RU2759043C1 - Резьбовое соединение для стальных труб - Google Patents
Резьбовое соединение для стальных труб Download PDFInfo
- Publication number
- RU2759043C1 RU2759043C1 RU2020140800A RU2020140800A RU2759043C1 RU 2759043 C1 RU2759043 C1 RU 2759043C1 RU 2020140800 A RU2020140800 A RU 2020140800A RU 2020140800 A RU2020140800 A RU 2020140800A RU 2759043 C1 RU2759043 C1 RU 2759043C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- thread
- external thread
- nipple
- wedge
- pitch
- Prior art date
Links
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 47
- 239000010959 steel Substances 0.000 title claims abstract description 47
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 claims abstract description 42
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 claims abstract description 18
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 13
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 13
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 13
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 2
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
-
- 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
-
- 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
- F16L15/06—Screw-threaded joints; Forms of screw-threads for such joints characterised by the shape of the screw-thread
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Non-Disconnectible Joints And Screw-Threaded Joints (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Mutual Connection Of Rods And Tubes (AREA)
Abstract
Изобретение относится к резьбовому соединению для стальных труб. Резьбовое соединение 1 содержит трубчатый ниппель 10, образованный одним концевым участком стальной трубы, и трубчатую муфту 20, выполненную с возможностью навинчивания на ниппель 10 при вставке ниппеля 10 в муфту. Ниппель 10 содержит наружную резьбу 11, предусмотренную на наружной поверхности ниппеля 10 и имеющую клиновидный профиль. Муфта 20 содержит внутреннюю резьбу 21, соответствующую наружной резьбе 11, предусмотренную на внутренней поверхности муфты 20 и имеющую клиновидный профиль. Резьбовое соединение 1 удовлетворяет следующему выражению: 3%≤(LP−SP)/LP≤8% (1), где LP означает шаг между опорными сторонами 111 наружной резьбы 11, а SP означает шаг между закладными сторонами 112 наружной резьбы 11. Техническим результатом настоящего изобретения является разработка резьбового соединения для стальных труб, отличающегося как высоким моментом затяжки, так и высокой устойчивостью к растяжению. 3 з.п. ф-лы, 8 ил., 1 табл.
Description
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Область техники
[0001] Настоящее изобретение относится к резьбовому соединению для стальных труб.
Раскрытие уровня техники
[0002] Стальные трубы, называемые трубами для нефтяных скважин, используют, например, в нефтяных или газовых скважинах для разведки или добычи нефти или природного газа (далее совместно именуемых «нефтяные скважины» и т.п.), разработки нетрадиционных ресурсов, в частности, нефтеносного песка или сланцевого газа, добычи или хранения двуокиси углерода (улавливания и хранения двуокиси углерода - Carbon dioxide Capture and Storage (CCS)), производства геотермальной энергии, а также в горячих источниках. Для соединения стальных труб используют резьбовое соединение.
[0003] Такие резьбовые соединения для стальных труб обычно подразделяют на муфтовые и интегральные соединения. Соединение муфтового типа соединяет пару труб, одна из которых является стальной трубой, а другая – соединительной деталью. В этом случае на наружной поверхности каждого из концевых участков стальной трубы нарезают наружную резьбу, а на внутренней поверхности каждого из концевых участков соединительной детали – внутреннюю резьбу. После этого наружную резьбу стальной трубы вкручивают во внутреннюю резьбу соединительной детали таким образом, чтобы труба с соединительной деталью оказались состыкованы и соединены. Интегральное соединение соединяет пару стальных труб без использования отдельной соединительной детали. В этом случае на наружной поверхности одного концевого участка каждой стальной трубы нарезают наружную резьбу, а на внутренней поверхности другого концевого участка – внутреннюю резьбу. После этого наружную резьбу стальной трубы вкручивают во внутреннюю резьбу другой стальной трубы таким образом, чтобы трубы оказались состыкованы и соединены.
[0004] Соединительная часть концевого участка трубы, на которой нарезана наружная резьба, содержит элемент, вставляемый во внутреннюю резьбу, и поэтому обычно называется «ниппелем». Соединительная часть концевого участка трубы, на которой нарезана внутренняя резьба, содержит элемент, принимающий наружную резьбу, и поэтому называется «муфтой» (муфтой соединительного замка). Ниппель и муфта представляют собой концевые участки труб и, таким образом, имеют трубчатую (цилиндрическую) форму.
