ES2241831T3 - Junta para tubos. - Google Patents
Junta para tubos.Info
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Abstract
Una unión de tubo que tiene una porción macho con una rosca macho cónica formada en la superficie periférica externa del extremo de un tubo, y una porción de caja que tiene una rosca hembra cónica formada en la superficie periférica interna del extremo de un tubo o un tubo corto para enganchar a rosca con la rosca macho cónica, caracterizada porque la holgura C entre los flancos de enchufado de las roscas es 0, 5-1, 0 mm cuando se aprietan la parte macho y la caja, el ángulo de flanco de enchufado de rosca 0 es 15-60º, las superficies de cresta de rosca y las superficies de raíz de rosca de la rosca macho cónica y la rosca hembra cónica enganchadas a rosca son paralelas al eje de tubo, y el radio R de las porciones de esquina de flanco de enchufado de la rosca macho es 1, 0-1, 25 mm.
Description
Junta para tubos.
Esta invención se refiere a una unión de tubo
para uso con tubos de pozo de petróleo utilizados en la exploración
y producción de gas natural y crudo de petróleo. En concreto, se
refiere a una unión de tubo que reduce la excoriación de roscas,
tiene buena operabilidad al tiempo del apriete, y reduce el nivel de
daño de rosca que a veces se produce por ello.
Las uniones roscadas se usan ampliamente como una
tecnología para conectar tubos de pozo de petróleo utilizados en la
exploración y producción de gas natural y crudo de petróleo. Las
uniones roscadas incluyen tipos integrales en los que se forma una
porción macho en un extremo de un tubo y se forma una porción de
caja en el otro extremo, y se conectan directamente entre sí dos
tubos, y tipos de acoplamiento en los que dos tubos que tienen una
porción macho formada en cada extremo se conectan entre sí por un
tubo corto que tiene una porción de caja formada en ambos extremos.
A continuación, la descripción se hará usando como ejemplo una
unión del tipo de acoplamiento, pero se aplica a una unión de tipo
integral.
En el emplazamiento de muchos yacimientos de gas
y petróleo, el apriete (la formación) de una unión se realiza como
se representa en la figura 7.
Así, un tubo de pozo de petróleo 2 a cuyo extremo
se fija previamente en factoría un tubo corto 1, se soporta con el
tubo corto 1 mirando hacia arriba, y al tubo corto 1 se fija la
porción macho 2b de otro tubo de pozo de petróleo 2 que se ha de
conectar a él. En este caso, cuando se introduce en la porción de
caja 1a del tubo corto 1 la porción macho 2b del tubo de pozo de
petróleo 2 que se ha de conectar, el tubo de pozo de petróleo 2 se
introduce verticalmente en el tubo corto 1 mediante una guía de
enchufado de plástico (no representada), por ejemplo, que es una
plantilla para evitar el daño al tiempo del enganche de
acoplamiento que se realiza con anterioridad en la periferia del
tubo corto 1.
Después de terminar la introducción del tubo, se
saca la guía de enchufado, y el tubo de pozo de petróleo 2 que se
ha de conectar se gira de dos a tres vueltas con una llave de
correa o por la fuerza del operador para lograr un estado en el que
la rosca de la porción macho 2b del tubo de pozo de petróleo 2 que
se ha de conectar, engancha con la rosca de la porción de caja 1a
del tubo corto 1. Después, se aplica un par preestablecido con
tenazas mecánicas, a saber, con un aparato de aplicación de par (no
representado) para efectuar el apriete.
El apriete a mano que realiza el operador es la
rotación con un par pequeño (del orden de 19,6-576
N\cdotm) que está solamente al nivel de la fuerza humana. Sin
embargo, cuando las roscas de la porción macho y la porción de caja
no enganchen completamente, no se producirá rotación con un par del
orden de 576 N\cdotm, y se necesita un par más alto para
rotación. Esto significa que el estado de enganche entre las roscas
de la porción macho y la porción de caja es defectuoso. En tal
caso, el operador realiza ajuste fino elevando ligeramente el tubo
de pozo de petróleo a conectar o girándolo ligeramente en la
dirección contraria para corregir la desalineación. Cuando se
termina el ajuste fino, resulta posible llevar a cabo la rotación
con las roscas en enganche usando un par muy pequeño de a lo sumo
576 N\cdotm, de modo que el tubo de pozo de petróleo a conectar
se gira de dos a tres vueltas en la dirección de apriete.
Sin embargo, recientemente, en los yacimientos en
alta mar (en yacimientos de petróleo en el mar) y análogos, se ha
desarrollado una demanda de apriete que no requiere girar de dos a
tres vueltas un tubo de pozo de petróleo mediante apriete manual
del operador después de haber introducido un tubo de pozo de
petróleo usando una guía de enchufado. Así, como se representa en la
figura 8, unas tenazas mecánicas automáticas 3 agarran un tubo de
pozo de petróleo 2 a conectar, y en este estado, el apriete
correspondiente al apriete manual convencional y el apriete de
potencia se realizan continuamente.
