WO2008044966A1 - Raccord fileté pour tubage d'extraction de pétrole - Google Patents

Raccord fileté pour tubage d'extraction de pétrole Download PDF

Info

Publication number
WO2008044966A1
WO2008044966A1 PCT/RU2007/000529 RU2007000529W WO2008044966A1 WO 2008044966 A1 WO2008044966 A1 WO 2008044966A1 RU 2007000529 W RU2007000529 W RU 2007000529W WO 2008044966 A1 WO2008044966 A1 WO 2008044966A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
threaded
thread
coating
coupling
tightness
Prior art date
Application number
PCT/RU2007/000529
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Aleksandr Vladimirovich Getman
Svetlana Cemyonovna Stepanova
Yuriy Alekseevich Trifonov
Original Assignee
Temlux Holding Limited S.A.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Temlux Holding Limited S.A. filed Critical Temlux Holding Limited S.A.
Priority to CN2007800183551A priority Critical patent/CN101449023B/zh
Publication of WO2008044966A1 publication Critical patent/WO2008044966A1/ru
Priority to US12/211,406 priority patent/US20090008087A1/en

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16L15/00—Screw-threaded joints; Forms of screw-threads for such joints
    • F16L15/001—Screw-threaded joints; Forms of screw-threads for such joints with conical threads
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/02—Couplings; joints
    • E21B17/04—Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
    • E21B17/042—Threaded