[0005] Резьбовые соединения, используемые на малых глубинах в очень глубоких нефтяных скважинах, подвергаются, в частности, большим растягивающим нагрузкам, обусловленным собственной массой труб для нефтяных скважин, в то время как резьбовые соединения на больших глубинах испытывают большие сжимающие нагрузки, обусловленные термическим расширением.
[0006] Заменяющий патент США № 30647 (патентный документ 1), Патент США № 6158785 (патентный документ 2) и патентная заявка WO 2015/194193 (патентный документ 3) раскрывают резьбовые соединения с клиновидной резьбой. Ширина клиновидной резьбы постепенно изменяется по мере прохождения по спирали. Клиновидная резьба, также называемая резьбой «ласточкин хвост», обеспечивает высокий момент затяжки. Тем не менее, ни в одном из патентных документов 1-3 не раскрыт показатель изменения ширины витков клиновидной резьбы.
[0007] Патент JP 2012-512347 A (патентный документ 4) также раскрывает резьбовое соединение с клиновидной резьбой. На участках, расположенных вблизи концов с наружной резьбой, ход, измеренный между закладными сторонами наружной резьбы, и ход, измеренный между опорными сторонами наружной резьбы, имеют постоянную величину. Аналогичным образом, на участках, расположенных вблизи концевых участков с внутренней резьбой, ход, измеренный между закладными сторонами внутренней резьбы, и ход, измеренный между опорными сторонами внутренней резьбы, имеют одинаковую величину. Следовательно, ширина резьбы вблизи концевых участков резьбовых участков постоянна. Хотя можно обнаружить наличие разности между ходом, измеренным между опорными сторонами, и ходом, измеренным между закладными сторонами, в документе не указано конкретное значение такой разности.
[0008] Следующие документы, характеризующие уровень техники, включены в настоящий документ путем отсылки.
[0009] Патентный документ 1. Заменяющий патент США № 30647
Патентный документ 2. Патент США № 6158785
Патентный документ 3. WO 2015/194193
Патентный документ 4. JP 2012-512347 A
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0010] Когда опорные и закладные стороны клиновидной резьбы имеют отрицательный угол наклона, то клиновидная резьба характеризуется высоким моментом затяжки благодаря сцеплению (блокировке) во время свинчивания. Кроме того, для облегчения свинчивания клиновидная резьба может иметь ширину вершины резьбы, уменьшающуюся по мере схождения к концу ниппеля или муфты. Иными словами, существует разность между шагом опорной стороны и шагом закладной стороны резьбы. Эту разность шага можно назвать «дельтой хода». Дельта хода определяет ширину вершины резьбы, измеренную вблизи концов ниппеля и муфты.
[0011] Вместо дельты хода можно использовать коэффициент клиновидности, чтобы учесть влияние абсолютного значения шага резьбы. Коэффициент клиновидности определяется делением дельты хода на шаг опорной стороны и представляет собой отношение дельты хода к шагу опорной стороны, выраженное в процентах.
[0012] Если коэффициент клиновидности является высоким, это означает, что степень уменьшения ширины вершины резьбы также будет высока. Если коэффициент клиновидности является высоким, ширина вершины резьбы будет уменьшаться к концам ниппеля или муфты. Если ширина вершины резьбы является малой, клиновидная резьба не сможет выдерживать большие растягивающие нагрузки, и вершина резьбы может быть разрушена. Поэтому при выборе коэффициента клиновидности необходимо соблюдать осторожность. Способность клиновидной резьбы выдерживать растягивающую нагрузку в дальнейшем будет называться «устойчивостью к растяжению».
[0013] Вышеупомянутый патентный документ 4 (JP 2012-512347 A) раскрывает оптимизацию коэффициента клиновидности. Тем не менее, ни в одном документе не рассматривается влияние коэффициента клиновидности на момент затяжки и устойчивость к растяжению.
[0014] Задачей настоящего изобретения является разработка резьбового соединения для стальных труб, отличающегося как высоким моментом затяжки, так и высокой устойчивостью к растяжению.