Las tenazas mecánicas manos libres de este tipo
tienen un aparato de accionamiento hidráulico (aparato generador de
par) y pueden aplicar fácilmente un par de 33810 N\cdotm a un
tubo de pozo de petróleo que tiene un diámetro externo del orden de
178 mm.
Sin embargo, es difícil controlar el movimiento
de dichas tenazas mecánicas aplicando un par diminuto a un nivel de
576 N\cdotm y es difícil llevar a cabo el apriete a mano esmerado
del orden de 576 N\cdotm que realiza un operador. Así, la
operación de apriete siempre se realiza con gran fuerza, y cuando
las roscas no están enganchadas completamente al tiempo de la
introducción del tubo, las roscas se pueden dañar en algunos
casos.
En la técnica anterior, en JP
H11-223284A, por ejemplo, se ha propuesto una unión
de tubo con la que después de introducir la porción macho de un tubo
de pozo de petróleo que se ha de conectar a la porción de caja de
un tubo corto, se puede enroscar lo más rápidamente posible y con
un pequeño número de vueltas. Se afirma que esta unión de tubo
garantiza que la porción macho del tubo de pozo de petróleo se
introduzca recta en una dirección vertical en la porción de caja del
tubo corto usando una guía de enchufado o análogos.
Además, en la Patente japonesa publicada antes
descrita, el ángulo de incidencia de enchufado \beta de la rosca
de la porción macho del tubo de pozo de petróleo está inclinado a 3
grados. Sin embargo, en el caso de una forma de rosca de diente de
sierra para una rosca prescrita por API para tubos de pozo de
petróleo (al menos 16 pulgadas) (406,4 mm), en el pasado, para
mejorar el enganche de rosca, el ángulo de incidencia de enchufado
\beta se ha establecido paralelo a la vertical, es decir, el
ángulo de incidencia de enchufado es igual a 0 grados. Según esta
vista, teóricamente, se garantiza el enganche de las roscas de la
porción macho de un tubo de pozo de petróleo y de la porción de
caja de un tubo corto. Por consiguiente, si el ángulo de incidencia
de enchufado \beta es un ángulo pronunciado, la altura de rosca
resulta pequeña, y esto da lugar a una disminución de la porción que
recibe fuerza axial.
Además, en la Patente japonesa publicada antes
descrita, para mejorar el enganche entre roscas al tiempo de la
introducción del tubo, se propone marcar las roscas de la porción
macho de un tubo de pozo de petróleo y la porción de caja de un
tubo corto en una posición donde es más fácil efectuar el enganche.
Aunque no es imposible que un operador efectúe el apriete hasta que
las marcas estén alineadas, en la oscuridad, por ejemplo, de noche,
es difícil localizar las marcas, de modo que esto no se puede
calificar necesariamente como tecnología adecuada.
Debido a la introducción de nueva tecnología,
cuando un tubo de pozo de petróleo está siendo bajado a un pozo de
petróleo, hay que investigar varios datos del subsuelo (la
temperatura, presión, profundidad, y análogos), y para ello, hay
casos en los que se une una línea alámbrica (una línea de conexión
para un sensor). En este caso, en el método convencional en el que
se perfora verticalmente un pozo como se representa en la figura
9(a), si el tubo de pozo de petróleo 2 bascula cerca de su
eje, hay gran peligro de cortar la línea alámbrica 4.
Para bajar un tubo de pozo de petróleo a la
tierra sin romper la línea alámbrica 4, como se representa en la
figura 9(b), se está desarrollando una técnica en la que se
perfora un pozo de petróleo a un ángulo de 1-1,5
grados con respecto a la vertical.
Sin embargo, cuando se emplea dicha técnica, hay
que realizar el apriete a mano y el siguiente apriete de potencia
en un estado en el que el equipo periférico también está basculado.
No hay problema al realizar apriete a mano o apriete de potencia si
todo el equipo se mantiene en un estado en el que se bascula
1-1,5 grados con respecto a la vertical, pero hay
una alta probabilidad de que las tenazas mecánicas se instalen
horizontalmente, de modo que al tiempo del apriete a mano o apriete
de potencia, existe la posibilidad de realizar el apriete como si
se aplicase una curvatura, y surgen uniones de tubos contra severas
condiciones de apriete.
Sin embargo, en el pasado, no había propuestas
para remediar tal problema.
Esta invención se realizó a la luz de los
problemas antes descritos, y su objeto es proporcionar una unión de
tubo que puede reducir la excoriación de las roscas, con el que las
operaciones de apriete se pueden llevar a cabo de manera
satisfactoria, y que puede reducir el nivel de daño de las roscas
que a veces se produce, incluso cuando una porción macho que se ha
de conectar a una porción de caja no se introduce en posición
fiablemente o cuando se introduce inadecuadamente, como en el caso
en el que un pozo de petróleo se perfora con una inclinación de
1-2 grados, por ejemplo.
Otro objeto de esta invención es proporcionar una
unión de tubo que puede reducir el nivel de daño de las roscas
cuando el apriete correspondiente al apriete a mano y el apriete de
potencia se realizan continuamente con tenazas mecánicas incluso en
el caso en el que una porción macho que se ha de conectar a una
porción de caja no se introduce en posición fiablemente o cuando se
introduce inadecuadamente.
