Область техники
Изобретение относится к резьбовым соединениям труб для нефтяных скважин, которые соединяют трубы для нефтяных скважин, включая сюда насосно-компрессорные трубы и обсадные трубы, используемые для разведки и добычи в нефтяных или газовых скважинах, и, в частности, к резьбовым соединениям труб для нефтяных скважин, где уменьшены время обработки и время монтажа.
Предшествующий уровень техники
Резьбовые соединения широко используются для соединения стальных труб, используемых в нефтедобывающих промышленных установках, например, труб для нефтяных скважин. По существующему уровню техники для стальных соединений труб, используемых в разведке и добыче нефти или газа, обычно используют стандартные резьбовые трубные соединения, определенные в стандарте API (Американский институт нефти).
Поскольку глубина скважин нефти, не подвергшейся переработке, или скважин природного газа в последнее время увеличилась, и горизонтальные скважины и наклонные скважины сейчас распространены больше, чем вертикальные скважины, землеройные работы и добыча выполняются во все более суровых условиях. Кроме того, освоение скважин во все более неблагоприятных условиях, например, в океанических и полярных областях, привело к разнообразным требованиям к эксплуатационным характеристикам в отношении резьбовых трубных соединений, таким как прочность на сжатие, прочность при изгибе и герметичность при воздействии внешнего давления. В последние годы для обеспечения таких эксплуатационных характеристик все в большей степени используют высокоэффективные, в частности, резьбовые трубные соединения, называемые высококачественными соединениями.
Кроме того, для уменьшения объема землеройных работ во время освоения скважины требуется делать скважины уже. К вышеуказанным высококачественным соединениям относится интегральное резьбовое трубное соединение, которое соединяет трубы напрямую без установленной между ними соединительной муфты, и требования к которому все в большей степени увеличиваются.
Высококачественное соединение обычно имеет коническую резьбу и участки уплотнения с металлическим контактом на концевой стороне трубы каждой трубы. Эти участки являются соответствующими элементами, образующими ниппель, который является участком наружной резьбы, выполненным на одной концевой стороне трубы, и муфту, которая является участком внутренней резьбы, навинченным или соединенным с участком наружной резьбы и расположенным на одной концевой стороне трубы. Эти элементы спроектированы так, что при затяжке соединения (т.е. резьбового соединения труб, как указано далее) наружная коническая резьба и внутренняя коническая резьба и охватываемый участок уплотнения с металлическим контактом и охватывающий участок уплотнения с металлическим контактом обращены друг к другу. Кроме того, коническая резьба должна плотно фиксировать соединение. Участок уплотнения с металлическим контактом обеспечивает уплотнение, надлежащим образом использующее металлический контакт между муфтой и ниппелем в области участка уплотнения с металлическим контактом.
В резьбовом соединении труб (далее также называемом интегральным соединением) интегрального типа участок уплотнения с металлическим контактом выполнен в одном или двух местах или большем количестве мест в осевом направлении (в осевом направлении трубы, как указано далее). Участок уплотнения с металлическим контактом выполнен, по меньшей мере, в одном месте наружной периферийной поверхности безрезьбового участка (далее называемого головкой), соединенного с резьбовым концом на стороне дальнего конца конической резьбы ниппеля, и внутренней периферийной поверхности безрезьбового участка (далее называемого отверстием для головки), соединенного с резьбовым концом на стороне заднего конца конической резьбы муфты.
На фиг. 2 показано интегральное соединение по существующему уровню техники, а именно резьбовое соединение 1 (резьбовое соединение труб) для трубы, описанного в патентном документ JP5232475 (далее патентный документ 1). Задача изобретения, описанного в патентном документе 1, состоит в том, чтобы создать резьбовое соединение труб, которое поддерживает надлежащую жесткость и имеет улучшенное уплотнение, повышает прочностное сопротивление (прочностную характеристику) соединения высокой нагрузке, в частности, сжимающей нагрузке, и обеспечивает, что его характеристики не оказывают отрицательного воздействия на функцию уплотнения. В изобретении, описанном в патентном документе 1, имеется усиливающая секция, выступающая от участка уплотнения с металлическим контактом на безрезьбовой поверхности на стороне дальнего конца муфты 3 к самому дальнему концу муфты, причем длина или, кроме того, толщина стенки этой усиливающей секции определяются, и усиливающая секция муфты по всей длине не может приходить в контакт с соответствующей трубой (участком исходной трубы) на стороне заднего конца ниппеля 2.
Раскрытие изобретения
Техническая проблема
Однако в описании способа в патентном документе 1 не упоминается об оптимизации длины резьбы соединения. Таким образом, существует возможность улучшения оптимизации длины резьбы с целью обеспечения эффективности и прочности на разрушение от среза.
