Отсоединительный переходник

Изобретение относится к устройствам, предназначенным для отсоединения колонны бурильных труб от прихваченного в скважине колонкового снаряда или бурового долота, преимущественно при бурении со съемным керноприемником. Технический результат – обеспечение прочности, герметичности и высокой безотказности при бурении и отсоединении бурильной колонны от прихваченного колонкового снаряда или долота. Отсоединительный переходник содержит ниппель и муфту, соединенные между собой двухзаходной цилиндрической резьбой крупного шага. Средний диаметр резьбы определяется выражением D_cp=|(D²+d²-2h²)/2|^0,5, при этом крутящие моменты затяжки соединения отвечают условиям М_рп=М_пк и М_пп>М_пк, где D и d - наружный и внутренний диаметры переходника; h - высота профиля резьбы; М_рп - рабочий момент затяжки резьбового соединения переходника; М_пк - предельный момент затяжки резьбовых соединений колонны бурильных труб (σ_з=σ_т); М_пп - предельный момент затяжки резьбового соединения переходника (σ_з=σ_т); σ_з - напряжение затяжки в опасном сечении резьбового соединения; σ_т - предел текучести материала резьбового соединения. 2 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к устройствам, предназначенным для отсоединения колонны бурильных труб от прихваченного в скважине колонкового снаряда или бурового долота при глубоком нефтяном и геологоразведочном бурении, преимущественно с применением комплекса инструмента со съемным керноприемником (ССК).

Эти устройства, называемые отсоединительными переходниками (далее переходник), по принципу действия делятся на следующие группы: свободно отвинчивающиеся; с легко разрушающимся слабым звеном; гидравлические; комбинированные и универсальные /2/. В большинстве своем они имеют сложную конструкцию и поэтому не вписываются в весьма малое сечение применяемых с ССК тонкостенных бурильных труб.

Наиболее близким аналогом, принятым за прототип предлагаемого изобретения, является широко распространенный свободно отвинчивающийся отсоединительный переходник, содержащий ниппель и муфту, соединенные двухзаходной цилиндрической резьбой крупного шага, и бронзовое кольцо, установленное в упорном стыке соединения /1, 2/. Совокупностью признаков аналога, совпадающих с совокупностью существенных признаков предлагаемого изобретения, являются: ниппель и муфта, соединенные двухзаходной резьбой крупного шага.

Конструкция прототипа имеет следующие недостатки.

1. Резьбовое соединение переходника уступает по прочности резьбовому соединению бурильной колонны, что вызвано неравнопрочностью опасных сечений ниппеля и муфты.

Расчеты конструкции прототипа, например, с наружным диаметром 146 мм, представленной на странице 11 в работе /1/, показали, что площади опасных сечений ниппеля и муфты соответственно составляют 3438 и 7475 мм², т.е. у ниппеля в 2,2 раза меньше, чем у муфты. В то же время площадь опасного сечения ниппеля приварного замка ЗП-140-57 (ГОСТ 27834) бурильных труб ПВ 102x8 (ГОСТ Р 50278), составляющих бурильную колонну, в составе которой работает переходник, равен 5776 мм², что на 68% больше, чем в опасном сечении ниппеля переходника. Это обусловлено тем, что средний диаметр резьбы переходника принят без учета фактора равнопрочности составляющих их деталей - ниппеля и муфты. При совместном действии повышенных крутящих моментов и растягивающих сил в процессе попыток освобождения колонны от прихваченного бурового снаряда это обстоятельство соответственно повышает риск обрыва переходника по опасному сечению ниппеля, а следовательно, вероятность невыполнения основной функции переходника - отсоединение бурильной колонны.

2. Применение кольца из цветного металла с целью уменьшения коэффициента трения в упорном стыке соединения переходника ограничивает создание надлежащего предварительного момента затяжки резьбового соединения, что снижает его сопротивление усталости и герметичность /6/, так как предел текучести цветного металла (например, бронзы), из которого выполнено кольцо, в несколько раз меньше, чем у стали. Кроме того, слабо затянутое соединение переходника склонно к саморазвинчиванию, приводящему к потере колонкового снаряда или долота в скважине при спуско-подъемных операциях. К сожалению, в методике расчета момента затяжки, рекомендуемой на странице 27, авторы работы /1/ упускают вариант расчета, учитывающего резкое снижение силы затяжки резьбового соединения из-за наличия в его упорном стыке этого кольца из цветного металла.