En el pasado, cuando una porción macho a conectar
a una porción de caja no se introducía fiablemente en posición o
cuando se introducía inadecuadamente, el enganche fino lo realizaba
el operador después de la introducción del tubo. Sin embargo,
cuando se da el caso que el operador no realiza dicho apriete a
mano, para reducir la excoriación de las roscas y lograr una
facilidad de apriete satisfactoria, hay que modificar la forma de
la unión propiamente dicha para hacer innecesario el enganche fino
por apriete a mano.
Cuando se introduce una porción macho en posición
verticalmente con respecto a una porción de caja en la que cada
porción tiene una rosca cónica, el enganche de la rosca macho
cónica de la porción macho y la rosca hembra cónica de la porción
de caja se puede clasificar aproximadamente en los estados
representados en las figuras 10(a)-(c). De éstos, en el caso
mostrado en la figura 10 (c), la rosca macho cónica de la porción
macho 2b y la rosca cónica hembra de la porción de caja 1a están
completamente enganchadas entre sí, y hay que girarlas de una a dos
vueltas adi-
cionales para llevar a cabo con certeza el apriete a mano, pero no hay que efectuar rotación para engancharlas entre sí.
cionales para llevar a cabo con certeza el apriete a mano, pero no hay que efectuar rotación para engancharlas entre sí.
Por otra parte, en el caso de las figuras
10(a) y (b), para pasar de estos estados de enganche
incompleto al estado enganchado deseable representado en la figura
10(c), hay que efectuar rotación de una vuelta o media
vuelta.
Normalmente no es fácil efectuar la introducción
del tubo en posición, es decir, lograr el estado enganchado deseable
representado en la figura 10(c). Por lo tanto,
independientemente de que se produzcan los estados enganchados
representados en las figuras 10(a)-(c), se desea que la
porción macho sea capaz de girar con una resistencia pequeña bajo
una fuerza rotacional muy pequeña al nivel del apriete a mano (del
orden de 576 N\cdotm).
La presente invención, que se realizó en base a
los resultados de varias investigaciones con respecto al efecto de
la forma de rosca en la facilidad de apriete al tiempo de la
introducción del tubo y la cantidad de daño de las roscas, se
describe en las reivindicaciones anexas.
Así, según la presente invención, incluso cuando
no se introduce fiablemente en posición una porción macho en una
porción de caja o cuando no se introduce adecuadamente en ella, si
se realiza apriete con tenazas mecánicas después de la rotación por
apriete a mano o si el apriete se realiza por rotación con tenazas
mecánicas manos libres, es posible disminuir la excoriación de las
porciones roscadas y realizar el apriete satisfactoriamente
disminuyendo el nivel de daño de las roscas que a veces se produce
durante el apriete.
Según la presente invención, no hay que realizar
ajuste fino para la realineación y el ajuste de enganche siguiente
girando 1-0,5 vuelta.
La figura 1 es una vista explicativa que
representa la forma de rosca de una unión de tubo según la presente
invención.
La figura 2 es una vista explicativa que
representa una porción roscada formada en una porción macho.
Las figuras 3(a)-(c) son vistas
esquemáticas para explicar la diferencia de la presión de
interferencia (superficie), que se genera en la porción de rosca
incompleta de una porción macho, debido a una diferencia de
conicidad entre la porción de rosca incompleta de la porción macho
y la porción de rosca completa de una porción de caja.
La figura 4 es un gráfico que muestra la presión
de interferencia que se genera en la porción de rosca incompleta de
una porción macho al tiempo del apriete cuando no se aplica una
carga de curvatura.
La figura 5 es un gráfico que muestra la presión
de interferencia que se genera en la porción de rosca incompleta de
una porción macho al tiempo del apriete cuando se aplica una carga
de curvatura, mostrando la figura 5(a) el caso en el que la
conicidad de la porción de rosca incompleta de la porción macho es
mayor o menor que la conicidad de la porción de rosca completa de
la porción de caja, y mostrando la figura 5(b) el caso en el
que la conicidad de la porción de rosca incompleta de la porción
macho es igual a la conicidad de la porción de rosca completa de la
porción de
caja.
caja.
La figura 6 proporciona vistas explicativas que
muestran el método usado en una prueba de introducción de tubo,
mostrando la figura 6(a) el caso de introducir un tubo
verticalmente, y mostrando la figura 6(b) el caso de
introducir un tubo en un estado basculado.
La figura 7 es una vista explicativa de una
operación de apriete de una unión de tubo del tipo de
acoplamiento.
La figura 8 es una vista explicativa de una
operación de apriete usando tenazas mecánicas.
La figura 9 proporciona vistas explicativas que
muestran el caso en el que se instala una línea alámbrica,
mostrando la figura 9(a) un estado vertical y mostrando la
figura 9(b) un estado basculado.
Las figuras 10(a)-(c) son vistas
esquemáticas para explicar los estados de enganche de roscas al
tiempo de la introducción del tubo.
Una unión de tubo según la presente invención se
describirá al mismo tiempo que se hace referencia a los dibujos.