При нормальной эксплуатации множество труб для нефтяных скважин, имеющих участки соединения (в общем, именуемые участком наружной резьбы и участком внутренней резьбы), соединены последовательно с помощью участков соединения и вставлены в скважину. В этом состоянии в трубе рядом с поверхностью грунта на участок соединения действует относительно большое усилие на растяжение. Следовательно, резьбовое соединение труб для нефтяных скважин должно иметь прочность, которая исключает разрушение от среза, например, усталостное разрушение и разрушение при растяжении, как одна из важных характеристик соединения. В качестве способа обеспечения прочности участка соединения необходимо создать участок соединения с большой длиной резьбы до определенной степени. В общем, для получения прочности, при которой участок соединения может исключать разрушение от среза, необходимо, чтобы сопротивление разрушению от среза резьбового участка превышало сопротивление разрушению от среза участка соединения, и необходимо, чтобы напряжение среза резьбового участка было рассчитано так, чтобы оно составляло 1/√3 или меньше от напряжения растяжения участка соединения. Кроме того, длина резьбы участка соединения относится к полной длине участка, где участок наружной резьбы и участок внутренней резьбы на участке соединения находятся в смонтированном состоянии.
Однако, для обеспечения сопротивления разрушению от среза предельно большая длина резьбового соединения создает проблему, состоящую в том, что время обработки увеличивается пропорционально длине резьбы при нарезании резьбы или прокатке стальной трубы (исходной трубы). Кроме того, при затяжке резьбы также возникает проблема увеличения времени монтажа. Это обусловливает низкую производительность и увеличение производственных расходов.
С учетом вышеуказанных проблем задача изобретения заключается в создании резьбового соединения труб для нефтяных скважин, в котором достигается оптимизация длины резьбы участка резьбы и уменьшаются время обработки и время монтажа.
Решение проблемы
Авторы изобретения выполнили тщательные исследования для решения вышеуказанных проблем.
Как описано выше, поскольку в трубе для нефтяных скважин множество труб последовательно соединены с помощью участков резьбы и вставлены в скважину, на участок соединения в трубе рядом с грунтом действует относительно большое усилие на растяжение. На участке соединения может произойти разрушение ниппеля, разрушение муфты или т.п. Следовательно, необходимо, чтобы участок соединения имел достаточную прочность для исключения разрушения от среза, в качестве одной из важных характеристик соединения. Согласно этому требованию для обеспечения прочности необходимо спроектировать на участке соединения длину резьбы большего размера. Таким образом, обычно с учетом безопасности длину резьбы проектируют с излишним ее увеличением. Авторы изобретения сосредоточили внимание на проектировании такой конструкции, где участки резьбы (называемые участками наружной и внутренней конической резьбы) участка соединения имеют минимально необходимую длину резьбы, которая не вызывает разрушение от среза, и выполнили тщательные исследования резьбового соединения труб для нефтяных скважин, с помощью которого можно обеспечить эффективность и сопротивление разрушению от среза соединения.
В результате было установлено, что разрушение от среза участков резьбы можно предотвратить посредством регулирования минимально необходимой длины Lmin (мм) резьбы, так чтобы отношение напряжения среза, действующего на наружную и внутреннюю конические резьбы, к напряжению растяжения, действующего на критическое поперечное сечение соединения, когда напряжение растяжения прикладывается к соединению, было равно или меньше заданного значения.
Изобретение разработано на основании вышеописанных идей, и его суть можно сформулировать следующим образом.
Резьбовое соединение труб для нефтяных скважин интегрального типа содержит: ниппель, имеющий участок наружной резьбой, которая является наружной конической резьбой, на одном конце стальной трубы; и муфту, имеющую участок внутренней резьбы, которая является внутренней конической резьбой, соединенной с участком наружной резьбы, на одном конце стальной трубы,
причем конструкция, в которой ниппель и муфта находятся в металлическом контакте друг с другом для герметизации текучей среды, выполнена, по меньшей мере, в одном месте участка уплотнения на стороне наружной периферийной поверхности ниппеля с концевой стороны трубы и участка уплотнения на стороне внутренней периферийной поверхности муфты с концевой стороны трубы,
причем минимальное значение Lmin (мм) длины L резьбы (мм) в рядах резьбы наружной конической резьбы и внутренней конической резьбы определяется выражением (1): Lmin = ((t × (D-t))/(αt × Dt/√3)) × коэффициент прочности; при этом длина L резьбы (мм) в рядах резьбы удовлетворяет выражению (2): Lmin × 1,0 ≤ L ≤ Lmin × 2,5,
где t – толщина стенки (мм) каждого из участков исходных труб, которые являются необработанными участками муфты и ниппеля,
D – диаметр (мм) каждого из участков исходных труб, которые являются необработанными участками муфты и ниппеля,
αt – отношение эффективной длины резьбы к длине L резьбы, причем более короткую эффективную длину резьбы муфты или ниппеля выбирают в качестве эффективной длины резьбы,
Dt – средний диаметр резьбы (мм), измеряемый по впадинам конической резьбы, имеющей более короткую эффективную длину резьбы муфты или ниппеля, и
коэффициент прочности – прочность на разрыв участка соединения / прочность на разрыв участка исходной трубы.