Definitions

  • the proposal relates to conical pipe threaded joints used primarily in drilling equipment, more specifically to threaded nodes connecting tubing or drill pipe in exploration, oil or gas wells.
  • Connection, or pipe connection is a collapsible assembly containing an element with an external thread, for example, a pipe or adapter, sometimes called a“ nipple) in regulatory materials), and an element with an internal thread, for example, a sleeve or adapter, hereinafter referred to as a “coupling ".
  • Thread escape end (Thread escape end)) or“ thread end)) (according to GOST 633-80) - the point of intersection of the generatrix of the thread cone with the generatrix of the cylinder, the diameter of which is equal to the outer diameter of the nipple (pipe).
  • thread pitch, thread, etc. refer to threaded connections of tubing or drill pipe (hereinafter: BDKT).
  • HKTs operate under severe conditions of shock and alternating loads, under high pressure, often at elevated temperatures and in aggressive environments.
  • threaded joints of such pipes must be very reliable and tight at pressures of up to thousands of atmospheres.
  • the main way to ensure reliability and tightness of the joints is the use of high tightening forces close to the limit beyond which the thread breaks. Because of this, the resource of the threaded elements does not literally exceed just a few screwing-unscrewing cycles.
  • Known conical threaded connection HKT containing a coupling having an inlet cylindrical bore and a nipple mating with it, for example a pipe or adapter (GOST 633-80, Fig. 6).
  • the coupling thread must have zinc or phosphate coating.
  • the standard coating method is not standardized, but at the time of its development, only electrolytic coatings with a thickness of about 10 ⁇ m were used, relatively soft and non-wear resistant, designed to protect the threads from corrosion during storage and transportation of threaded elements.
  • the method of hot-dip galvanizing by lowering the coupling into a bath with molten zinc is not applied due to the unevenness of the coating thickness obtained on the thread and the influx of zinc on the thread, which prevent calibration.
  • Zinc electrolytic coating has low mechanical strength and is susceptible to hydrogen embrittlement in aggressive environments of oil or gas wells. It is more expensive than phosphate and therefore is currently used almost exclusively on casing threads, where usually only one or two make-ups are made with further casing cementing. the columns. At present, all Russian pipe plants use only phosphate coating on the threads of tubing couplings. Due to the above properties of coatings, the standard requirements for ensuring the tightness of a threaded joint are based on the thickness of the most common phosphate coating of a coupling thread of the order of 10 ⁇ m
  • a disadvantage of the known compound is its low durability. So, in the “Instructions on the operation of pump and compressor tubes” RD 39-136-95 in paragraph 7.15 it says: “When operating tubing, it is necessary to keep track of the number of screwing-unscrewing cycles of threaded joints. The performance of threaded joints, according to studies, is maintained up to 6-8 cycles. " This is a very small value, given that pipes even at production wells periodically rise to the surface to clean or replace pumping equipment. Therefore, increasing the durability of HKT compounds is the main task of the developers.
  • the joint is rejected.
  • the wear of the joint often manifests itself not in the form of a decrease in the profile of the thread turns when the interference decreases, but in the form of an increase in the interference force above that indicated due to the appearance of scoring on the contacting surfaces. If the interference fit exceeds the standard, the joint is also rejected.
  • a known threaded element for a pipe threaded connection with a high endurance limit, in which at least a portion of the thread contains a spiral groove facing the top of the thread profile (RF patent N ° 2261395 according to class F 16Ll 5/06). Due to the flexibility of thread threads, weakened by the tops of the groove, a more uniform distribution of the load on the threads is achieved, that is, the reliability of the connection is increased.
  • a disadvantage of the known compound is that its elements are difficult to manufacture. In addition, such a thread is easily crumpled during rough handling. The restoration of worn threaded elements is possible only in the conditions of specialized repair centers, which, due to the complexity of the equipment, cannot be numerous. Another disadvantage of the known threaded element is its non-standard.
  • a threaded connection for pipes is known, containing threaded sections and non-threading sections in tight contact that provide tightness when tightening the thread (RF patent N ° 2258171 according to class F16L15 / 00).
  • Separation of areas providing tightness and areas providing the necessary compaction force is an effective technique that is widely used in vacuum technology. But with regard to drilling equipment, this technique does not solve the problem of increasing the durability of the thread, since the tightening forces remain huge and the connection does not withstand more than a few cycles without repair. Also his tightness strongly depends on the cleanliness of the mating surfaces, which in the field is not always possible to ensure.
  • Another disadvantage of the known connection is that it requires increased manufacturing accuracy, and this is complicated by the fact that one of the tightness-free sections without threads is located deep inside the element with an internal thread (couplings).
  • Another disadvantage of the known compound is that its geometry does not comply with current standards.
  • a threaded joint for steel pipes is also known, containing threaded sections and non-threading sections in tight contact that provide tightness when tightening the thread (RF patent N ° 2248495, class Fl 6Ll 5/04).
  • At least one of the sections without thread is coated with a solid lubricant coating with a sub-layer of porous zinc or zinc alloy, applied by blowing particles consisting of an iron core and zinc shell.
  • Such a connection provides a more tight connection than the previous analogue, but this is achieved by a significant complication of manufacture, especially since one of the non-thread-tight areas is deep inside the internal thread element (couplings), which complicates its processing.
  • the remaining disadvantages of the known compounds are the same as in the previous analogue.
  • a disadvantage of the known compounds is the difficulty of preparing and applying a solid lubricating film, requiring special preparatory processing of the threaded surface, including the creation of a porous sublayer. Despite all the complexity, the service life of the joints does not exceed 10 ... 20 cycles of screwing-unscrewing.