En la figura 1, la holgura entre los flancos de
enchufado (rosca) de la porción macho 2b y la porción de caja 1a se
puede definir por el símbolo "C" ilustrado. Así, en la
presente invención, la holgura C se define como la distancia axial
entre los flancos de enchufado de ambas roscas cuando se termina el
apriete de las roscas.
Cuando esta holgura C es cero (0), si la
introducción del tubo se realiza con cuidado y se realiza apriete a
mano, el apriete de las roscas es posible, pero con una unión
roscada para un tubo de pozo de petróleo basculado que es el objeto
de la presente invención, hay una zona de contacto muy grande entre
las roscas, y se pueden desarrollar fácilmente estrías.
Cuando se incrementa la holgura C, aumenta la
flojedad entre las roscas, y aumenta la cantidad de libertad al
tiempo de la introducción del tubo. Sin embargo, según experimentos
realizados por los autores de la presente invención, si la holgura
C excede de 1,0 mm, esencialmente, la anchura de rosca b de las
roscas que recibe fuerza axial disminuye en un grado tal que es
imposible resistir la carga axial requerida, y las roscas
propiamente dichas terminan por deformarse.
En contraposición, cuando la holgura C es
sumamente pequeña, debido a la deformación elástica al tiempo del
apriete de las roscas, los flancos de enchufado de la porción macho
y los flancos de enchufado de la porción de caja contactan, y puede
tener lugar excoriación. Sin embargo, los autores de la presente
invención hallaron que aunque la holgura C sea superior a dicho
valor, hay restricciones en la capacidad de introducción en
posición, suponiendo que la porción macho puede ser basculada
cuando se introduce en la porción de caja.
Según los resultados de una prueba de
introducción de tubo realizada por los autores de la presente
invención, cuando disminuye la holgura C, empeora la capacidad de
introducción en posición, y cuando la holgura C resulta inferior a
0,5 mm teniendo en consideración la tolerancia al tiempo de la
fabricación, empeora la capacidad de introducción en posición, y se
puede producir excoriación en algunos casos. Por lo tanto, el
límite inferior de la holgura C se establece en 0,5 mm.
Por consiguiente, la holgura C entre los flancos
de enchufado se establece en 0,5-1,0 mm teniendo en
consideración la tolerancia al tiempo de la fabricación de la
rosca.
El ángulo de flanco de enchufado (rosca) \theta
de la porción macho 2b y la porción de caja 1a lo prescribe
\theta en la figura 1. Cuanto mayor es este ángulo \theta,
mayor es el efecto de centrado que cabe esperar rozando los flancos
de enchufado de las roscas de la porción macho 2b y la porción de
caja 1a, y después de la introducción del tubo, las roscas se
aprietan en la dirección alineada, de modo que la extensión del
daño de las roscas disminuye. Sin embargo, si este ángulo excede de
60 grados, la anchura de rosca b resulta tan pequeña que las roscas
de la porción macho 2b desaparecen. Así, como una forma de rosca
real, la porción paralela de las roscas ya no se puede
preestablecer, y ya no se puede reconocer una forma de rosca de tipo
BTC.
Por otra parte, cuanto menor es el ángulo de
flanco de enchufado 6, mayor es la fuerza de soporte con respecto a
la dirección axial. Sin embargo, cuando el enchufado tiene lugar a
menos de 15 grados, se producen listas de marcas y excoriación en
las porciones de contacto de enchufado.
Por lo tanto, en la presente invención, el ángulo
de flanco de enchufado \theta es del orden de
15-0 grados.
Además, este ángulo de rosca es 10 grados en un
BTC usual.
Cuando aumenta el diámetro externo de un tubo de
pozo de petróleo, también aumenta su peso, y también aumentan la
carga aplicada a cada rosca y el par necesario para apriete a mano,
de modo que hay una tendencia general a que la introducción del
tubo y el apriete a mano sean más difíciles. Por consiguiente, como
contramedida, con una rosca de diente de sierra para un tipo de pozo
de petróleo prescrito por API, cuando el diámetro externo es 16
pulgadas (406,4 mm) o mayor, las roscas prescritas son paralelas al
eje de tubo de tal manera que las superficies de contacto entre las
roscas de la porción macho y la porción de caja después de la
introducción del tubo se hacen paralelas al eje con la intención de
lograr un efecto de enderezamiento al tiempo del apriete a mano.
Por otra parte, en el caso de tubos de pozo de
petróleo que tienen un diámetro externo de 13 y 3/8 pulgadas (339,7
mm) o menos, debido a la práctica consolidada en las normas API de
que la filosofía para diámetros de 16 pulgadas (406,4 mm) o más
grande no se refleja en las normas para los tubos más pequeños, sus
roscas se prescriben paralelas a la conicidad (1/16).
Sin embargo, cuando una porción macho que se ha
de conectar a una porción de caja no se introduce fiablemente en
posición o no se introduce adecuadamente, en el supuesto de que no
se permita la operación de enganche fina realizada por un operador
después de la introducción del tubo, para disminuir la excoriación
de porciones roscadas y llevar a cabo satisfactoriamente
operaciones de apriete, es preferible emplear la misma filosofía
que para un tubo de al menos 16 pulgadas (406,4 mm) incluso en
tubos de pozo de petróleo de 13 y 3/8 pulgadas (339,7 mm) o
menos.