Кроме того, в изобретении минимально необходимая длина (Lmin (мм)) резьбы относится к минимальному значению (нижнему предельному значению) длины резьбы участка соединения, необходимому для проектирования, так чтобы участок резьбы имел прочность, которая может исключать разрушение от среза.
Кроме того, длина (L (мм)) резьбы участка соединения относится к длине (т.е. длине резьбы в рядах резьбы наружной конической резьбы и внутренней конической резьбы) участка (участка соединения резьбы), где участок наружной резьбы и участок внутренней резьбы входят в зацепление друг с другом при свинчивании и затяжке участка соединения.
Кроме того, эффективная длина резьбы является суммой длин в осевом направлении с учетом участков, полученных посредством суммирования ширин впадин витков резьбы, или участка наружной резьбы или участка внутренней резьбы на участке соединения резьбы, и рассчитывается для участка наружной резьбы и участка внутренней резьбы.
Кроме того, отношение (αt) эффективной длины резьбы является отношением эффективной длины резьбы к длине L резьбы, причем более короткую эффективную длину резьбы муфты или ниппеля выбирают в качестве эффективной длины резьбы.
Преимущественные эффекты изобретения
Согласно изобретению можно получить резьбовое соединение труб для нефтяных скважин, в котором достигается оптимизация длины резьбы участка резьбы, и уменьшаются время обработки и время монтажа.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 показано резьбовое соединение труб для нефтяных скважин в направлении оси трубы для пояснения примера варианта осуществления изобретения, вид в разрезе, на котором показан участок, где затянуты ниппель и муфта;
на фиг. 2 – пример резьбового соединения труб для нефтяных скважин согласно предшествующему уровню техники в направлении оси трубы, вид в разрезе.
Варианты осуществления изобретения
Далее приведено описание резьбового соединения 1 труб для нефтяных скважин согласно изобретению со ссылкой на фиг. 1. Кроме того, изобретение не ограничивается до описанного далее варианта осуществления. На фиг. 1 показано резьбовое соединение 1 труб для нефтяных скважин в осевом направлении трубы для пояснения варианта осуществления изобретения, вид в разрезе, на котором показан участок, где затянуты (собраны) ниппель 2 и муфта 3, и их периферия. Кроме того, фиг. 1 также служит в качестве вида для пояснения выражения (1) и выражения (2), описанных далее.
Резьбовое соединение 1 труб для нефтяных скважин согласно изобретению включает в себя ниппель 2, который имеет на одном конце стальной трубы участок 4 наружной резьбы, которая является наружной конической резьбой, и муфту 3, которая имеет на одном конце стальной трубы участок 5 внутренней резьбы, которая является внутренней конической резьбой, свинченной с участком 4 наружной резьбы. Кроме того, резьбовое соединение 1 труб для нефтяных скважин интегрального типа включает в себя конструкцию, в которой ниппель 2 и муфта 3 находятся в металлическом контакте друг с другом для герметизации текучей среды, обеспечиваемой, по меньшей мере, в одном месте участка 9 уплотнения на стороне наружной периферийной поверхности ниппеля 2 с концевой стороны трубы и участка 10 уплотнения на стороне внутренней периферийной поверхности муфты 3 с концевой стороны трубы. Минимальное значение Lmin (мм) длины L резьбы (мм) в рядах резьбы наружной и внутренней конических резьб определяется выражением (1), описанным далее, и длина L резьбы (мм) в рядах резьбы удовлетворяет выражению (2), описанному далее.
В первую очередь далее приведено описание конструктивного выполнения резьбового соединения 1 труб для нефтяных скважин согласно изобретению.
Как показано на фиг. 1, резьбовое соединение 1 труб для нефтяных скважин согласно изобретению соединяет стальные трубы посредством ниппеля 2 и муфты 3. Резьбовое соединение 1 труб для нефтяных скважин является резьбовым соединением (высококачественным соединением), в котором соединены ниппель 2 и муфта 3. Кроме того, резьбовое соединение 1 труб для нефтяных скважин является резьбовым соединением интегрального типа, в котором стальные трубы соединены непосредственно с помощью ниппеля 2 и муфты 3.