  • a known method of manufacturing a threaded connection with a trapezoidal profile of a tapered thread for an oil well pipe consisting in the fact that seven basic parameters are first set (the external diameter of the pipe, the wall thickness of the pipe, the dimensions of the centering sharpening, etc.), and then determine by the proposed formulas seven dependent thread parameters (length and taper of the seal, shoulder angle, tilt angle of the working side of the thread profile, etc.) (application for invention of the Russian Federation N ° 2003130748 according to class F 16Ll 5/04).
  • the published application formula does not provide the results of the practical implementation of the proposed method, which would allow to judge its effectiveness.
  • thermodiffusion powder galvanizing is performed (RF patent for utility model JVb 30913 according to class F16L15 / 08).
  • the thickness of the coating on the threaded surfaces is selected experimentally so that the coating is solid and strong enough, but at the same time, does not peel and does not peel when making up.
  • the purpose of the coating is to increase the durability of the compound, and not the corrosion protection, and it is much thicker than commonly used. Therefore, the coating noticeably increases the interference fit.
  • the interference fit is out of tolerance. This makes it necessary to sort the manufactured couplings before coating so that on those that after galvanizing do not meet the requirements of the standard, apply only a thin phosphate coating that does not increase connection resource. If the consumer ordered only galvanized couplings with an increased resource, then the yield of suitable products, estimated by the value of the interference fit, will be about half, which is unacceptable for production, especially if the couplings must be made of expensive steel with special properties.
  • the suitability of the joint is estimated by the amount of interference in the hand-screwed joint.
  • the aforementioned RD 39-136-95 “... if the thread of the nipple with a moment less than the minimum is screwed into the sleeve until the last thread turn, or if after screwing with the maximum moment there are more than two free turns not included in the sleeve, it must be discarded both of you ... ".
  • the tightness is evaluated by the workers visually, based on the number of turns protruding above the edge of the coupling and the moment of making up the hydraulic wrench.
  • the known compound has another drawback. According to current standards, after power screwing, no more than two turns of nipple should remain outside the coupling. In the known connection, when force-screwing with the set torque, more than two threads are found outside the coupling. When stand life tests, estimated by the number of screwing-unscrewing cycles, it does not matter, but under operating conditions, turns that are not protected by the undercut of the coupling are damaged by the mechanical effect of the well’s environment and may be worn or damaged before the first rise from the well. As the wear decreases, the tightness decreases, the turns go deeper into the coupling and when the damaged turns of the nipple reach the turns of the coupling, the connection must be rejected, although it did not work out the resource defined by bench tests.
  • the technical problem solved by this proposal is to increase the operational reliability of the threaded connection, the coupling of which has a coating applied on the threaded part, applied by diffusion galvanizing, by ensuring the correct standard interference fit.
  • the reliability of the connection is also increased due to the fact that due to the increase in the length of the undercut, when screwing with standard torque, the threaded part of the element with an external thread is almost completely hidden inside the undercut and, thus, is protected from the mechanical effects of the well environment.
  • FIG. 1 shows a known threaded connection, the coupling of which has a coating on the threaded part, screwed up by hand.
  • FIG. 2 shows the proposed threaded connection, screwed by a hand.
  • FIG. 3 shows the proposed threaded connection screwed up with a set working moment.
  • the proposed threaded connection (Fig. 1) consists of an element with an external thread 1, for example, a drill pipe or adapter, then for brevity, called a nipple, and a conjugated element with an internal thread 2, for example a sleeve or adapter, further, for short, called a clutch.
  • the input part of the coupling 2 has a cylindrical undercut 3.
  • the diameter of the undercut is slightly larger than the diameter of the thread-free part of the nipple 1.
  • On the threaded part of the coupling there is a coating 4 deposited by diffusion powder galvanizing.
  • the thickness of the coating 4 is usually in the range of 15 ... 30 microns, but may be thicker - up to 50 microns.
  • a few micron thick anticorrosive phosphate coating can be applied. There is no coating on the threaded surface of the nipple 1, or a standard anticorrosive phosphate coating with a thickness of 2..3 microns is applied.
  • ⁇ A is valid for any standard conical threads regardless of the diameter and pitch of the thread.
  • the k value is determined experimentally when testing coated couplings. It is preferable to assign ⁇ A based on the average coating thickness ⁇ med , which is established for technological reasons as optimal for the durability of the connection and the strength of the coating. In this case, ⁇ A will be equal to k ⁇ med .
  • the value of ⁇ med does not have to be an arithmetic mean between ⁇ m j n and ⁇ max. So, it has been experimentally established that although an increase in the service life of the joint is ensured with coating thicknesses lying in the range of 15 ...
  • the proposed compound is manufactured and used as follows.
  • the coupling blank is manufactured with a groove depth increased by ⁇ A. It is preferable to increase the length of the element with an external thread by ⁇ A for adapters and 2 ⁇ A for couplings.
  • a correction for ⁇ A is introduced so that the main plane of the thread is shifted by the same distance towards the small diameter of the threaded cone.
  • the axial tightness is checked with a standard threaded gauge (figure 2).
  • couplings are considered suitable for which the tightness is equal to the tightness A specified in the standards for the threaded connection, minus the ⁇ A value, that is, the tightened coupling (A - ⁇ A). In this way the entire interference tolerance field specified in the standards is implemented.
  • the tested couplings are subjected to diffusion powder galvanizing.
  • the thickness of the applied coating can be 15 ... 50 microns.
  • the manufactured couplings are subjected to output inspection with standard calibers according to the standard method, that is, the tightness of the coupling checked with a plug gauge should be the standard value A taking into account the maximum deviations.
  • the input control of the couplings at the consumer will show the standard value A, that is, no changes in the consumer's operating instructions will be required.
  • the preload decreases by 0.5 ... 0.8 mm. Subsequently, the reduction in the thread tightness of the galvanized coupling occurs at an average speed of 0.05 mm per screw-unscrew cycle.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Non-Disconnectible Joints And Screw-Threaded Joints (AREA)