En la presente invención, independientemente del
tamaño del diámetro externo, las superficies de cresta de rosca y
las superficies de raíz de rosca de una rosca macho cónica y una
rosca cónica hembra, respectivamente, se prescriben paralelas al
eje, es decir, al eje longitudinal de tubo 5 en el valor nominal,
como se representa en la figura 1. Naturalmente, hay una tolerancia
preestablecida, y en la presente invención, se establece como 0
\pm 0,2% expresado como una conicidad.
Para una rosca de diente de sierra para un tubo
de pozo de petróleo prescrito por API, el radio de las porciones de
esquina 1aa de las porciones receptoras de enchufado de la porción
de caja 1a se prescribe como 0,2 mm. Al introducir la porción macho
2b en la porción de caja 2a en un estado basculado, el contacto
tiene lugar primero entre las porciones de esquina 1aa de las
porciones receptoras de enchufado de la porción de caja 1a y las
porciones de esquina de flanco de enchufado 2ba de la porción macho
2b. Según experimentos realizados por los autores de la presente
invención, al tiempo de este contacto, cuando el radio de curvatura
R (denominado a continuación "radio R") de las porciones de
esquina de flanco de enchufado 2ba de la porción macho 2b es
inferior a 1,0 mm, los esfuerzos locales son grandes, y esto se
convierte en una causa de listas de marcas y excoriación.
Por otra parte, como el radio R de las porciones
de esquina de flanco de enchufado 2ba de la porción macho 2b es
mayor, se puede incrementar la holgura Ca de las porciones
receptoras de enchufado de la porción de caja 1a. Cuanto más grande
resulta esta holgura Ca, mayor es la cantidad de libertad entre la
porción macho 2b y la porción de caja 1a al tiempo de la
introducción del tubo. Sin embargo, si el radio R de las porciones
de esquina de flanco de enchufado 2ba de la porción macho 2b excede
de 1,25 mm, las porciones paralelas de los flancos de enchufado de
la porción macho 2b desaparecen, y ya no pueden ser consideradas una
rosca. Por lo tanto, en la presente invención, el radio R de las
porciones de esquina de flanco de enchufado 2ba de la rosca macho de
la porción macho 2b es 1,0-1,25 mm.
Una rosca API BTC tiene un radio de porción de
esquina R de una parte macho de 0,76 mm, pero según pruebas
realizadas por los autores de la presente invención, cuando se
lleva a cabo enchufado en un estado basculado, se produce
excoriación de las porciones de esquina. Por lo tanto, considerando
una tolerancia de 0,25 mm, se hizo 1,0 mm.
No es deseable aumentar el radio de las porciones
de esquina de las porciones receptoras de enchufado de la porción de
caja, puesto que disminuye la zona de enchufado, puede producir
excoriación de los flancos de enchufado, y disminuye la estabilidad
del apriete a mano para roscas de enganche.
A continuación se describirá un modo más
preferido de la presente invención.
La figura 2 es una vista explicativa de una
porción roscada formada en una porción macho.
Las figuras 3(a)-(c) son vistas que
explican la diferencia de la presión de interferencia que se genera
en la porción de rosca incompleta de una porción macho debido a la
diferencia de conicidad entre una porción de rosca incompleta de
una porción macho y una porción de rosca completa de una porción de
caja.
Como se representa en la figura 2, la porción de
rosca incompleta 2bb de la porción macho 2b interfiere con y se
aprieta a la porción de rosca completa de la porción de caja al
tiempo del apriete de una unión.
Entonces, como se representa en la figura
3(a), si las conicidades de la porción de rosca incompleta
2bb de la porción macho 2b y la porción de rosca completa de la
porción de caja 1a son las mismas, tiene lugar la interferencia
diseñada entre las raíces de rosca de la porción macho 2b y las
crestas de rosca de la porción de caja 1a, y al tiempo del apriete,
la presión b0 que se genera por interferencia entre las raíces de
rosca de la porción macho 2b y las crestas de rosca de la porción
de caja 1a en la porción de rosca incompleta 2bb es igual a la
presión a que se genera por interferencia entre las raíces de
rosca de la porción macho 2b y las crestas de rosca de la porción
de caja 1a en la porción de rosca completa.
Como se representa en la figura 3(b),
cuando la conicidad de la porción de rosca incompleta 2bb de la
porción macho 2b es mayor que la conicidad de la porción de rosca
completa de la porción de caja 1a, se genera una interferencia
grande mayor que el valor diseñado entre las raíces de rosca de la
porción macho 2b y las crestas de rosca de la porción de caja 1a, y
al tiempo del apriete, la presión b1 que se genera en la porción de
rosca incompleta 2bb por interferencia entre las raíces de rosca de
la porción macho 2b y las crestas de rosca de la porción de caja 1a
es mayor que la presión a en la porción de rosca completa, y
se produce excoriación entre las raíces de rosca de la porción macho
2b y las crestas de rosca de la porción de caja 1a en la porción de
rosca incompleta 2bb.