[0015] Авторы изобретения провели обширные исследования с целью нахождения подходящего коэффициента клиновидности, улучшающего как момент затяжки, так и устойчивость к растяжению. Они обнаружили, что при изменении коэффициента клиновидности достигается как высокий момент затяжки, так и высокая устойчивость к растяжению.
[0016] Резьбовое соединение для стальных труб согласно настоящему изобретению содержит трубчатый ниппель и трубчатую муфту. Трубчатый ниппель образован одним концевым участком стальной трубы. Трубчатая муфта выполнена с возможностью навинчиваться на ниппель при вставке ниппеля в муфту. На ниппеле нарезана наружная резьба. Наружная резьба предусмотрена на наружной поверхности ниппеля и имеет клиновидный профиль. В муфте нарезана внутренняя резьба. Внутренняя резьба соответствует наружной резьбе, предусмотрена на внутренней поверхности муфты и имеет клиновидный профиль. Резьбовое соединение удовлетворяет следующему выражению (1):
[0017] 3 % ≤ (LP - SP) / LP ≤ 8 % (1).
[0018] В выражении (1) LP означает шаг между опорными сторонами наружной резьбы. SP означает шаг между закладными сторонам наружной резьбы.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0019] На ФИГ. 1 изображено продольное, выполненное вдоль оси трубы сечение резьбового соединения для стальных труб в одном из вариантов осуществления изобретения.
На ФИГ. 2 изображено увеличенное продольное сечение наружной и внутренней резьбы согласно ФИГ.1.
На ФИГ. 3 изображен график, иллюстрирующий соотношение между коэффициентом клиновидности и моментом затяжки на пределе текучести для шага опорной стороны 8,64 мм.
На ФИГ. 4 изображен график, иллюстрирующий соотношение между коэффициентом клиновидности и моментом затяжки на пределе текучести для шага опорной стороны 10,8 мм.
На ФИГ. 5 изображен график, иллюстрирующий соотношение между коэффициентом клиновидности и моментом затяжки на пределе текучести для шага опорной стороны 7,2 мм.
На ФИГ. 6 изображен график, иллюстрирующий соотношение между коэффициентом клиновидности и эквивалентной пластической деформацией для шага опорной стороны 8,64 мм.
На ФИГ. 7 изображен график, иллюстрирующий соотношение между коэффициентом клиновидности и эквивалентной пластической деформацией для шага опорной стороны 10,8 мм.
На ФИГ. 8 изображен график, иллюстрирующий соотношение между коэффициентом клиновидности и эквивалентной пластической деформацией для шага опорной стороны 7,2 мм.
ПОДРОБНОЕ РАСКРЫТИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0020] Резьбовое соединение для стальных труб согласно настоящему варианту осуществления изобретения содержит трубчатый ниппель и трубчатую муфту. Трубчатый ниппель образован одним концевым участком стальной трубы. Трубчатая муфта навинчивается на ниппель, когда ниппель вставляют в муфту. На ниппеле нарезана наружная резьба. Наружная резьба предусмотрена на наружной поверхности ниппеля, и наружная резьба имеет клиновидный профиль. В муфте нарезана внутренняя резьба. Внутренняя резьба соответствует наружной резьбе, предусмотрена на внутренней поверхности муфты, при этом внутренняя резьба имеет клиновидный профиль. Резьбовое соединение удовлетворяет следующему выражению (1):
[0021] 3 % ≤ (LP - SP) / LP ≤ 8 % (1).
[0022] В выражении (1) LP означает шаг между опорными сторонами наружной резьбы, SP означает шаг между закладными сторонам наружной резьбы.
[0023] Предпочтительно, резьбовое соединение удовлетворяет следующему выражению (2):
[0024] 4 % ≤ (LP - SP) / LP ≤ 7 % (2).
[0025] Резьбовое соединение может удовлетворять следующему выражению (3):
[0026] -10 градусов ≤ α ≤ -1 градус (3).
[0027] В выражении (3) α означает угол наклона закладной и опорной сторон наружной резьбы.