Description

РЕЗЬБОВОЕ СОЕДИНЕНИЕ HACOCHO- КОМПРЕССОРНОЙ ТРУБЫ
Предложение относится к трубным коническим резьбовым соединениям, используемым преимущественно в буровой технике, точнее к резьбовым узлам соединения насосно-компрессорных или буровых труб в геологоразведочных, нефтяных или газовых скважинах.
Употребляемые ниже термины и выражения имеют следующее толкование:
«Coeдинeниe, или трубное соединение)) - разборный узел, содержащий элемент с наружной резьбой, например, трубу или переходник, иногда в нормативных материалах называемый «ниппeлeм)), и элемент с внутренней резьбой, например, муфту или переходник, далее называемый «мyфтa».
«Oceвoй натяг резьбы)) или «нaтяг» - величина, измеряемая расстоянием между плоскостью, проходящей через конец сбега резьбы на ниппеле и плоскостью торца муфты (ГОСТ 633-80). Натяг имеет положительное значение, если конец резьбы находится вне муфты, нулевое — при совпадении конца резьбы и торца муфты, и отрицательное, если конец резьбы находится внутри муфты. Согласно тому же ГОСТу для целей проверки годности резьбы величина натяга измеряется в соединении, свинченном от усилия руки.
«Koнeц сбега резьбы)) или «кoнeц резьбы)) (по ГОСТ 633-80) - точка пересечения образующей конуса сбега резьбы с образующей цилиндра, диаметр которого равен наружному диаметру ниппеля (трубы).
Другие употребляемые в настоящем описании термины: шаг резьбы, резьба и т.п. относятся к резьбовым соединениями насосно- компрессорных или буровых труб (далее: BDKT). HKT работают в тяжёлых условиях ударных и знакопеременных нагрузок, под большим давлением, зачастую при повышенной температуре и в агрессивных средах. При этом резьбовые соединения таких труб должны быть очень надёжны и герметичны при давлениях до тысяч атмосфер. Несмотря на применение различного рода герметизирующих и стопорящих составов, основным приёмом обеспечения надёжности и герметичности соединений является применение высоких усилий затяжки, близких по величине к пределу, за которым происходит срыв резьбы. Из-за этого ресурс резьбовых элементов не превышает буквально всего нескольких циклов свинчивание-развинчивание.
Известно коническое резьбовое соединение HKT, содержащее соединительную муфту, имеющую входную цилиндрическую расточку и сопрягаемый с ней ниппель, например трубу или переходник (ГОСТ 633- 80, черт. 6). Согласно указанному ГОСТу резьба муфты должна иметь цинковое или фосфатное покрытие. Способ нанесения покрытия стандарт не нормирует, но во времена его разработки применялись только электролитические покрытия толщиной порядка 10 мкм, сравнительно мягкие и неизносостойкие, предназначенные для защиты резьбы от коррозии при хранении и транспортировке резьбовых элементов. Способ горячего цинкования опусканием муфты в ванну с расплавленным цинком не применяется из-за неравномерности получаемой на резьбе толщины покрытия и наплывов цинка на резьбе, препятствующих проверке калибрами. Цинковое электролитическое покрытие обладает низкой механической прочностью и подвержено водородному охрупчиванию в условиях агрессивной среды нефтяной или газовой скважины. Оно дороже, чем фосфатное и потому в настоящее время применяется практически только на резьбах обсадных труб, где обычно производится только одно-два свинчивания с дальнейшим цементированием обсадной колонны. В настоящее время все российские трубные заводы применяют только фосфатное покрытие резьбы муфт насосно- компрессорных труб. В силу указанных выше свойств покрытий, стандартные требования по обеспечению натягов резьбового соединения базируются на толщину наиболее распространенного фосфатного покрытия резьбы муфты порядка 10 мкм
Недостатком известного соединения является его малая долговечность. Так, в «Инcтpyкции по эксплуатации насосно- компрессорных тpyб» РД 39-136-95 в п. 7.15 сказано: «Пpи эксплуатации насосно-компрессорных труб необходимо вести учёт количества циклов свинчивания-развинчивания резьбовых соединений. Работоспособность резьбовых соединений, согласно проведённым исследованиям, сохраняется до 6-8 циклoв». Это очень небольшая величина, если учесть, что трубы даже на эксплуатируемых скважинах периодически поднимаются на поверхность для очистки или замены насосного оборудования. Поэтому повышение долговечности соединений HKT является основной задачей разработчиков.
При нулевом натяге, когда наружная резьба полностью ввинчивается от руки в муфту до последнего витка резьбы, соединение бракуется. Износ соединения часто проявляется не в виде уменьшения профиля витков резьбы, когда натяг уменьшается, а в виде увеличения натяга сверх указанного вследствие появления задиров на контактирующих поверхностях. Если натяг превосходит стандартный, соединение также бракуется.
Известен резьбовой элемент для трубного резьбового соединения с высоким пределом выносливости, в котором, по меньшей мере, часть ниток резьбы содержит спиралевидный желобок, выходящий на вершину профиля резьбы (патент РФ N° 2261395 по кл. F 16Ll 5/06). Благодаря податливости ниток резьбы, ослабленных по вершинам желобком, достигается более равномерное распределение нагрузки по виткам резьбы, то есть повышается надёжность соединения. Недостаток известного соединения состоит том, что его элементы сложны в изготовлении. Кроме того, такая резьба, легко сминается при неосторожном обращении. Восстановление изношенных резьбовых элементов возможно только в условиях специализированных ремонтных центров, которые из-за сложности оборудования не могут быть многочисленны. Ещё одним недостатком известного резьбового элемента является его нестандартность. Насосно-компрессорные и буровые трубы, а также элементы для их соединения являются ответственными узлами буровой техники, имеют большой объём применения на обширнейших территориях. Поэтому они должны быть строго стандартизированы и унифицированы для обеспечения, как надёжности, так и взаимозаменяемости. Разработка новых видов соединений с улучшенными характеристиками, безусловно, необходима, но их проверка и внедрение потребуют многих лет. Поэтому технические решения, улучшающие долговечность стандартных резьбовых соединений без отхода от требований стандартов, более актуальны и востребованы.