En contraposición, como se representa en la
figura 3(c), cuando la conicidad de la porción de rosca
incompleta 2bb de la porción macho 2b es menor que la conicidad de
la porción de rosca completa de la porción de caja 1a, la
interferencia entre las raíces de rosca de la porción macho 2b y las
crestas de rosca de la porción de caja 1a resulta más pequeña que
el valor diseñado, y al tiempo del apriete, la presión b2 que se
genera por interferencia entre las raíces de rosca de la porción
macho 2b y las crestas de rosca de la porción de caja 1a en la
porción de rosca incompleta 2bb resulta más pequeña que la presión
a en la porción de rosca completa, de modo que incluso al
tiempo del apriete, no tiene lugar excoriación entre las raíces de
rosca de la porción macho 2b y las crestas de rosca de la porción
de caja 1a en la porción de rosca incompleta 2bb.
Al perforar un pozo de petróleo con una
inclinación de 1-2 grados, la situación es tal que
siempre se aplica curvatura, de modo que independientemente de las
relaciones antes descritas que existan entre la conicidad de la
porción de rosca incompleta de la porción macho y la conicidad de
la porción de rosca completa de la porción de caja, en la porción
de rosca incompleta de la porción macho, la superficie
correspondiente al lado interior en curvatura (que está en un estado
comprimido) tiene un valor más alto de la presión de interferencia
antes descrita, mientras que a la superficie que es 180 grados en
el lado opuesto correspondiente al lado exterior en curvatura (que
está en un estado de tracción) se le aplica una menor presión de
interferencia de rosca.
La figura 4 muestra la presión de interferencia
en la porción roscada al tiempo del apriete para el caso en el que
un pozo de petróleo se perfora verticalmente, y la figura 5 muestra
la presión de interferencia en la porción roscada al tiempo del
apriete para el caso en el que un pozo de petróleo se perfora con
una inclinación de 1-2 grados.
En la figura 4 y la figura 5, las marcas
\medcirc indican la presión de interferencia en la porción de
rosca incompleta para el caso en el que la conicidad de la porción
de rosca incompleta de la porción macho es la misma que la
conicidad de la porción de rosca completa de la porción de caja, las
marcas \Delta indican la presión de interferencia en la porción
de rosca incompleta para el caso en el que la conicidad de la
porción de rosca incompleta de la porción macho es mayor que la
conicidad de la porción de rosca completa de la porción de caja, y
las marcas \Box indican la presión de interferencia en la porción
de rosca incompleta para el caso en el que la conicidad de la
porción de rosca incompleta de la porción macho es menor que la
conicidad de la porción de rosca completa de la porción de caja.
Estas marcas corresponden a la figura 3(a), la figura
3(b), y la figura 3(c), respectivamente.
Lo siguiente es evidente por los resultados de la
figura 4.
Cuando la conicidad de la porción de rosca
incompleta de la porción macho es mayor que la conicidad de la
porción de rosca completa de la porción de caja (marcas \Delta),
la presión de interferencia en la porción de rosca incompleta
resulta más alta, mientras que cuando la conicidad de la porción de
rosca incompleta de la porción macho es menor que la conicidad de
la porción de rosca completa de la porción de caja (marcas \Box),
la presión de interferencia en la porción de rosca incompleta
resulta más pequeña.
Además, cuando la conicidad de la porción de
rosca incompleta de la porción macho es igual a la conicidad de la
porción de rosca completa de la porción de caja (marcas
\medcirc), la presión de interferencia de la porción de rosca
incompleta está situada entre los valores para los dos casos antes
descritos.
Entre el total de nueve gráficos para las marcas
\medcirc, las marcas \Delta, y las marcas \Box en las figuras
5(a) y (b), el gráfico en la posición superior entre los
tres gráficos con la misma marca indica la presión de interferencia
en la superficie correspondiente al lado interior durante el
curvado de una unión de tubo, el gráfico en la posición media indica
la presión de interferencia en la superficie correspondiente a la
posición neutra durante el curvado, y el gráfico en la posición
inferior indica la presión de interferencia en la superficie
correspondiente al lado exterior durante el
curvado.
curvado.
Como representan los gráficos para las marcas
\Delta en la figura 5(a), cuando la conicidad de la
porción de rosca incompleta de la porción macho es mayor que la
conicidad de la porción de rosca completa de la porción de caja, si
una unión de tubo se aprieta en un estado basculado, se desarrolla
una gran diferencia en la presión en la porción de interferencia de
rosca entre las superficies izquierda y derecha con respecto al eje
de la unión de tubo (la superficie en el lado exterior en curvatura
y la superficie en el lado interior en curvatura), y el valor
absoluto de la presión de interferencia también resulta alto.
En contraposición, como representan las marcas
\Box, cuando la conicidad de la porción de rosca incompleta de la
porción macho es menor que la conicidad de la porción de rosca
completa de la porción de caja, aunque se apriete una unión de tubo
en un estado basculado, la diferencia en la presión de las porciones
de interferencia de rosca en las superficies izquierda y derecha
con respecto al eje de la unión de tubo resulta pequeña, y el valor
absoluto de la presión también resulta pequeño.