Техническая проблема заключается в создании переходника, не уступающего по прочности и герметичности резьбовым соединениям бурильной колонны и обладающего высокой безотказностью как при бурении, так и при выполнении своей основной функции по отсоединению бурильной колонны от прихваченного колонкового снаряда или долота, преимущественно при бурении с использованием комплекса ССК.

Для решения этой технической проблемы в переходнике, содержащем ниппель и муфту, соединенные между собой двухзаходной цилиндрической резьбой крупного шага, средний диаметр резьбы определяется выражением D_cp=|(D²+d²-2h²)/2|^0,5, а крутящие моменты затяжки его соединения отвечают условиям М_рп=М_пк и М_пп>М_пк,

где:

D и d - наружный и внутренний диаметры переходника;

h - высота профиля резьбы;

М_рп - рабочий момент затяжки резьбового соединения переходника;

М_пк - предельный момент затяжки резьбовых соединений колонны бурильных труб (σ_з=σ_т);

М_пп - предельный момент затяжки резьбового соединения переходника (σ_з=σ_т);

σ_з - напряжение затяжки в опасном сечении резьбового соединения;

σ_т - предел текучести материала резьбового соединения.

Изобретение иллюстрируется фиг. 1 и фиг. 2.

На фиг. 1 представлен чертеж переходника, предназначенного для работы в составе тонкостенной бурильной колонны комплекса ССК. Здесь изображены: 1 - ниппель; 2 - муфта; 3 - резиновое кольцо; 4 - паронитовая прокладка.

На фиг. 2 представлен график зависимости коэффициента влияния предварительной затяжки (К_впз) на предел выносливости резьбового соединения от коэффициента его затяжки (К_з=σ_з/σ_т) /6/.

Заявляемое устройство позволяет решить поставленную техническую проблему.

Действительно, условие равнопрочности резьбового соединения переходника может быть представлено следующим выражением:

где:

F_осн и F_осм - площади опасного сечения соответственно ниппеля и муфты.

При среднем диаметре резьбы D_ср обе площади могут быть представлены следующими выражениями:

Вернувшись к условию равнопрочности (1) и используя выражения (2) и (3), получаем величину среднего диаметра резьбы, обеспечивающего равнопрочность опасных сечений ниппеля и муфты:

откуда

Пример реализации предлагаемого изобретения

Для примера произведем расчет конструкции отсоединительного переходника применительно к колонне бурильных труб диаметром 69,9 мм комплекса ССК с оптимальными параметрами резьбового соединения (см. табл. 1) согласно патенту «Резьбовое соединение бурильных труб» /3/.

1. Принимаем наружный и внутренний диаметры переходника такими же, как у наружной колонковой трубы, с которой он соединяется, т.е. D=73 мм и d=60,3 (см. фиг. 1).

Резьба двухзаходная, трапецеидального профиля с углом при вершине 10°, шаг резьбы S=12,7 мм, ход t=25,4 мм, высота профиля резьбы h=1,5 мм. Пределы прочности и текучести стали резьбовых соединений бурильной колонны и переходника одинаковые: σ_в=980 МПа и σ_т=833 МПа.

Средний диаметр резьбы переходника из выражения (4) равен:

D_ср=|(73²+60,3²-2×1,5²)/2|^0,5=66,935 мм.

Используя средний диаметр резьбы, находим основные диаметры резьбы ниппеля и муфты:

D_рн - Наружный диаметр резьбы ниппеля - 66,935+1,5=68,435 мм;

d_рн - Внутренний диаметр резьбы ниппеля - 66,935-1,5=65,435 мм;

D_рм - Наружный диаметр резьбы муфты - 66,935+1,5=68,435 мм;

d_рм - Внутренний диаметр резьбы муфты - 66,935-1,5=65,435 мм.

Имея наружные и внутренние диаметры резьбы, находим площади опасных сечений:

Ниппеля F_осн=(65,435²-60,3²)×0,785=506,835~507 мм²;

Муфты F_осм=(73²-68,435²)×0,785=506,835~507 мм².

Те же величины опасных сечений должны быть получены из выражений (2) и (3):

У ниппеля F_осн=|(66,935-1,5)²-60,3²)|×0,785=506,835~507 мм²;

У муфты F_осм=|73²-(66,935+1,5)²|×0,785=506,835~507 мм²,

что указывает на равнопрочность ниппеля и муфты и справедливость выражения /4/.