Ниппель 2 имеет на одном конце стальной трубы участок 4 наружной резьбы, которая является наружной конической резьбой. Муфта 3 имеет на одном конце стальной трубы участок 5 внутренней резьбы, которая является внутренней конической резьбой, собранной или свинченной с участком 4 наружной резьбы. Кроме того, в изобретении, как показано на фиг. 1, область, включающая в себя участок 4 наружной резьбы и периферию головки 15 на охватываемой стороне, которая описана далее, называется ниппелем 2. Область, включающая в себя участок 5 внутренней резьбы и периферию отверстия 16 под головку на охватывающей стороне, которая описана далее, называется муфтой 3.
Резьбовое соединение 1 труб для нефтяных скважин имеет конструкцию, в которой ниппель 2 и муфта 3 находятся в металлическом контакте друг с другом для герметизации текучей среды. В случае резьбового соединения 1 труб для нефтяных скважин, показанного на фиг. 1, конструкция уплотнения выполнена в двух местах, а именно, в месте участка 9 уплотнения на стороне наружной периферийной поверхности участка 4 наружной резьбы с концевой стороны трубы (стороне положительного направления оси X, параллельного оси α резьбового соединения на фиг. 1), и в месте участка 10 уплотнения на стороне внутренней периферийной поверхности участка 5 внутренней резьбы с концевой стороны трубы (стороне отрицательного направления оси X на фиг. 1).
Например, когда соединение затянуто, участки уплотнения с металлическим контактом головки 15 (безрезьбовой участок, соединенный с резьбовым концом на стороне дальнего конца ниппеля 2) и отверстия 16 под головку (безрезьбовой участок, соединенный с резьбовым концом на стороне дальнего конца муфты 3) находятся в контакте друг с другом, так что участок 9 уплотнения на стороне наружной периферийной поверхности образует поверхность уплотнения для препятствования поступлению текучей среды, находящейся внутри трубы, в область конической резьбы.
Участок 10 уплотнения на стороне внутренней периферийной поверхности выполнен на наружной периферийной поверхности (называемой для удобства безрезьбовой поверхностью на стороне дальнего конца ниппеля) безрезьбового участка, соединенного с резьбовым концом на стороне дальнего участка ниппеля 2, и внутренняя периферийная поверхность (называемая для удобства безрезьбовой поверхностью на стороне дальнего конца муфты) соединена с резьбовым концом на стороне дальнего конца муфты 3. Когда резьбовое соединение затянуто, участки уплотнения безрезьбовой поверхности на стороне дальнего конца ниппеля и безрезьбовой поверхности на стороне дальнего конца муфты находятся в контакте друг с другом, так что участок 10 уплотнения на стороне внутренней периферийной поверхности образует поверхность уплотнения для препятствования поступлению текучей среды снаружи трубы в область конической резьбы.
Кроме того, резьбовое соединение 1 труб для нефтяных скважин может иметь заплечик 11 на дальнем конце ниппеля 2. В этом случае, как показано на фиг. 1, заплечик 12, упирающийся в заплечик 11 на стороне ниппеля 2, также выполнен в муфте 3.
Кроме того, участки исходных труб относятся к области (необработанный участок 7 муфты) тела трубы, отличной от участка 5 внутренней резьбы в муфте 3, и области (необработанный участок 6 ниппеля), отличной от участка 4 наружной резьбы в ниппеле 2, соответственно. Необработанный участок 6 ниппеля 2 и необработанный участок 7 муфты 3 имеют цилиндрическую форму.
Далее со ссылкой на фиг. 1 приведено описание взаимосвязи между длиной L резьбы (мм) и минимальным значением Lmin (мм) длины резьбы в ряду 17 резьбы резьбового соединения 1 труб для нефтяных скважин согласно изобретению.
Важно, что резьбовое соединение 1 труб для нефтяных скважин согласно изобретению спроектировано так, что резьбовые участки (относящиеся к участкам наружной и внутренней конической резьбы) участка соединения имеют прочность соединения, которая препятствует разрушению от среза, и минимально необходимую длину резьбы, удовлетворяющую требованиям к пределу прочности на разрыв. Следовательно, в изобретении допустимый диапазон длины резьбы определяется, как описано далее с учетом ограничений прочности и размеров.
Нижнее предельное значение, т.е. минимальное значение Lmin (мм) длины L резьбы (мм) в рядах 17 резьбы наружной и внутренней конических резьб, определяют с помощью приведенного далее выражения (1). Кроме того, длина L резьбы (мм) в рядах 17 должна удовлетворять приведенному далее выражению (2).
