RU181277U1

RU181277U1 - Ведущая бурильная труба

Info

Publication number: RU181277U1
Application number: RU2017145415U
Authority: RU
Inventors: Сергей Наумович Долгих; Михаил Валерьевич Перфильев; Владимир Сергеевич Жаренников
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Пермская компания нефтяного машиностроения"
Priority date: 2017-12-22
Filing date: 2017-12-22
Publication date: 2018-07-09

Abstract

Полезная модель относится к инструменту, применяемому при бурении скважин - к ведущим бурильным трубам, с телом многогранного поперечного сечения. Ведущая бурильная труба содержит в приведенном варианте три части (1), (2) и (3). Одна часть имеет ниппельный (4), а вторая - муфтовый (5) концы с замковой резьбой. Части (1) и (2), (2) и (3) соединены между собой резьбовым соединением, имеющим больший момент свинчивания/развинчивания, чем соединение концов труб. Повышается надежность и работоспособность ведущей бурильной трубы увеличенной длины за счет исключения развинчивания соединения частей трубы при эксплуатации. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Description

Полезная модель относится к инструменту, применяемому в области горного дела при производстве буровых работ, а именно к ведущим бурильным трубам, с телом многогранного поперечного сечения.

Известны ведущие бурильные квадратные трубы, выпускаемые в соответствии с нормами ТУ 1324-227-0147016-2002, ТУ У 27.2-32698053-003-2004, а также в соответствии со стандартами Американского Нефтяного Института (API) «спецификация 7». Эти трубы имеют длину от 8000 мм до 16450 мм. Конструкция известных бурильных ведущих труб включает собственно тело трубы квадратного сечения и выполненные заодно с ее телом резьбовые концы: присоединяемый к бурильной колонне ниппельный конец с замковой резьбой и присоединяемый к вертлюгу буровой установки муфтовый конец с замковой резьбой.

Недостатком такой трубы является ее небольшая длина, так как в процессе бурения скважина углубляется на величину, равную длине ведущей бурильной трубы. Поэтому при увеличении длины ведущей бурильной трубы будет сокращено количество спускоподъемных операций и снижены трудозатраты на демонтаж и монтаж ведущей бурильной трубы, выполняемый при наращивании бурильной колонны в процессе спускоподъемных операций. Это в свою очередь ведет к увеличению производительного времени и сокращению срока строительства скважины.

Известны ведущие бурильные трубы (пат. RU 103839 U1, МПК Е21В 17/00 (2006.01), опубл. 2011 г.; пат. RU 128237 U1, МПК Е21В 17/00 (2006.01), опубл. 2013 г.), включающие две соединенные между собой части, одна из которых имеет концевой участок с наружной резьбой, а вторая - концевой участок с внутренней резьбой, при этом, как верхняя, так и нижняя части трубы имеют длину 8000-16000 мм.

Такое конструктивное выполнение ведущей бурильной трубы обеспечивает некоторое увеличение ее длины с учетом использования выпускаемых промышленностью (отечественных и зарубежных образцов) типоразмеров ведущих бурильных труб и существующих средств для их транспортировки к месту эксплуатации.

Однако, длина такой трубы также недостаточна. Кроме того низка надежность и работоспособность такой трубы при эксплуатации, что объясняется возможностью развинчивания соединения частей тела.

Наиболее близкой к заявляемой и принятой в качестве прототипа заявляемой конструкции, является ведущая бурильная труба (пат. RU 155486 U1, МПК Е21В 17/00 (2006.01), опубл. 2015 г.), содержащая тело, состоящее из частей соединенных двухупорным коническим резьбовым соединением, и выполненные заодно с телом ниппельный и муфтовый концы с замковой резьбой.

Такая труба имеет увеличенную длину и более надежна в эксплуатации за счет применения двухупорного конического резьбового соединения частей тела трубы.

Однако при эксплуатации такой трубы, также возможно развинчивание частей тела, например труба, ведущая квадратная с шириной грани 140 мм с внутренним диаметром св. 80…84 мм с муфтовой резьбой З-152LH ГОСТ Р 50864-96 и ниппельной резьбой З-147 ГОСТ Р 50864-96 и соединительной двухупорной резьбой ТМК TDS - 159-80 имеет при σ_т=758 МПа (сталь 40ХГМА) следующие моменты свинчивания (муфтовый конец 55,4 кН^⋅м, ниппельный конец 36,4 кН^⋅м, соединительная резьба 28 кН^⋅м) и максимальные крутящие моменты (муфтовый конец 92.3 кН^⋅м, ниппельный конец 60.7 кН^⋅м, соединительная резьба 46.7 кН^⋅м), что приводит к возможному развинчиванию по соединению с меньшим моментом свинчивания.