Известно резьбовое соединение для труб, содержащее резьбовые участки и находящиеся в плотном контакте участки без резьбы, обеспечивающие герметичность при затяжке резьбы (патент РФ N° 2258171 по кл. F16L15/00). Разделение участков, обеспечивающих герметичность и участков, обеспечивающих необходимое усилие уплотнения, является эффективным приёмом, который широко применяется в вакуумной технике. Но применительно к буровой технике этот приём не решает задачи повышения долговечности резьбы, так как усилия затяжки остаются по-прежнему огромными и соединение не выдерживает без ремонта более нескольких циклов. Кроме того, его герметичность сильно зависит от чистоты сопрягаемых поверхностей, которую в полевых условиях не всегда удаётся обеспечить. Другим недостатком известного соединения является то, что оно требует повышенной точности изготовления, а это осложняется тем, что один из обеспечивающих герметичность участков без резьбы находится глубоко внутри элемента с внутреней резьбой (муфты). Ещё одним недостатком известного соединения является то, что его геометрия не соответствует действующим стандартам.
Известно также резьбовое соединение для стальных труб, содержащее резьбовые участки и находящиеся в плотном контакте участки без резьбы, обеспечивающие герметичность при затяжке резьбы (патент РФ N° 2248495 по кл. Fl 6Ll 5/04). По меньшей мере, на один из участков без резьбы нанесено твёрдое смазочное покрытие с подслоем из пористого цинка или цинкового сплава, наносимое методом обдувки частицами, состоящими из железного сердечника и цинковой оболочки. Такое соединение надёжнее обеспечивает герметичность соединения, чем предыдущий аналог, но это достигается значительным усложнением изготовления, тем более что один из обеспечивающих герметичность участков без резьбы находится глубоко внутри элемента с внутреней резьбой (муфты), что затрудняет его обработку. Остальные недостатки известного соединения те же, что и у предыдущего аналога.
Известны также резьбовые соединения для стальных труб, в которых для повышения надёжности на резьбовой поверхности, по меньшей мере, одного из элементов нанесена твёрдая смазочная плёнка из смеси смазочного порошка (например, дисульфида молибдена) и связующего вещества (патенты РФ ЖNs 2258170, 2258859 и 2262029 по кл. F 16Ll 5/00). Недостатком известных соединений является сложность приготовления и нанесения твёрдой смазочной плёнки, требующая специальной подготовительной обработки резьбовой поверхности, включающей создание пористого подслоя. Несмотря на всю сложность, срок службы соединений не превышает 10...20 циклов свинчивание- развинчивание .
Известен способ изготовления резьбового соединения с трапецеидальным профилем конической резьбы для трубы нефтяной скважины, состоящий в том, что вначале задают семь основных параметров (внешний диаметр трубы, толщина стенки трубы, размеры центрирующей заточки и т.п.), а затем по предложенным формулам определяют семь зависимых параметров резьбы (длина и конусность уплотнения, угол заплечика, угол наклона рабочей стороны профиля резьбы и т. п.) (заявка на изобретение РФ N° 2003130748 по кл. F 16Ll 5/04). В опубликованной формуле заявки не приводятся результаты практического осуществления предложенного способа, которые позволили бы судить о его эффективности. Кроме того, параметры, определённые расчётным путём, на практике всегда приходится корректировать по результатам испытаний, поскольку размеры готовых изделий неизбежно имеют отклонения от заданных на основании расчётов. Рассчитанное согласно известному способу соединение не будет соответствовать действующим стандартам, а потому его освоение потребует длительного времени.
Известна труба насосно-компрессорной или буровой колонны, содержащая соединительную муфту и переходник, на резьбовых поверхностях которых нанесено двухслойное защитное покрытие, состоящее из цинкового слоя толщиной 10...14 мкм, нанесённого способом термодиффузионного цинкования, и нанесённой на него фосфатной плёнки толщиной 2...3 мкм (патент РФ на полезную модель, N° 38498 по кл. F 16Ll 5/08). Предложенное покрытие обеспечивает защиту элементов соединения от коррозии при хранении и транспортировке, но для надёжной герметизации соединения и повышения его ресурса, толщина покрытия недостаточна. Фосфатное покрытие непрочно и легко истирается. Поскольку при нарезании резьбы чистота поверхности назначается обычно Rz 20, заявленная толщина в 2...3 мкм, в несколько раз меньшая неровностей, никак не может заметным образом повысить долговечность резьбы. Технология термодиффузионного цинкования резьбовых поверхностей указанной чистоты обработки не обеспечивает гарантированной непрерывности покрытия толщиной менее 15 мкм.
Наиболее близким к предложенному по технической сущности и достигаемому результату является коническое резьбовое соединение труб насосно-компрессорной или буровой колонны, содержащее соединительную муфту, имеющую входную цилиндрическую выточку, и сопрягаемый с ней элемент с наружной резьбой (ниппель), например трубу или переходник, в котором на резьбовых поверхностях муфты и элемента с наружной резьбой выполнено термодиффузионное порошковое цинкование, (патент РФ на полезную модель JVb 30913 по кл. F16L15/08). Толщина покрытия на резьбовых поверхностях подобрана экспериментально таким образом, чтобы покрытие было сплошным и достаточно прочным, но, в то же время, не отслаивалось и не расслаивалось при свинчивании. Цель нанесения покрытия - повышение долговечности соединения, а не антикоррозийная защита, и оно значительно толще, чем обычно применяемые. Поэтому покрытие заметным образом увеличивает натяг соединения. Приблизительно у половины изготовленных муфт, отвечавших требованиям стандарта до нанесения покрытия, после нанесения покрытия натяг выходит из допустимых пределов. Это вынуждает рассортировывать изготовленные муфты перед нанесением покрытия так, чтобы на те из них, которые после цинкования не будут соответствовать требованиям стандарта, наносить только тонкое фосфатное покрытие, не обеспечивающее повышения ресурса соединения. Если потребитель заказал только оцинкованные муфты с повышенным ресурсом, то выход годных изделий, оцениваемых по величине натяга, составит около половины, что неприемлемо для производства, особенно если муфты должны быть изготовлены из дорогой стали со специальными свойствами.