2. Крутящий момент сопротивления трению в резьбе при ее затяжке определяется зависимостью /5, 6/:

где:

Q - оптимальная сила затяжки резьбы, определяемая выражением

σ_т - предел текучести стали резьбового соединения переходника и бурильной колонны;

К_з - коэффициент затяжки резьбового соединения К_з=σ_з/σ_т (принимаем для обоих типов соединения К_з=0,66) /6/;

К_р - коэффициент пропорциональности параметров резьбы, который определяется следующей зависимостью /5, 6/

K_p=D_cp/2(A+μ)/(l-μ),

где:

n - число заходов резьбы;

μ - коэффициент трения скольжения (для «сталь по стали» с графитовой смазкой μ=0,1);

3. Крутящий момент сопротивления трению в наружном или во внутреннем упорных стыках определяется зависимостью /5/

где:

K_ст - коэффициент пропорциональности параметров упорного стыка

Величина k₀ для наружного стыка

где:

D_р - диаметр расточки торца муфты резьбового соединения.

Величина k₀ для внутреннего стыка

где:

d_п - диаметр проточки торца ниппеля резьбового соединения

4. Крутящий момент затяжки соединения равен сумме крутящих моментов сопротивления трению в резьбе и в упорных стыках.

Результаты расчетов на основе приведенных зависимостей сведены в табл. 1.

** На основании результатов стендовых испытаний ОАО «Завод бурового оборудования» /3/ натурных образцов соединения бурильных труб предельный изгибающий момент его из стали с временным сопротивлением 980 МПА составит М_пред=980×0,4:8,6×6,4×2,8=817 Нм, где 0,4 - коэффициент снижения прочности при испытании на усталость гладкого образца, 6,4 - коэффициент снижения предела выносливости за счет концентрации напряжений в резьбе (К_σ)_Д. Поскольку сравниваемые резьбовые соединения с точки зрения влияния на усталость отличаются лишь моментом сопротивления на изгиб (W_и), предельный изгибающий момент переходника с учетом этого отличия составит 980×0,4:8,6×8,9×2,8=1135 Нм.

Здесь же следует отметить, что резьбовое соединение переходника затягивается с крутящим моментом, равным предельному крутящему моменту затяжки резьбовых соединений бурильной колонны, т.е. на 22% процента ниже оптимального значения для него (см. п. 18 табл. 1), и, следовательно, коэффициент затяжки снизится до значения К_з=0,66×0,78=0,51 и соответственно К_впз=2,3 (см. график на фиг. 2). Тогда для соединения переходника М_пред=1135×2,3/2,8=932 Нм. Даже в этом случае М_пред переходника оказывается выше, а следовательно, выше и запас прочности по знакопеременному изгибу, чем у соединений бурильной колонны (932/817=1,14).

*** Поскольку соединения бурильной колонны имеют двухупорную резьбу, суммарный крутящий момент является для них одновременно оптимальным (рабочим) и предельным (М_пк=2551 Нм). Это объясняется тем, что площадь внутреннего стыка для двухупорного соединения (275 мм²) установлена /3/ из условия создания в нем напряжения, равного пределу текучести стали (σ_з=σ_т=833 МПа). Для переходника, в резьбовом соединении которого отсутствует внутренний стык, оптимальная сила затяжки обеспечивается только за счет наружного стыка, и напряжение в нем за счет большей площади (464 мм²) составляет 278738/464=600 МПа. Поэтому предельная сила затяжки (при σ_т=833 МПа) и соответствующий предельный крутящий момент соединения переходника существенно выше (М_пп=3105,2 Нм).

**** Сила затяжки обусловливает силы трения, общая величина которых зависит от числа контактов деталей соединения и не зависит от площади контактируемых поверхностей. В соединении бурильной колонны три таких контакта, а в соединении переходника только два. Поэтому общая величина силы трения в соединении переходника при рабочем моменте затяжки (М_рп), равном предельному моменту (М_пп) для соединений бурильной колонны, в 1,5 раза меньше (229×3/229×2=1,5), что и обеспечивает срабатывание переходника в процессе проведения операции по отсоединению бурильной колонны от прихваченного колонкового снаряда или долота.