Технической задачей, решаемой заявляемой полезной моделью, является повышение надежности и работоспособности ведущей бурильной трубы увеличенной длины за счет исключения развинчивания соединения ее частей.

Поставленная техническая задача решается усовершенствованием конструкции ведущей бурильной трубы, содержащей соединенные между собой резьбовым соединением части, одна из которых и имеет ниппельный, а вторая - муфтовый концы с замковой резьбой.

Это усовершенствование состоит в том, что резьбовое соединение частей трубы имеет больший момент свинчивания, чем соединение концов труб.

Такое конструктивное выполнение ведущей бурильной трубы обеспечивает надежное соединение частей трубы, что необходимо для исключения их развинчивания в процессе эксплуатации.

Кроме того, труба может состоять как минимум из трех частей, средняя часть выполнена из более прочного материала, чем концевые и имеет ниппельные концы, что позволяет повысить прочностные характеристики ведущей бурильной трубы за счет повышения прочности ниппельной части соединения.

Сущность предлагаемого технического решения поясняется чертежами, на котором изображена предлагаемая ведущая бурильная труба, состоящая из трех частей.

Ведущая бурильная труба содержит состоящее в приведенном варианте три части 1, 2 и 3 (количество частей может быть большим и определяется возможностями буровой вышки и длиной каждой части, максимальное количество частей трубы зависит от общей длины ведущей буровой трубы и ограничено удобством изготовления и возможностями эксплуатации). Одна часть имеет ниппельный 4, а вторая - муфтовый 5 концы с замковой резьбой. Части 1 и 2, 2 и 3 соединены между собой резьбовым соединением, имеющим больший момент свинчивания/развинчивания, чем соединение концов труб. Например, части ведущей указанной выше квадратной трубы с шириной грани 140 мм с внутренним диаметром св. 80…84 мм с муфтовой резьбой З-152LH ГОСТ Р 50864-96 и ниппельной резьбой З-147 ГОСТ Р 50864-96 соединены со средним элементом премиальной резьбой 2-го поколения Z2-120 (резьба двухупорная, профиль - по ТУ 1324-010-26602587-2007, диаметр большего основания конуса резьбы 120 мм, длина ниппеля 125 мм), а ниппельный и муфтовый концы 4 и 5 труб соединены замковым соединением. Средняя часть 2 выполнена из более прочного материала (например, из стали 38ХН3МФА с σ_т=900 МПа), чем концевые 1 и 3 (выполнены из 40ХГМА) и имеет ниппельные концы 6 и 7. В этом случае допускаемый момент свинчивания внутреннего соединения вырастает до 40,8 кН^⋅м, а максимальный крутящий момент до 90,7 кН^⋅м, что выше, чем соответствующий момент при свинчивании ниппельного конца 4 одной трубы с муфтовым концом 5 другой трубы.

При сборке ведущей буровой трубы части 1, 2 и 3 свинчивают. За счет того, что резьбовое соединение частей 1 и 2, 2 и 3 имеет больший момент свинчивания/развинчивания, чем соединение концов труб, обеспечиваются требуемые технические характеристики ведущей буровой трубы (осевой прочности, прочности при работе на изгиб, сопротивляемости крутящему моменту) для обеспечения работоспособности всех ее частей при заданных нагрузках бурения. При эксплуатации исключается возможность развинчивания частей трубы. За счет того, что в приведенном варианте средняя часть 2 выполнена из более прочного материала, обеспечиваются повышенная прочность ведущей трубы в целом. При необходимости обеспечивается ремонтопригодность путем замены средней части 2, которая проще в изготовлении.

Таким образом, использование предлагаемой полезной модели позволяет изготовить или отремонтировать ведущую бурильную трубу большой длины при сохранении ее механических характеристик (осевой прочности, прочности при работе на изгиб, сопротивляемости крутящему моменту) для обеспечения работоспособности всех ее частей при заданных нагрузках бурения за счет надежного соединения частей, что необходимо для исключения их развинчивания в процессе эксплуатации.

Claims

1. Ведущая бурильная труба, содержащая соединенные между собой резьбовым соединением части, одна из которых имеет ниппельный, а вторая - муфтовый концы с замковой резьбой, отличающаяся тем, что резьбовое соединение частей трубы имеет больший момент свинчивания, чем соединение концов труб.

2. Ведущая бурильная труба по п. 1, отличающаяся тем, что она состоит как минимум из трех частей, средняя часть выполнена из более прочного материала, чем концевые и имеет ниппельные концы.