В эксплуатационных условиях годность соединения оценивается по величине натяга в свинченном от руки соединении. Согласно упомянутой выше РД 39-136-95 «...ecли резьба ниппеля с моментом, меньше минимального, ввинчивается в муфту до последнего витка резьбы, или если после свинчивания с максимальным моментом остаётся более двух свободных, не вошедших в муфту витков, следует забраковать обе тpyбы...». Оценка натяга производится рабочими визуально, исходя из количества выступающих над краем муфты витков и момента свинчивания гидравлического ключа. При поступлении на скважины новых муфт с термодиффузионным цинковым покрытием, имеющих увеличенный натяг, рабочие, руководствуясь инструкциями и прежним опытом, будут либо браковать новые муфты, либо, пытаясь добиться требуемого натяга, превышать нормативный момент свинчивания, понижая тем самым надёжность соединения. Поэтому известное решение, как показали испытания, вполне эффективное, оказывается неприменимым в широких масштабах на практике из-за необходимости замены рабочих инструкций, переучивания персонала, изготовления новых поверочных инструментов, ремонтной оснастки, - и всё это на тысячах скважин, расположенных по всему миру.
Известное соединение имеет ещё один недостаток. Согласно действующим стандартам, после силового свинчивания вне муфты, должно остаться не более двух витков ниппеля. В известном же соединении при силовом свинчивании с установленным моментом вне муфты оказываются более двух витков резьбы. При стендовых испытаниях на долговечность, оцениваемую по числу циклов свинчивание-развинчивание, это не имеет значения, но в эксплуатационных условиях незащищённые выточкой муфты витки повреждаются механическим воздействием среды скважины и могут быть изношены или повреждены ещё до первого подъёма из скважины. По мере износа, величина натяга уменьшается, витки погружаются глубже в муфту и, когда повреждённые витки ниппеля доходят до витков муфты, соединение приходится браковать, хотя и оно не выработало определённого стендовыми испытаниями ресурса. Для обычных соединений, выдерживающих 6-8 циклов, износ или повреждение выступающих за муфту витков не так вероятен и велик, как для соединений с покрытием, выдерживающих свыше 50 циклов. Поэтому увеличение срока службы известного соединения не может быть гарантировано, если бы даже удалось преодолеть вышеописанные препятствия организационного характера.
Техническая задача, решаемые настоящим предложением, состоит в повышении эксплуатационной надёжности резьбового соединения, муфта которого имеет на резьбовой части покрытие, нанесённое методом диффузионного цинкования, за счёт обеспечения правильного стандартного натяга.
Указанная задача решается тем, что в известном трубном муфтовом соединении насосно-компрессорной или буровой колонны, содержащем резьбовой элемент с наружной конической треугольной резьбой, например трубу или переходник, и резьбовой элемент с внутренней резьбой, например муфту или переходник, имеющий входную цилиндрическую выточку и резьбовую часть с покрытием, нанесённым методом термодиффузионного порошкового цинкования, длина входной цилиндрической выточки муфты увеличена на величину вызванного цинкованием приращения натяга резьбы ΔА, вычисляемого по формуле: ΔА = kδmin ÷ kδmaX) где к - эмпирический коэффициент, равный 70, а δmin и δmax - соответственно, минимальная и максимальная толщина покрытия.
Указанная задача решается также тем, что в известном трубном муфтовом соединении насосно-компрессорной или буровой колонны, содержащем резьбовой элемент с наружной конической трапецеидальной резьбой, например трубу или переходник, и резьбовой элемент с внутренней резьбой, например муфту или переходник, имеющий входную цилиндрическую выточку и резьбовую часть с покрытием, нанесённым методом термодиффузионного порошкового цинкования, длина входной цилиндрической выточки муфты увеличена на величину вызванного цинкованием приращения натяга резьбы ΔА, вычисляемого по формуле: ΔА = kδmin ÷ kδmaX; где к - эмпирический коэффициент, равный 30, а δmin и δтах — соответственно, минимальная и максимальная толщина покрытия.
Технический результат от увеличения длины входной цилиндрической выточки резьбового элемента с внутренней резьбой на величину вызванного цинкованием приращения натяга резьбы, определяемого по заявленной эмпирической формуле, состоит в повышении надёжности соединения в эксплуатационных условиях, поскольку исключается вероятность перетягивания соединения в стремлении достичь номинального натяга, а также повреждение выступающих из муфты крайних витков резьбы в ходе эксплуатации. Этот результат достигается без затрат времени и средств на переобучение персонала, издание и доведение до каждой буровой новых нормативных материалов, изготовление новых поверочных инструментов и ремонтной оснастки. В свою очередь, это позволяет немедленно начать поставку на скважины предложенных соединений и повысить срок службы стандартных резьбовых соединений HKT с 6÷8 циклов свинчивание- развинчивание до 50 и более.
Кроме того надёжность соединения повышается ещё и за счёт того, что благодаря увеличению длины выточки, при силовом свинчивании стандартным крутящим моментом резьбовая часть элемента с наружной резьбой оказывается почти целиком скрыта внутри выточки и, таким образом, защищена от механического воздействия среды скважины.
Существо предложения поясняется чертежами.
На фиг. 1 изображено известное резьбовое соединение, муфта которого имеет на резьбовой части покрытие, свинченное усилием руки.
На фиг. 2 изображено предложенное резьбовое соединение, свинченное усилием руки.
На фиг. 3 изображено предложенное резьбовое соединение, свинченное установленным рабочим моментом.
Предложенное резьбовое соединение (фиг. 1) состоит из элемента с наружной резьбой 1, например, буровой трубы или переходника, далее для краткости, называемого ниппелем, и сопряжённого с ним элемента с внутренней резьбой 2, например муфты или переходника, далее, для краткости, называемого муфтой. Входная часть муфты 2 имеет цилиндрическую выточку 3. Диаметр выточки немного больше диаметра свободной от резьбы части ниппеля 1. На резьбовой части муфты имеется покрытие 4, нанесённое методом диффузионного порошкового цинкования. Толщина покрытия 4 обычно лежит в пределах 15...30 мкм, но может быть и толще - до 50 мкм. Поверх цинкового покрытия может быть нанесено антикоррозийное фосфатное покрытие толщиной несколько микрон. На резьбовой поверхности ниппеля 1 покрытия нет, или нанесено стандартное антикоррозийное фосфатное покрытие толщиной 2..3 мкм.
