниппельной и муфтовой частей. Требование одновременного двухопорного напряженного контакта ниппельной и муфтовой частей требует их точной подгонки (±0,1 мм [11]) и 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.
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. В том числе при проводке боковых стволов, горизонтальных и разветвленных стволов глубоких нефтяных и газовых скважин, при работах по их капитальному ремонту, а также повышения конкурентоспособности изделий (замковых резьбовых соединений) отечественного нефтегазового машиностроения. Проводка скважин, включающих интервалы с интенсивностью изменения стволов более 2° на 10 метров и использованием известных решений с резьбовыми замковыми соединениями бурильных труб, не обеспечивает, в полной мере, необходимый рост показателей бурения глубоких скважин.
Решение поставленной задачи достигается тем, что, полноразмерное резьбовая часть ниппеля типового замкового соединения по ГОСТ 28487 2018 [10] увеличена безрезьбовым коническим удлинителем. При этом линейный размер удлинителя находится в пределах от 0,55 до 0,65 длины его резьбовой части, а в муфтовой части замкового соединения, после окончания резьбовой типовой нарезки, предусмотрена внутренняя конусная расточка (поверхность), конгруэнтная с коническим удлинителем ниппельной части. Смыкаемые опорные поверхности ниппельной и муфтовой частей конструктивно выполнены с возможностью их поэтапного при свинчивании взаимодействия. Так, на этапе свинчивания резьбового соединения, за 30°-45° до положения «стоп» (предельное фиксированное положение элементов ниппеля и муфты при регламентированном крутящем моменте), в напряженный радиальный контакт вводят сначала коническую поверхность удлинителя ниппельной части, с конической поверхностью муфтовой части. Затем, на следующем этапе, при дальнейшем вращении ниппельной части относительно муфтовой части, создают напряженный охват (натяг) резьбовых частей ниппеля и муфты. А на завершающем этапе цикла свинчивания резьбового соединения, с созданием расчетного для каждого типоразмера резьбового соединения крутящего момента, смыкают торцевые поверхности ниппеля и муфты, обеспечивая натяг (напряжение) по их торцам. Согласно предлагаемому техническому решению торцовые части на ниппеле и муфте резьбового соединения выполняют с отрицательной конусностью. Значение параметра угла смыкания (А) в 2-3 раза выше угла трения сталь по стали. Это комплексное 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. В предлагаемом резьбовом коническом соединении, для бурильных труб и повышения герметизирующей способности предусмотрен вариант оснащения конического удлинителя канавкой, с размещенной в ней кольцом.
Ожидаемый результат при использовании рассматриваемого технического предложения связан с 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.
Резьбовое замковое коническое соединение бурильных труб по настоящему техническому предложению показано на прилагаемых к описанию фигурах (фиг. 1-7) и включает в себя следующие выделенные для понимания основные конструктивные элементы: на фиг. 1 показано резьбовое замковое коническое соединение бурильных труб в свинченном состоянии; на фиг. 2 показан фрагмент II параметров конического резьбового соединения; на фиг. 3 показана (фрагмент I, выделенный на фиг. 1) схема ниппельной части резьбового параметров конического резьбового соединения; на фиг. 4 показаны (фрагмент I выделенный на фиг. 1) параметры муфтовой части конического резьбового соединения; на фиг. 5 показана (фрагмент I, выделенный из фиг. 1) схема резьбового соединения, с визуализацией сил (реакции сил), действующих в элементах резьбового конического соединения после свинчивания с регламентируемым крутящим моментом; на фиг. 6 показаны (для визуализации) эпюры крутящих моментов от сил трения ниппельной части замка в муфтовой части на заключительном этапе свинчивания резьбового соединения; на фиг. 7 показаны (для визуализации) эпюры распределения осевой нагрузки для резьбовой части муфты после свинчивания с ниппелем.
Резьбовое замковое коническое соединение бурильных труб включает ниппельную 1 и муфтовую 2 части, соосно соединенных резьбой треугольного профиля (фрагмент II). Резьбовая часть ниппеля 1 снабжена безрезьбовым коническим удлинителем с уплотнительным кольцом 3 на его наружной поверхности, а муфтовая часть 2 имеет внутреннюю коническую расточку, конгруэнтную коническому удлинителю ниппеля 1. Ниппельная часть 1 имеет торцовую поверхность (Тн), а муфтовая часть имеет ответную торцовую поверхность (Тм), которые сомкнуты под углом 60°…75° к главной оси вращения.