Lmin = ((t × (D-t))/(αt × Dt/√3)) × коэффициент прочности (1)
Lmin × 1,0 ≤ L ≤ Lmin × 2,5 (2)
где t: толщина стенки трубы (мм) исходных труб на необработанных участках муфты и ниппеля,
D: диаметр (мм) исходных труб на необработанных участках муфты и ниппеля,
αt: отношение эффективной длины резьбы к длине L резьбы, причем более короткую эффективную длину резьбы муфты или ниппеля выбирают в качестве эффективной длины резьбы,
Dt: средний диаметр резьбы (мм), измеряемый по впадинам конической резьбы, имеющей более короткую эффективную длину резьбы муфты или ниппеля, и
коэффициент прочности: прочность на разрыв участка соединения/прочность на разрыв участка исходной трубы.
Отношение αt определяют посредством проектирования формы резьбы. В случае, когда ширина впадины резьбы ниппеля и муфты не является одинаковой, эффективная длина становится более короткой по форме, если ширина впадины является более узкой. В случае конструкции, в которой ширина участка впадины витка резьбы больше по сравнению с шириной участка вершины, ширина участка впадины, например, в клиновидной резьбе, αt имеет тенденцию к увеличению. И, наоборот, в конструкции, в которой ширина участка впадины меньше по сравнению с шириной участка вершины, ширина участка впадины витка резьбы, например, в клиновидной резьбе, αt имеет тенденцию к уменьшению.
В случае, когда длина L резьбы (мм) не удовлетворяет требованию (Lmin × 1,0 ≤ L) выражения (2), участок резьбы может подвергаться разрушению от среза под действием разрывного усилия, равного или меньше предела прочности на разрыв соединения в осевом направлении трубы. Предпочтительно, это соответствует выражению Lmin × 1,25 ≤ L. С другой стороны, когда длина L резьбы (мм) не удовлетворяет требованию (L ≤ Lmin × 2,5) выражения (2), нельзя утверждать, что длина резьбы спроектирована так, что она является достаточной короткой, и нельзя утверждать, что резьбовое соединение имеет исключительные пригодность к обработке и эффективность, которые соответствуют эффектам изобретения. Предпочтительно, это соответствует выражению L ≤ Lmin × 2,0.
Кроме того, например, в случае резьбового соединения 1 труб для нефтяных скважин, показанного на фиг. 1, ряд 17 резьбы относится к области конической резьбы, которая выполнена, как в ниппеле 2, так и в муфте 3.
Кроме того, как описано далее, длина L резьбы (мм) относится к длине от положения критического поперечного сечения 14 ниппеля 2 до критического поперечного сечения 13 муфты 3.
Кроме того, минимальное значение Lmin (мм) длины L резьбы относится к минимально необходимой длине L резьбы, определяемой согласно выражению (1).
Кроме того, как показано на фиг. 1, толщина t стенки трубы (мм) участка исходной трубы относится к толщине стенки трубы на необработанном участке 6 ниппеля и на необработанном участке 7 (участок исходной трубы) муфты. Диаметр D (мм) участка исходной трубы относится к диаметру трубы как на необработанном участке 6 ниппеля, так и на необработанном участке 7 (участок исходной трубы) муфты.
Dt (мм) относится к среднему диаметру резьбы, измеряемому по впадинам конической резьбы, имеющей более короткую эффективную длину резьбы муфты или ниппеля.
Далее приведено описание выражения (1) для получения минимально необходимой длины резьбы (т.е. минимального значения Lmin длины резьбы).
Прочность соединения (предел прочности на разрыв резьбового соединения 1) определяют с помощью участка, имеющего меньшую площадь поперечного сечения из соответствующих критических поперечных сечений 13 муфты 3 и критических поперечных сечений 14 ниппеля 2 (см. фиг. 1). Здесь критическое поперечное сечение относится к поперечному сечению, перпендикулярному оси трубы, где существует наибольшая вероятность разрушения в состоянии прикладывания разрывного усилия на участке соединения.
Например, в случае резьбового соединения 1 труб для нефтяных скважин, показанного на фиг. 1, в качестве критического поперечного сечения 13 муфты 3 принимается поперечное сечение, расположенное на поверхности опорной стороны первого витка резьбы в области ряда 17 резьбы на стороне участка 5 внутренней резьбы. Кроме того, в качестве критического поперечного сечения 14 ниппеля 2 принимается поперечное сечение, расположенное на поверхности опорной стороны второго витка резьбы в области ряда 17 резьбы на стороне участка 4 наружной резьбы. Кроме того, поверхность опорной стороны относится к поверхности опорной стороны на стороне, где прикладывается нагрузка против действия усилия растяжения в осевом направлении трубы. Следовательно, в случае участка соединения, показанного на фиг. 1, площадь критического поперечного сечения 14 ниппеля 2 меньше площади критического поперечного сечения 13 муфты 3, так что прочность соединения определяют на основании критического поперечного сечения 14 ниппеля 2.