[0028] Наружная и внутренняя резьба могут содержать по одному участку с полнопрофильной резьбой. Участок с полнопрофильной резьбой может иметь длину от 40 до 60 мм в осевом направлении стальной трубы.
[0029] Резьбовое соединение для стальных труб согласно данному варианту осуществления изобретения будет раскрыто ниже со ссылкой на чертежи. Одинаковые и соответствующие друг другу компоненты имеют одинаковые обозначения на чертежах, и их описание не будет повторяться в раскрытии.
[0030] Как показано на ФИГ. 1, резьбовое соединение для стальных труб согласно настоящему варианту осуществления изобретения, обозначенное позицией 1, содержит трубчатый ниппель 10 и трубчатую муфту 20. Ниппель 10 образован одним концевым участком стальной трубы 2. Муфту 20 навинчивают на ниппель 10, когда ниппель 10 вставляют в муфту. Участки стальной трубы 2, за исключением концевых участков, в дальнейшем могут называться «телом стальной трубы».
[0031] Ниппель 10 имеет наружную резьбу 11. Наружная резьба 11 предусмотрена на наружной поверхности ниппеля 10. Муфта 20 имеет внутреннюю резьбу 21. Внутренняя резьба 21 соответствует наружной резьбе 11 и предусмотрена на внутренней поверхности муфты 20. Точнее говоря, наружная резьба 11 сформирована спиралью на наружной поверхности ниппеля 10. Внутренняя резьба 21 сформирована спиралью на внутренней поверхности муфты 20. Наружная резьба 11 и внутренняя резьба 21 являются конической резьбой. Наружная резьба 11 и внутренняя резьба 12 представляют собой клиновидную резьбу.
[0032] Как показано на ФИГ. 2, наружная резьба 11 имеет опорную сторону 111, а внутренняя резьба 21 имеет опорную сторону 211 с углом α наклона в обоих случаях. Наружная резьба 11 имеет закладную сторону 112, а внутренняя резьба 21 - закладную сторону 212 с углом β наклона в обоих случаях. Угол α представляет собой угол наклона опорной стороны 111 и 211 относительно плоскости VP, перпендикулярной оси TA трубы (то есть оси стальной трубы 2). Угол β представляет собой угол наклона закладной стороны 112 и 212 относительно плоскости VP, перпендикулярной оси TA трубы. Если опорные стороны 111 и 211 или закладные стороны 112 и 212 параллельны плоскости VP, их угол наклона составляет ноль градусов. Если опорная сторона 111 наружной резьбы 11 наклонена к концу ниппеля 10 относительно плоскости VP (иными словами, если опорная сторона 211 внутренней резьбы 21 наклонена к концу муфты 20 относительно плоскости VP), то угол α наклона опорной стороны 111 и 211 будет положительным. И наоборот, если опорная сторона 111 наружной резьбы 11 наклонена к телу стальной трубы от ниппеля 10 относительно плоскости VP (иными словами, если опорная сторона 211 наружной резьбы 21 наклонена к телу стальной трубы от муфты 20 относительно плоскости VP), то угол α наклона опорной стороны 111 и 211 будет отрицательным. Кроме того, если закладная сторона 112 наружной резьбы 11 наклонена к телу стальной трубы от ниппеля 10 относительно плоскости VP (иными словами, если закладная сторона 212 внутренней резьбы 21 наклонена к телу стальной трубы от муфты 20 относительно плоскости VP), то угол наклона закладной стороны 112 и 212 будет положительным. И наоборот, если закладная сторона 112 наружной резьбы 11 наклонена к концу ниппеля 10 относительно плоскости VP (иными словами, если закладная сторона 212 внутренней резьбы 21 наклонена к концу муфты 20 относительно плоскости VP), то угол наклона закладной стороны 112 и 212 будет отрицательным. Углы α и β наклона боковых сторон представленной клиновидной резьбы имеют отрицательные значения.
[0033] В предпочтительном варианте осуществления изобретения наружная резьба 11 и внутренняя резьба 21 полностью являются полнопрофильной резьбой и не содержат резьбы другого профиля, хотя возможны и другие варианты. Если резьба 11 и 21 полностью является полнопрофильной, площадь контакта между наружной резьбой 11 и внутренней резьбой 21 увеличивается, что улучшает показатели момента затяжки. Каждый из участков полнопрофильной резьбы (то есть полнопрофильная наружная резьба 11 и полнопрофильная внутренняя резьба 21) имеет длину, например, от 40 до 60 мм.