Глубина G выточки 3, измеряемая расстоянием от торца 5 муфты 2 до начала резьбы, равна сумме стандартной глубины g выточки, нормированной для соединений без цинкового покрытия, и величины вызванного цинкованием приращения натяга резьбы ΔА, то есть G = g + ΔА. При этом величина ΔА, определённая опытным путём, не зависит от шага или диаметра резьбы и составляет вычисляется по формуле: ΔА = kδmin ÷ kδmaXj где к - эмпирический коэффициент, равный 70 для резьбы с треугольным профилем и равный 30 для резьбы с трапецеидальным профилем для толщин покрытия в диапазоне 15÷50 мкм. При определении формулы для ΔА было учтено, что величину натяга персонал скважин оценивает на глаз по числу выступающих над краем муфты витков. Точность такого определения составляет приблизительно 1/4÷1/3 витка и потому предложенные муфты, натяг который лежит в пределах стандартного поля допусков, в эксплуатационных условиях признаются годными, независимо от того, увеличена ли глубина выточки на kδmiПj либо на kδmax.
Выражение для ΔА справедливо для любых стандартных конических резьб независимо от диаметра и шага резьбы. Значение k определены экспериментально при испытаниях муфт с покрытием. Предпочтительным является назначение величины ΔА исходя из средней толщины покрытия δmed, устанавливаемой по технологическим соображениям как оптимальной для долговечности соединения и прочности покрытия. В этом случае величина ΔА будет равна kδmed. Величина δmed не обязательно должна являться средним арифметическим между δmjn и δmax. Так, опытным путём установлено, что хотя повышение срока службы соединения обеспечивается при толщинах покрытия, лежащих в диапазоне 15...30 мкм, наилучшие результаты достигаются, если параметры технологического процесса нанесения покрытия ориентированы на получение δmed = 25 мкм. Но если в одной из партий муфт, например, из-за отклонения технологического режима, средняя толщина покрытия окажется меньше δmed, хотя и в пределах поля допусков, целесообразно для этой партии рассчитать соответствующее ей новое значение ΔА и соответственно уменьшить длину выточки. Поскольку муфта имеет резьбу и выточки с двух сторон, то в результате применения предложенного решения, длина муфты увеличивается на 2ΔA. Длина же переходников, имеющих внутреннюю резьбу только с одной стороны, увеличивается на ΔА.
Разные значения коэффициентов k для треугольной и трапецеидальной резьб объясняется тем, что в резьбе треугольного профиля контакт витков ниппеля и муфты происходит по средней линии резьбы, то есть по боковым поверхностям' профиля, а в соединения с резьбой трапецеидального профиля посадка осуществляется по внутреннему или по внутреннему и наружному диаметру резьбы.
Предложенное соединение изготавливается и используется следующим образом.
Заготовка муфты изготавливается с увеличенной на величину ΔА глубиной выточки. Предпочтительным является увеличение длины элемента с наружной резьбой на величину ΔА для переходников и 2 ΔА для муфт. В муфтонарезном станке вводится коррекция на величину ΔА так, чтобы основная плоскость резьбы сместилась на это же расстояние в сторону малого диаметра резьбового конуса. После нарезки резьбы на муфте производится проверка осевого натяга стандартным резьбовым калибром (фиг.2). При этом годными считаются муфты, у которых натяг равен натягу А, заданному в стандартах на резьбовое соединение, за вычетом величины ΔА, то есть муфты с натягом (А - ΔА). Таким образом реализуется всё поле допуска по натягам, заданное в стандартах.
Поскольку отход от стандартного метода проверки производится на промежуточной стадии изготовления, на него не требуется получать согласований или разрешений. Для освоения производства предложенных муфт потребуется внести изменения только в технологическую инструкцию производителя.
Муфты, прошедшие испытание, подвергаются диффузионному порошковому цинкованию. Толщина нанесённого покрытия может составлять 15...50 мкм. Изготовленные муфты подвергаются выходному контролю стандартными калибрами по стандартной методике, то есть натяг муфты, проверяемой с помощью калибра-пробки, должен составлять стандартную величину А с учётом предельных отклонений. Таким образом и входной контроль муфт у потребителя покажет стандартную величину А, то есть какие-либо изменения в эксплуатационных инструкциях потребителя не потребуются.
При первом силовом свинчивании предложенного соединения величина натяга уменьшается на 0,5...0,8 мм. В дальнейшем уменьшение натяга резьбы оцинкованной муфты происходит со средней скоростью 0,05 мм за один цикл свинчивание-развинчивание.
Опыт стендовых и промысловых испытаний EQCT с муфтами, резьба которых оцинкована методом термодиффузии, а длина выточки увеличена согласно настоящему предложению, показывает, что данные соединения собираются с моментами кручения, аналогичными обычным HKT. Осевые и диаметральные натяги соединения также соответствуют обычным HKT. При сборке соединений использовались обычные в практике нефтяников смазки. Сборка предложенных соединений не требует никакого специального оборудования. Случаев отбраковки годных соединений персоналом скважин не было.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Резьбовое соединение насосно-компрессорной трубы, содержащее резьбовой элемент с наружной конической треугольной резьбой и резьбовой элемент с внутренней резьбой, имеющий входную цилиндрическую выточку и резьбовую часть, имеющую, как минимум, покрытие, нанесённое методом термодиффузионного порошкового цинкования, отличающееся тем, что длина входной цилиндрической выточки элемента с внутренней резьбой увеличена на величину приращения натяга, вызванного покрытием, вычисляемого по формуле: ΔА = kδmin ÷ kδmax> где к — эмпирический коэффициент, равный 70, а δmin и δтах - соответственно, минимальная и максимальная толщина покрытия.
2. Резьбовое соединение насосно-компрессорной трубы, содержащее резьбовой элемент с наружной конической трапецеидальной резьбой и резьбовой элемент с внутренней резьбой, имеющий входную цилиндрическую выточку и резьбовую часть, имеющую, как минимум, покрытие, нанесённое методом термодиффузионного порошкового цинкования, отличающееся тем, что длина входной цилиндрической выточки элемента с внутренней резьбой увеличена на величину приращения натяга, вызванного покрытием, вычисляемого по формуле: ΔА = kδmin ÷ kδmaX; где к - эмпирический коэффициент, равный 30, а δmin и δтах - соответственно, минимальная и максимальная толщина покрытия.
PCT/RU2007/000529 2006-10-11 2007-10-03 Raccord fileté pour tubage d'extraction de pétrole WO2008044966A1 (fr)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN2007800183551A CN101449023B (zh) 2006-10-11 2007-10-03 油井管的螺纹连接件
US12/211,406 US20090008087A1 (en) 2006-10-11 2008-09-16 Threaded joint for an oil-well tubing