При нормальных условиях в случае, когда прочность (предел прочности на разрыв участка ниппеля 2 исходной трубы и участка муфты 3 исходной трубы) составляет 100%, в интегральном соединении, поскольку площадь критического поперечного сечения должна быть меньше площади поперечного сечения исходной трубы, прочность интегрального соединения будет меньше 100% прочности исходной трубы.
Максимальный предел прочности на разрыв (максимальное напряжение на растяжение) участка соединения можно рассчитать с помощью следующего выражения (3) с учетом коэффициента прочности, рассчитанного с использованием критического поперечного сечения.
Максимальное напряжение на растяжение (МПа) участка соединения = напряжение на растяжение (МПа) исходной трубы × коэффициент прочности (3)
В случае, когда напряжение на растяжение исходной трубы принимается в качестве контрольного значения, допустимое напряжение среза резьбового участка должно удовлетворять следующему выражению (4).
Соотношение напряжений среза ≤ ((1/√3) / коэффициент прочности) (4)
Соотношение напряжений среза задают равным или меньше значения, выраженного как ((1/√3) / коэффициент прочности), так чтобы можно было предотвратить разрушение от среза. С учетом обеспечения безопасности предпочтительно, чтобы в выражении (4) был применен коэффициент запаса прочности 0,8 (т.е. коэффициент запаса прочности 0,8 умножается на правую часть выражения (4)), и соотношение напряжения среза было задано равным или меньше (0,46/коэффициент прочности). Кроме того, в изобретении, поскольку верхнее предельное значение длины резьбы задано как Lmin × 2,5 с помощью выражения (2), нижнее предельное значение соотношения напряжений среза соответствует случаю, где используется коэффициент запаса прочности 0,4, и рассчитывается как (0,23/коэффициент прочности).
Взаимосвязь между напряжением среза резьбового участка и максимальным напряжением на растяжение участка соединения, которые получают, как описано выше, определяют с помощью следующего выражения (5).
(Напряжение среза резьбового участка / напряжение на растяжение участка соединения) ≤ 1/√3 (5)
Кроме того, левая часть выражения (5) может быть преобразована следующим образом, используя выражение (3).
Левая часть = (напряжение среза резьбового участка) / (напряжение на растяжение участка исходной трубы) / коэффициент прочности)
= (усилие растяжения / эффективная площадь поперечного сечения резьбового участка) / (усилие растяжения / площадь поперечного сечения исходной трубы) × (коэффициент прочности)
= (площадь поперечного сечения исходной трубы / эффективная площадь поперечного сечения резьбового участка) × (коэффициент прочности)
(площадь поперечного сечения исходной трубы /(окружная постоянная × эффективная длина резьбы × средний диаметр резьбы)) × (коэффициент прочности)
= ((π⋅t⋅(D-t))/(π⋅αt × L × Dt)) × коэффициент прочности
Таким образом, выражение (5) будет иметь следующий вид
((π⋅t⋅(D-t))/(π⋅αt × L × Dt)) × коэффициент прочности ≤ (1/√3) (6)
Условие, которое удовлетворяет знаку равенства в выражении (6), представляет собой минимальную длину Lmin применительно к L, и выражение (1) получают посредством решения выражения для Lmin.
Кроме того, в интегральном соединении, как описано выше, предусмотрены случаи, в которых области наружной и внутренней конических резьб делятся на две области в осевом направлении трубы для ниппеля и для муфты. Изобретение также может относиться к интегральному соединению такой конструкции.
Как описано выше, согласно изобретению существует возможность проектирования резьбового соединения труб для нефтяных скважин с обеспечением минимально необходимой длины резьбы (Lmin), так чтобы резьбовой участок не подергался разрушению от среза. Следовательно, продолжительность процесса нарезания резьбы или процесса прокатки стальной трубы (исходной трубы) снижается (уменьшается), а также снижается (уменьшается) продолжительность затяжки наружной и внутренней конических резьб. В результате можно получить исключительную конструкцию с повышенной эффективностью при уменьшении расходов на изготовление, а также можно повысить эффективность и прочность соединения, которая препятствует разрушению от среза.
Можно рассчитать длину резьбы (L (мм)), имеющую соответствующую допустимую ширину и характеристику резьбы, необходимые при нормальных условиях эксплуатации. Следовательно, поскольку область в направлении толщины, занимаемая резьбовым участком, в которой длина резьбы (L (мм)) становится меньше, чем общая длина резьбы, которая может быть уменьшена по существующему уровню техники, может быть обеспечена толщина головки 15, и может быть увеличена степень свободы конструкции уплотнения.
Примеры
Далее приведено описание изобретения на основании примеров. Изобретение не ограничивается до приведенных далее примеров.