[0034] Резьбовое соединение 1 для стальных труб удовлетворяет следующему выражению (1):
[0035] 3 % ≤ (LP - SP) / LP ≤ 8 % (1).
[0036] В предпочтительном варианте осуществления изобретения резьбовое соединение 1 для стальных труб удовлетворяет следующему выражению (2):
[0037] 4 % ≤ (LP - SP) / LP ≤ 7 % (2).
[0038] В выражениях (1) и (2) LP означает шаг между опорными сторонами 111 наружной резьбы 11 (далее по тексту «шаг опорной стороны»). SP означает шаг между закладными сторонами 112 наружной резьбы 11 (далее по тексту «шаг закладной стороны»). (LP - SP) / LP представляет собой коэффициент клиновидности. Шаг LP опорной стороны равен шагу между опорными сторонами 211 внутренней резьбы 21. Шаг SP закладной стороны равен шагу между закладными сторонами 212 внутренней резьбы 21.
[0039] Таким образом, верхний предел коэффициента клиновидности составляет 8%, предпочтительно, 7%. Нижний предел коэффициента клиновидности составляет 3%, предпочтительно 4%.
[0040] Резьбовое соединение 1 для стальных труб удовлетворяет следующему выражению (3):
[0041] -10 градусов ≤ α ≤ -1 градус и -10 градусов ≤ β ≤ -1 градус (3).
[0042] В выражении (3) α означает угол наклона опорной стороны 111 наружной резьбы 11. β означает угол наклона закладной стороны 112 наружной резьбы 11. Угол α наклона опорной стороны 111 наружной резьбы 11 может быть равен углу β наклона закладной стороны 112 наружной резьбы 11 или может отличаться от него. Угол α наклона опорной стороны 111 наружной резьбы 11, по существу, равен углу α наклона опорной стороны 211 внутренней резьбы 21. Угол β наклона закладной стороны 112 наружной резьбы 11, по существу, равен углу β наклона закладной стороны 212 внутренней резьбы 21.
[0043] Точнее говоря, значения шага LP опорной стороны, шага SP закладной стороны и углы α и β наклона боковых сторон резьбы являются такими же, как и до свинчивания.
[0044] В настоящем варианте осуществления изобретения наружная резьба 11 и внутренняя резьба 21 имеют клиновидный профиль, а коэффициент их клиновидности составляет 3-8%, обеспечивая тем самым как высокий момент затяжки, так и высокую устойчивость к растяжению.
[0045] Резьбовое соединение 1 может быть муфтового типа или интегрального типа. Резьбовое соединение муфтового типа содержит два ниппеля и соединительную деталь. Один из ниппелей образован концом одной стальной трубы. Другой ниппель образован концом другой стальной трубы. Соединительная деталь содержит две муфты. Одна из муфт образована одним концевым участком соединительной детали. Другая муфта образована другим концевым участком соединительной детали. Первую муфту навинчивают на первый ниппель, вставленный в нее. Вторая муфта расположена на концевом участке соединительной детали, противоположном первой муфте, и навинчивается на второй ниппель, вставленный в нее. С другой стороны, интегральное резьбовое соединение предназначено для соединения двух стальных труб и содержит ниппель и муфту. В случае интегрального резьбового соединения одна стальная труба содержит ниппель, а другая стальная труба 2 содержит муфту.
[0046] Настоящее изобретение не ограничивается вариантом осуществления, описанным выше со ссылкой на фигуры, и допускает различные модификации без отхода от идеи изобретения.
ПРИМЕРЫ
[0047] Для проверки технических результатов настоящего варианта осуществления изобретения момент затяжки и устойчивость к растяжению оценивали методом конечных элементов (МКЭ). Оценивалось резьбовое соединение с клиновидной резьбой, использовались стальные трубы, раскрытые ниже.