***** Недостаток сил трения на контактах деталей соединения переходника, необходимых для формирования крутящего момента затяжки, равного предельному моменту затяжки соединений бурильной колонны (М_пк), полностью компенсируется более высокими величинами коэффициентов пропорциональности резьбы К_р и наружного упорного стыка К_ст. Первый больше аналогичного коэффициента соединений бурильной колонны на 62% (7,56 против 4,66), а второй - на 5% (3,58 против 3,4), причем в первом случае это обусловлено тем, что ход резьбы соединения переходника втрое выше (25,400:8,466=3), чем у резьб соединений бурильной колонны, а во втором - большим соотношением наружного и внутреннего диаметров соединения переходника.

Для герметизации резьбового соединения в правой (с открытым нерабочим внутренним стыком) части переходника (фиг. 1) устанавливаем резиновое кольцо и паронитовую прокладку.

Перед сборкой переходника его детали (ниппель и муфта), а также резиновое кольцо смазываются специальной графитовой смазкой типа Р-2 /7/. Затем устанавливаются резиновое кольцо и паронитовая прокладка и после свинчивания от руки соединение затягивается с крутящим моментом M_рп=2551 Нм, т.е. с моментом, равным предельному моменту затяжки резьбового соединения бурильной колонны (М_пк). Собранный и затянутый переходник устанавливается перед спуском между бурильной колонной и колонковым снарядом или буровым долотом. В аварийной ситуации перед отсоединением колонну растягивают силой, превышающей ее вес на 5-10%, затем сначала вращают ее вправо с крутящим моментом, равным предельному крутящему моменту соединений бурильной колонны, затем влево, что приводит к ее освобождению от прихваченного в скважине колонкового снаряда или долота (см. табл. 1).

Таким образом, из рассмотренного примера, с одной стороны, следует, что прочность на растяжение и кручение соединения предлагаемого отсоединительного переходника благодаря равнопрочности составляющих его деталей на 22% выше прочности соединений бурильной колонны (Fосн_п>Fосн_к, п. 10, и М_пп>М_пк, п. 18 табл. 1), что исключает возможность поломки его как в процессе бурения, так и при проведении аварийных работ, связанных с прихватом бурового снаряда. С другой стороны, в результате упразднения в упорном стыке соединения переходника слабого элемента (кольца из цветного металла) и выполнения условия М_рп>М_пк (п. 19 табл. 1), обеспечивается сохранение повышенной прочности и герметичности его в процессе бурения и надежное отсоединение бурильной колонны от прихваченного в скважине колонкового снаряда или бурового долота.

Источники информации

1. Копылов В.Е., Артюшкин В.Н. Быстроразъемные и упругие соединения бурильных труб. – Тюмень: ТГУ, 1983. С. 96.

2. Справочник инженера по бурению геологоразведочных скважин: В 2-х томах / Под общей редакцией проф. Е.А. Козловского. - Том I. - М.: Недра, 1984. 512 с.

3. Лачинян Л.А. Медведев А.К. Пат. 2549620 РФ, МПК E21B 17/042. Резьбовое соединение бурильных труб. №20131477559/03. Заявл. 28.10.2013. Опубл. 27.04.2015.

4. Калинин А.Г. и др. Разведочное бурение. Учебн. для вузов. - Недра - ООО Бизнесцентр, 2000. - 748 с.

5. Биргер И.А. Расчет резьбовых соединений. Гос. изд. обор. пром. М., 1959. 250 с.

6. Лачинян Л.А., Угаров С.А. Конструирование, расчет и эксплуатация бурильных геологоразведочных труб и их соединений. М.: Недра, 1975. 232 с.

7. ТУ 38.101332-90. Смазка для резьбовых соединений. Технические условия.

Отсоединительный переходник, содержащий ниппель и муфту, соединенные между собой двухзаходной цилиндрической резьбой крупного шага, отличающийся тем, что средний диаметр резьбы определяется выражением D_cp=|(D²+d²-2h²)/2|^0,5, а крутящие моменты затяжки его соединения отвечают условиям М_рп=М_пк и М_пп>М_пк,

где:

D и d - наружный и внутренний диаметры переходника;

h - высота профиля резьбы;

М_рп - рабочий момент затяжки резьбового соединения переходника;

М_пк - предельный момент затяжки резьбовых соединений колонны бурильных труб (σ_з=σ_т);

М_пп - предельный момент затяжки резьбового соединения переходника (σ_з=σ_т);

σ_з - напряжение затяжки в опасном сечении резьбового соединения;

σ_т - предел текучести материала резьбового соединения.