Что касается резьбового соединения труб для нефтяных скважин согласно изобретению, которое содержит ниппель, полученный посредством механической обработки концевого участка стальной трубы наружным диаметром 9-5/8 дюйма × толщиной стенки 0,545 дюйма (наружным диаметром 244,48 мм × толщиной стенки 13,84 мм) из стали Q125 по API 5CT, и соответствующую муфту, ниппель был подготовлен посредством обжатия конца трубы для уменьшения диаметра со степенью обжатия 3 – 5% и резки на стороне наружного диаметра, и муфта была подготовлена посредством раздачи конца трубы со степенью раздачи 5 – 8% и резки на стороне внутреннего диаметра. Образцы были подготовлены в количестве 6 пар. Схематический чертеж резьбового соединения представляет собой полутопленное резьбовое соединение, показанное на фиг. 1.
Используя полученные резьбовые соединения труб для нефтяных скважин (тестовые соединения №№ 1- 6), были выполнены оценки (1) отсутствия или наличия разрушения от среза и (2) способности к обработке и конструкционных свойств.
(1) Оценка разрушения от среза
Оценка отсутствия или наличия разрушения от среза резьбового участка на участке соединения была выполнена посредством определения отсутствия или наличия разрушения от среза резьбового участка в случае прикладывания разрывного усилия на основании коэффициента прочности, рассчитанного с использованием критического поперечного сечения. Здесь угол опорной стороны витка резьбы в качестве контактной поверхности витка резьбы был задан равным -5 градусам, и угол направления конца трубы в соединение был задан равным 15 градусам.
В каждом тестовом соединении соответственно были измерены время обработки (с), необходимое для изготовления ниппеля и муфты, и время затяжки (с) ниппеля и муфты. Время обработки представляло собой сумму соответствующих периодов времени обработки ниппеля и муфты. Оценку способности к обработке и конструкционных свойств выполняли посредством получения отношения к контрольному значению на основании времени обработки и времени затяжки резьбового соединения труб для нефтяных скважин для тестового соединения № 6, как показано в табл. 1. В случае, где полученное отношение было меньше 1,0, оценка способности к обработке и конструкционных свойств рассматривалась как отличная, и случае, где полученное отношение было 1,0 и более, оценка способности к обработке и конструкционных свойств рассматривалась как неудовлетворительная. Кроме того, было обеспечено, что в тестовом соединении № 6 не использовалась длина L (мм) резьбы, определяемая в изобретении, а использовалась общая длина резьбы по существующему уровню техники.
Полученные вышеописанные результаты представлены в табл. 1.
Как показано в табл. 1, в образцах (тестовые соединения №№ 1 – 3) изобретения длина L (мм) резьбы в рядах резьбы удовлетворяет выражению (2), так что установлено, что способность к обработке и конструкционные свойства были исключительными. Кроме того, отсутствовало разрушение от среза. С другой стороны, установлено, что в сравнительном образце (тестовое соединение № 4), в котором длина L резьбы превышает верхнее предельное значение согласно выражению (2), время обработки и время затяжки были увеличены, и эффективность была уменьшенной. Установлено, что в сравнительном образце (тестовое соединение № 5), в котором длина L резьбы меньше минимального значения нижнего предельного значения согласно выражению (2), наблюдалось разрушение от среза, и прочность была недостаточной.
Другими словами, согласно изобретению обеспечено резьбовое соединение труб для нефтяных скважин, имеющее соответствующую длину L резьбы в диапазоне, который не обусловливает разрушение от среза, так что существует возможность получения резьбового соединения труб для нефтяных скважин, в отношении которого отсутствуют проблемы разрушения от среза, и в котором уменьшены время обработки и монтажа (т.е. обеспечена исключительная эффективность).