-1
2
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. При этом в секторе (β, фиг. 6) - за 30°-45° (за 0,5…0,8 мм до смыкания упорных торцов ниппеля и муфты) до положения «стоп» - (предельное фиксированное положение элементов ниппеля и муфты при регламентированном крутящем моменте) последовательно вводят сначала в напряженный (радиальный) контакт конические поверхности удлинителя ниппельной и муфтовой частей с реакцией от муфтовой части F (фиг. 5). Это техническое решение направлено, прежде всего, на противодействие влиянию негативных знакопеременных изгибающих моментов при работе резьбовых соединений в стволе скважин с интенсивным искривлением; а также для выравнивания осевой нагрузки по виткам узла резьбового соединения. При дальнейшем вращении ниппельной части 1 относительно муфтовой части 2, создают напряженный охват (натяг) резьбовых частей ниппеля и муфты (на фиг. 5 показана реакция R муфты 2), а на завершающей стадии цикла свинчивания резьбового соединения, с обеспечением расчетного для каждого типоразмера резьбового соединения крутящего момента Мкр (фиг. 6) смыкают торцевые поверхности ниппеля Тн и муфты Тм с торцевым натягом (напряжением - F фиг. 5).
В качестве примера реализации настоящего технического решения ниже в Таблице приведены размеры, сопоставимые по замковой резьбе с прототипом - З-86 по [10], [11].
Источники информации:
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. ГОСТ 27834-95 Замки приварные для бурильных труб. Технические условия.
Резьбовое замковое коническое соединение бурильных труб и способ увеличения его несущей способности и ресурса работы
Пояснения к чертежам:
1 - ниппельная часть замкового соединения;
2 - муфтовая часть замкового соединения;
3 - уплотнительное кольцо;
4 - кривая распределения нагрузки в резьбовом соединении муфты от реакции Р2;
5 - кривая распределения нагрузки в резьбовом соединении муфты от реакции Р1;
6 - итоговая кривая распределения нагрузки в резьбовом соединении муфты от реакции сил Р1 и Р2;
S - шаг резьбы;
пр
h - высота профиля резьбы;
σ - ширина площадки выступа резьбы;
1
r - радиус сопряжения вершин профиля резьбы;
2
r - радиус закругления впадины резьбы;
Н - длина ниппельной части резьбового соединения с коническим удлинителем;
н
Т - торцовая площадка ниппельной части;
м
Т - торцовая площадка муфтовой части;
α - угловой параметр торцовой площадки ниппельной части;
β - угловой параметр образующей конусной поверхности ниппельной резьбовой части;
γ - угол конусности удлинителя;
g - линейный размер от торца ниппеля до основной плоскости;
f - участок сбега резьбы;
3
r - радиус закругления впадины торца;
4
r - радиус закругления торцовой части ниппеля;
н
D - значение наружного диаметра ниппельной части замка;
1
h - участок притупления ниппеля;
2
h - конусная часть удлинителя ниппеля;
3
h - значение суммарной длины удлинителя;
4
h - размер пояска для выхода резца;
5
h - длина резьбы до основной плоскости;
6
h - общая длина резьбы ниппельной части;
7
h - размер ниппельной части от торца до основной плоскости уплотняющего конуса;
8
h - размер пояска для выхода резца;
9
h - общая длина резьбы;
10
h - размер пояска для выхода резца;
11
h - ширина расточки;
12
h - расчетная длина положения основной плоскости внутреннего конуса муфты;
13
h - общая длина расточки внутренней части муфты;
1
d - наружный диаметр удлинителя;
2
d - наружный диаметр шейки удлинителя;
3
d - наружный диаметр основания малого конуса резьбы;
4
d - наружный диаметр основания большого конуса резьбы;
5
d - наружный диаметр расточки конуса;
6
d - внутренний диаметр расточки муфты;
7
d - внутренний диаметр резьбы малого конуса резьбы;
8
d - внутренний расчетный диаметр резьбы у основания конуса резьбы;
9
d - внутренний диаметр расточки у основания конуса муфты;
вн
d - внутренний диаметр ниппеля;
cp
d - средний диаметр резьбы в основной плоскости;
η - размер фаски начала нарезки резьбы;
R - реакция сил участка резьбового соединения;
1
F - реакция сил торца торца муфтовой части;
2
F - реакция сил на коническом участке муфтовой части;
1
2
2
1
Р; Р; Т; К - составляющие реакции сил, разложенные по осям;
ϕ - центральный угол начала радиального контакта конуса ниппельного удлиняется с конической расточкой муфтовой частью;
1
ϕ - центральный угол начала радиального контакта резьбового ниппеля с внутренней конической резьбой муфты;
2
ϕ - центральный угол начала торцового контакта ниппеля с торцом муфты;
2
M(F) - максимальное значение тормозного (крутящего) момента от реакции муфтовой части от контакта конического удлинителя;
М(R) -максимальное значение тормозного (крутящего) момента от реакции резьбового участка муфты части от контакта с резьбой ниппеля;
М(кр) - максимальное значение крутящего момента от реакции муфтовой части, в момент прекращения относительного вращения ниппеля и муфта (положение «стоп»).