Como representan los gráficos para las marcas
\medcirc en la figura 5(b), cuando la conicidad de la
porción de rosca incompleta de la porción macho es igual a la
conicidad de la porción de rosca completa de la porción de caja, la
presión de interferencia de la porción de rosca incompleta es un
valor entre el de los dos casos antes descritos.
Así, regulando la conicidad de la porción de
rosca incompleta de la rosca macho cónica, la presión distribuida de
las roscas cuando el apriete se lleva a cabo en un estado
basculado, puede ser el mismo que para el estado normal en el que
el apriete se lleva a cabo en un estado vertical.
A la luz de lo anterior, en la presente
invención, la conicidad de la porción de rosca incompleta de la
rosca macho cónica se hace preferiblemente menor que la conicidad
nominal de la porción de rosca completa. Según experimentos
realizados por los autores de la presente invención, cuando se
perforó un pozo de petróleo con una inclinación de
1-2 grados, cuando la conicidad de la porción de
rosca incompleta era 0,96-0,90 veces la conicidad
nominal de la porción de rosca completa, no se produjo excoriación
y listas de marcas en la porción de rosca incompleta. En la
presente invención, la conicidad de la porción de rosca incompleta
de la porción macho es preferiblemente del orden de
0,96-0,90 veces la conicidad nominal de la porción
de rosca completa.
Para una rosca API BTC, el valor nominal de la
conicidad de rosca de la porción macho es 6,25% y la tolerancia es
+0,35%-0,25% (escrito como "6,25% + 0,35%-0,25%"), y la
conicidad de rosca de la porción de caja es 6,25% \pm 0,25%. Por
lo tanto, para hacer la conicidad de rosca de la porción macho
menor que la conicidad de rosca mínima de la porción de caja, la
conicidad de rosca de la porción macho es preferiblemente a lo sumo
6,0%. Así, una relación de conicidad calculada como 6,0/6,25 es a
lo sumo 0,96 veces. Para que las roscas enganchen con certeza, no es
posible disminuir en gran medida la conicidad de rosca de la
porción macho, y por los resultados de una prueba de rotura a la
tracción realizada por los autores de la presente invención se halló
que la conicidad de rosca para una porción macho a combinar con una
porción de caja que tiene una conicidad de rosca máxima de 6,5% es
preferiblemente al menos 5,8%. Así, la relación se hace
preferiblemente al menos 0,9 veces.
Un deterioro de la resistencia a la rotura por
tracción se observa a menos de 0,9 veces.
Para cumplir la relación antes descrita, hay que
tener una limitación en la tolerancia de fabricación de la
conicidad de rosca de la porción de caja, que es típicamente
0,3%.
Por consiguiente, la conicidad de rosca de la
porción de caja se hace preferiblemente 6,0%-6,30%.
Se describirá el resultado de experimentos
realizados para confirmar los efectos de la unión de tubo según la
presente invención.
Los autores de la presente invención investigaron
el efecto de la forma de rosca en la facilidad de apriete y el daño
de roscas después de la introducción del tubo usando un tubo de
pozo de petróleo que tiene un diámetro externo de 177,8 mm y un
grosor de pared de 11,51 mm.
La forma de rosca utilizada se representa en la
tabla 1, y los resultados experimentales se muestran en la tabla 2.
Los símbolos usados en la tabla 1 son los mismos que los mostrados
en la figura 1. Sin embargo, "R" es el radio de curvatura de
las porciones de esquina de flanco de enchufado 2ba de la rosca
macho.
Para evaluar la capacidad de introducción en
posición, la facilidad del apriete a mano y el nivel de daño de las
roscas se investigaron en roscas API para tubos de pozo de petróleo
que tiene varias dimensiones y una forma de rosca en forma de una
rosca de diente de sierra (un paso de 5 roscas por pulgada) para el
caso en el que un tubo de pozo de petróleo 2 era vertical cuando se
acopló como se representa en la figura 6(a) y para el caso
en el que el tubo de pozo de petróleo 2 se introdujo en un estado
intencionadamente basculado a un ángulo de 0,4 grados, 0,8 grados,
1,2 grados, 1,6 grados, o 2,5 grados de tal manera que no se
produjese alineación como se representa en la figura
6(b).
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
(Tabla pasa a página
siguiente)
En primer lugar, se confirmaron los números
1-3 en la tabla anterior 1.
Como se puede ver por los resultados de la tabla
2, se halló que no hay problema de una forma de rosca convencional
si la alineación se puede realizar con certeza, pero, cuando se
produce gradualmente basculamiento de 0,4 grados a 0,8 grados, se
produce daño en la superficie de rosca debido a contacto inestable
(un estado en el que se aplica curvatura localmente) entre la rosca
macho y la rosca hembra. La introducción del tubo resultó imposible
cuando el ángulo de inclinación era superior a 1,2 grados.