Список ссылочных обозначений
1 – резьбовое соединение труб для нефтяных скважин
2 - ниппель
3 - муфта
4 – участок наружной резьбы
5 – участок внутренней резьбы
6 – необработанный участок ниппеля
7 – необработанный участок муфты
9 – участок уплотнения на стороне наружной периферийной поверхности
10 – участок уплотнения на стороне внутренней периферийной поверхности
11, 12 – заплечик
13, 14 – критическое поперечное сечение
15 – головка
16 – отверстие под головку
17 – ряд резьбы
α – ось резьбового соединения
| название | год | авторы | номер документа |
|---|---|---|---|
| ТРУБНОЕ РЕЗЬБОВОЕ СОЕДИНЕНИЕ | 2016 |
|
RU2661917C1 |
| Резьбовое замковое коническое соединение бурильных труб и способ увеличения его несущей способности и ресурса работы | 2019 |
|
RU2728105C1 |
| РЕЗЬБОВОЕ ТРУБНОЕ СОЕДИНЕНИЕ | 2015 |
|
RU2604461C1 |
| РЕЗЬБОВОЕ ЗАМКОВОЕ СОЕДИНЕНИЕ ТРУБ | 1992 |
|
RU2074304C1 |
| РЕЗЬБОВОЕ СОЕДИНЕНИЕ ДЛЯ ТРУБ | 2020 |
|
RU2788781C1 |
| Резьбовое соединение бурильной колонны | 2022 |
|
RU2796709C1 |
| РЕЗЬБОВОЕ СОЕДИНЕНИЕ ДЛЯ СТАЛЬНЫХ ТРУБ | 2019 |
|
RU2764606C1 |
| РЕЗЬБОВОЕ СОЕДИНЕНИЕ С ЭЛАСТИЧНЫМ УПЛОТНИТЕЛЬНЫМ КОЛЬЦОМ | 2008 |
|
RU2451853C2 |
| РЕЗЬБОВОЕ СОЕДИНЕНИЕ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ | 2012 |
|
RU2508491C1 |
| РЕЗЬБОВОЕ СОЕДИНЕНИЕ ДЛЯ СТАЛЬНОЙ ТРУБЫ | 2017 |
|
RU2702315C1 |
Резьбовое соединение труб для нефтяных скважин, в котором обеспечивается эффективная длина резьбы участка резьбы и уменьшаются время обработки и время монтажа. Согласно изобретению предлагается резьбовое соединение труб для нефтяных скважин интегрального типа, содержащее ниппель 2, имеющий участок 4 наружной резьбы, которая является наружной конической резьбой, на одном конце стальной трубы; и муфту 3, имеющую участок 5 внутренней резьбы, которая является внутренней конической резьбой, соединенной с участком наружной резьбы, на одном конце стальной трубы. Конструкция, в которой ниппель и муфта находятся в металлическом контакте друг с другом для герметизации текучей среды, выполнена по меньшей мере в одном месте участка уплотнения на стороне наружной периферийной поверхности ниппеля с концевой стороны трубы и участка уплотнения на стороне внутренней периферийной поверхности муфты с концевой стороны трубы. Минимальное значение Lmin (мм) длины L резьбы (мм) в рядах резьбы наружной конической резьбы и внутренней конической резьбы определяется выражением (1): Lmin = ((t × (D-t))/(αt × Dt/√3)) × коэффициент прочности, и длина L резьбы (мм) в рядах резьбы удовлетворяет выражению (2): Lmin × 1,0 ≤ L ≤ Lmin × 2,5. 2 ил., 1 табл.
Резьбовое соединение труб для нефтяных скважин интегрального типа, содержащее:
ниппель, имеющий участок наружной резьбы, которая является наружной конической резьбой, на одном конце стальной трубы; и
муфту, имеющую участок внутренней резьбы, которая является внутренней конической резьбой, соединенной с участком наружной резьбы, на одном конце стальной трубы,
причем конструкция, в которой ниппель и муфта находятся в металлическом контакте друг с другом для герметизации текучей среды, выполнена по меньшей мере в одном месте участка уплотнения на стороне наружной периферийной поверхности ниппеля с концевой стороны трубы и участка уплотнения на стороне внутренней периферийной поверхности муфты с концевой стороны трубы,
причем минимальное значение Lmin (мм) длины L резьбы (мм) в рядах резьбы наружной конической резьбы и внутренней конической резьбы определяется выражением (1):
Lmin = ((t × (D-t))/(αt × Dt/√3)) × коэффициент прочности;
при этом длина L резьбы (мм) в рядах резьбы удовлетворяет выражению (2):
Lmin × 1,0 ≤ L ≤ Lmin × 2,5,
где t – толщина стенки (мм) каждого из участков исходных труб, которые являются необработанными участками муфты и ниппеля,
D – диаметр (мм) каждого из участков исходных труб, которые являются необработанными участками муфты и ниппеля,
αt – отношение эффективной длины резьбы к длине L резьбы, причем более короткую эффективную длину резьбы муфты или ниппеля выбирают в качестве эффективной длины резьбы,
Dt - средний диаметр резьбы (мм), измеряемый по впадинам конической резьбы, имеющей более короткую эффективную длину резьбы муфты или ниппеля, и
коэффициент прочности – прочность на разрыв участка соединения / прочность на разрыв участка исходной трубы.
| ОБОЙМА СТАНА НЕПРЕРЫВНОЙ СВАРКИ ТРУБ БОЛЬШОГО ДИАМЕТРА | 0 |
|
SU186585A1 |
| Соединение тонкостенных обсадных труб | 1987 |
|
SU1615315A1 |
| JP 10503825 A, 07.04.1998 | |||
| CN 204703787 U, 14.10.2015 | |||
| JP 10318453 А, 04.12.1998. | |||