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2006135967 2006-10-11
RU2006135967/06A RU2324857C1 (ru) 2006-10-11 2006-10-11 Резьбовое соединение насосно-компрессорной трубы

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
US12/211,406 Continuation US20090008087A1 (en) 2006-10-11 2008-09-16 Threaded joint for an oil-well tubing

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2008044966A1 true WO2008044966A1 (fr) 2008-04-17

Family

ID=39283089

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2007/000529 WO2008044966A1 (fr) 2006-10-11 2007-10-03 Raccord fileté pour tubage d'extraction de pétrole

Country Status (4)

Country Link
US (1) US20090008087A1 (ru)
CN (1) CN101449023B (ru)
RU (1) RU2324857C1 (ru)
WO (1) WO2008044966A1 (ru)

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7686343B2 (en) * 2007-07-19 2010-03-30 ZAO “Kompaniya “Temerso”” Drill pipe with tool joints
DE102009052335A1 (de) * 2009-08-28 2011-03-03 Tracto-Technik Gmbh & Co. Kg Steckkupplung für ein Bohrgestänge und Bohrgestänge
FR2961576B1 (fr) * 2010-06-17 2012-08-03 Vallourec Mannesmann Oil & Gas Joint filete et procede de realisation
US20130129444A1 (en) * 2011-11-17 2013-05-23 Security Locknut LLC Locknut
EP3842680A4 (en) * 2018-08-24 2022-04-27 Nippon Steel Corporation SCREW CONNECTION FOR STEEL PIPES

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU439580A1 (ru) * 1972-08-29 1974-08-15 Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности Соединение труб
US5411301A (en) * 1991-06-28 1995-05-02 Exxon Production Research Company Tubing connection with eight rounded threads
RU30913U1 (ru) * 2003-03-27 2003-07-10 Закрытое акционерное общество "Компания Темерсо" Труба насосно-компрессорной или буровой колонны
RU38498U1 (ru) * 2003-11-24 2004-06-20 Штыкан Исаак Лейбович Труба насосно-компрессорной или буровой колонны, муфта и переходник для соединения труб насосно-компрессорной или буровой колонны

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2340537A (en) * 1942-11-20 1944-02-01 Jones & Laughlin Steel Corp Coupling for lined pipe
US4522431A (en) * 1981-08-24 1985-06-11 Dril-Quip, Inc. Self-aligning connector assembly
US4962579A (en) * 1988-09-02 1990-10-16 Exxon Production Research Company Torque position make-up of tubular connections
CN2154904Y (zh) * 1993-04-24 1994-02-02 新疆石油管理局钻井工艺研究所 套管回接器
FR2813375B1 (fr) * 2000-08-31 2003-06-20 Vallourec Mannesmann Oil & Gas Element filete pour joint filete tubulaire resistant au grippage
JP3931564B2 (ja) * 2001-01-25 2007-06-20 住友金属工業株式会社 耐焼付き性及び防錆性に優れた鋼管用ねじ継手
FR2821916B1 (fr) * 2001-03-09 2003-05-16 Vallourec Mannesmann Oil & Gas Element filete pour joint filete tubulaire resistant a la fatigue
CA2441816A1 (en) * 2001-03-19 2002-09-26 Sumitomo Metal Industries, Ltd. Method of manufacturing threaded joint for oil well pipe
AU2002248003B2 (en) * 2001-04-11 2005-01-06 Nippon Steel Corporation Threaded joint for steel pipe and method for surface treatment of the threaded joint
CN100519984C (zh) * 2001-04-11 2009-07-29 住友金属工业株式会社 用于钢管的螺纹接头
JP3876656B2 (ja) * 2001-07-13 2007-02-07 住友金属工業株式会社 管用ねじ継手
JP3870732B2 (ja) * 2001-07-25 2007-01-24 住友金属工業株式会社 耐焼付き性に優れた鋼管用ねじ継手
AR036363A1 (es) * 2002-08-26 2004-09-01 Formar S A Sello para uniones roscadas de canerias y su uso

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU439580A1 (ru) * 1972-08-29 1974-08-15 Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности Соединение труб
US5411301A (en) * 1991-06-28 1995-05-02 Exxon Production Research Company Tubing connection with eight rounded threads
RU30913U1 (ru) * 2003-03-27 2003-07-10 Закрытое акционерное общество "Компания Темерсо" Труба насосно-компрессорной или буровой колонны
RU38498U1 (ru) * 2003-11-24 2004-06-20 Штыкан Исаак Лейбович Труба насосно-компрессорной или буровой колонны, муфта и переходник для соединения труб насосно-компрессорной или буровой колонны

Also Published As

Publication number Publication date
CN101449023B (zh) 2012-06-27
US20090008087A1 (en) 2009-01-08
CN101449023A (zh) 2009-06-03
RU2324857C1 (ru) 2008-05-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9605781B2 (en) Threaded connection comprising at least one threaded element with an end lip for a metal tube
EP1554518B1 (en) Threaded pipe with surface treatment
US10480258B2 (en) Sealed pipe joint
US20110227338A1 (en) Sealed pipe joint
RU2324857C1 (ru) Резьбовое соединение насосно-компрессорной трубы
RU2334156C1 (ru) Бурильная труба с соединительными замками
JPH0565756B2 (ru)
RU160886U1 (ru) Высокогерметичное резьбовое соединение электросварных обсадных нефтепромысловых труб
CA2991395C (en) Threaded connection having high galling resistance and method of making same
RU64319U1 (ru) Коническое резьбовое соединение
RU68090U1 (ru) Бурильная труба с соединительными замками
US20170097233A1 (en) Method for qualification testing of a tubular connector
RU102665U1 (ru) Соединение насосно-компрессорных или бурильных труб
RU2735053C2 (ru) Резьбовое соединение труб (варианты), присоединяемая труба и переводник
CN117940648A (zh) 管状螺纹元件上锌镍的固态润滑剂
AU2022251025A1 (en) Dimensioning Of A Threaded Axial Gap

Legal Events

Date Code Title Description
WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 200780018355.1

Country of ref document: CN

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 07835019

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

DPE2 Request for preliminary examination filed before expiration of 19th month from priority date (pct application filed from 20040101)
NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 07835019

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1