En la tabla 2, una marca redonda (\medcirc)
indica que el apriete a mano era posible sin daño de las porciones
roscadas, una marca triangular (\Delta) indica que el apriete a
mano era posible pero algunas porciones sufrieron daño de cresta de
rosca que se podía reparar, una marca en forma de X (\times)
indica que el apriete a mano era posible pero había muchos casos de
daño de rosca que no se podían reparar, y una marca menos (-)
indica que la introducción del tubo no era posible.
A continuación, se investigó el efecto del ángulo
de flanco de enchufado \theta con respecto a los números
4-6, 12, y 23, y se investigó el efecto de la
holgura C entre los flancos de enchufado con respecto a los números
7-9, 15, y 21. Además, el efecto del ángulo de las
superficies de cresta de rosca y las superficies de raíz de rosca
de una rosca macho cónica y una rosca cónica hembra,
respectivamente, con relación al eje se investigó con respecto a los
números 8, 10, 20, y 24, el efecto del radio R de las porciones de
esquina de flanco de enchufado de la rosca macho se investigó con
respecto a los números 10, 11, 12, 13, 17, y 22, y el efecto de la
conicidad de la porción de rosca incompleta de la porción macho se
investigó con respecto a los números 12-20 y
25.
Por los resultados de la Tabla 2 se hallaron los
puntos enumerados a continuación.
(1) Se obtiene un buen resultado con un ángulo de
flanco de enchufado \theta más grande, siendo un rango adecuado
15-60 grados.
(2) Se obtiene un buen resultado con una holgura
más grande C entre los flancos de enchufado, siendo un rango
adecuado 0,5-1,0 mm.
(3) Es preferible que las superficies de cresta
de rosca y las superficies de raíz de rosca de la rosca macho
cónica y la rosca cónica hembra sean paralelas al eje.
Aquí, paralelo al eje significa una conicidad con
respecto al eje de 0 \pm 0,2% (compárense los números 8, 10, 20,
y 24).
(4) Se obtiene un buen resultado con un radio R
mayor de las porciones de esquina de flanco de enchufado de la
rosca macho, siendo un rango adecuado 1,0-1,25
mm.
(5) Se obtiene un resultado mejor cuando la
conicidad de la porción de rosca incompleta de la porción macho es
menor que la conicidad de la porción de rosca completa, siendo un
rango adecuado 0,90-0,96 veces (compárense los
números 12, 13, 16, 18-20, y 25).
Por los resultados de la Tabla 2 se confirmó que
con los números 14, 16-20, y 25 que cumplían todos
los rangos de la presente invención, incluso cuando se perfora un
pozo con una inclinación de 1,5 grados o más, se puede obtener una
capacidad de apriete adecuada y se puede evitar el daño de las
roscas.
Además, con respecto a los números
17-20 que cumplían un rango preferido para la
conicidad de la porción de rosca incompleta de la porción macho, se
podía lograr una capacidad de apriete y prevención de daño incluso
más excelentes.
En esta memoria descriptiva se ha descrito una
unión de tubo del tipo de acoplamiento, pero una unión de tubo según
la presente invención también puede aplicarse naturalmente a una
unión de tubo integral. Además, una unión de tubo según la presente
invención también puede aplicarse naturalmente al que tenga una
porción de junta estanca metálica.
Como se ha descrito anteriormente, con una unión
de tubo según la presente invención, incluso cuando una porción
macho no se introduce fiablemente en posición en una porción de
caja o cuando se introduce inadecuadamente se puede disminuir, la
excoriación de porciones roscadas, las operaciones de apriete se
pueden realizar satisfactoriamente, y por lo tanto se puede
disminuir el nivel de daño de las roscas que a veces se
produce.
Claims (5)
1. Una unión de tubo que tiene una porción macho
con una rosca macho cónica formada en la superficie periférica
externa del extremo de un tubo, y una porción de caja que tiene una
rosca hembra cónica formada en la superficie periférica interna del
extremo de un tubo o un tubo corto para enganchar a rosca con la
rosca macho cónica, caracterizada porque la holgura C entre
los flancos de enchufado de las roscas es 0,5-1,0
mm cuando se aprietan la parte macho y la caja, el ángulo de flanco
de enchufado de rosca \theta es 15-60º, las
superficies de cresta de rosca y las superficies de raíz de rosca de
la rosca macho cónica y la rosca hembra cónica enganchadas a rosca
son paralelas al eje de tubo, y el radio R de las porciones de
esquina de flanco de enchufado de la rosca macho es
1,0-1,25 mm.
2. Una unión de tubo como se expone en la
reivindicación 1 caracterizada porque la conicidad de la
porción de rosca incompleta de la porción macho es
0,96-0,90 veces la conicidad nominal de la porción
de rosca completa.
3. Una unión de tubo como se expone en la
reivindicación 1 o la reivindicación 2, caracterizada porque
la unión es una unión del tipo de acoplamiento.
4. Una unión de tubo como se expone en la
reivindicación 1 o la reivindicación 2, caracterizada porque
la unión es una unión integral.
5. Un método para apretar una unión de tubo según
cualquiera de las reivindicaciones 1-4, donde la
unión de tubo se aprieta en un estado en el que se bascula
1-2 grados a la vertical.
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