[0048] Размер: 9-5/8 дюймов (с наружным диаметром тела трубы 244,48 мм и внутренним диаметром тела трубы 216,8 мм)
Материал: материал L80 для нефтегазопромысловых труб в соответствии со стандартами API (с номинальным условным пределом текучести YS=552 МПа (80 кфунт/кв.дюйм))
Конусность резьбы: 1/12
Длина резьбы: 50 мм (ниппель) и 60 мм (муфта)
Высота резьбы: 1,8 мм
Угол наклона боковой стороны резьбы: -5 градусов (как для закладной, так и для опорной стороны)
Шаг опорной стороны: 7,2 мм, 8,64 мм или 10,8 мм
Коэффициент клиновидности: от 2 до 10%
Шаг закладной стороны: рассчитывается обратным способом на основании коэффициента клиновидности
[0049] Оцениваемое резьбовое соединение содержало только наружную резьбу 11 и внутреннюю резьбу 21, как показано на ФИГ. 1. Все участки наружной резьбы 11 и внутренней резьбы 21 имели клиновидный полный профиль.
[0050] В таблице 1 приведены размеры и другие параметры 27 резьбовых соединений (то есть образцов), испытанных в ходе анализа.
Таблица 1
[0051] За основу анализа взято резьбовое соединение 1, изображенное на ФИГ. 1, в котором были изменены размеры наружной резьбы 11 и внутренней резьбы 21, а также оценены показатели момента затяжки и устойчивости к растяжению.
[0052] Оценка момента затяжки
Момент затяжки на пределе текучести был определен как максимальное значение момента затяжки (MTV), при котором момент затяжки при свинчивании приводил к текучести в таблице моментов затяжки, которая использовалось для оценки показателей момента затяжки.
[0053] Оценка устойчивости к растяжению
Нагрузку, по существу, равную растягивающей нагрузке, при которой достигается предел текучести резьбового соединения 1, прилагали к резьбовому соединению, и максимальное значение эквивалентной пластической деформации в основании опорных сторон 111 и 211, а также закладных сторон 112 и 212 резьбы, расположенных ближе всего к концу наружной резьбы 11 и внутренней резьбы 21 использовали для оценки устойчивости к растяжению. По результатам испытаний на реальных трубах авторы изобретения определили, что риск разрушения вершины резьбы возрастает, если значение эквивалентной пластической деформации достигает примерно 0,08. В связи с этим они предположили, что порог эквивалентной пластической деформации составляет 0,08, и определили, что образец обладает хорошей устойчивостью к растяжению при эквивалентной пластической деформации ниже 0,08. Альтернативно для увеличения запаса прочности порог эквивалентной пластической деформации может составлять 0,070.
[0054] Результат анализа
На ФИГ. 3-5 представлены значения момента затяжки на пределе текучести, полученные с помощью анализа методом конечных элементов. На каждом из этих графиков по горизонтальной оси отложен коэффициент клиновидности, а по вертикальной оси - MTV, причем отражены значения MTV, соответствующие значениям коэффициента клиновидности. Независимо от шага резьбы, значение MTV увеличивалось по мере увеличения коэффициента клиновидности, причем особенно быстро увеличивалось в диапазоне от 2 до 3 %. Как видно на ФИГ. 3 и 5, MTV имел максимальное значение, когда коэффициент клиновидности составлял порядка 9 %, а затем снизился.
[0055] Момент затяжки увеличивается предположительно по следующим причинам: при высоком коэффициенте клиновидности ширина вершины резьбы, измеренная вблизи конца ниппеля 10, мала, а поскольку часть ниппеля 10 с малой шириной вершины резьбы затягивается частью муфты 20 с большой шириной вершины резьбы, образуется высокое контактное давление.
[0056] На ФИГ. 6-8 изображены графики, иллюстрирующие взаимосвязь между максимальным значением эквивалентной пластической деформации, создаваемой при приложении растягивающей нагрузки к резьбовому соединению 1, свинченному в соответствии с приведенным выше описанием, и коэффициентом клиновидности. Эта эквивалентная пластическая деформация была получена в основании опорных сторон 111 и 211 и закладных сторон 112 и 212 резьбы, расположенных ближе всего к концу наружной резьбы 11 и внутренней резьбы 21.
[0057] Как показано на ФИГ. 6, обнаружилось, что при шаге LP опорной стороны, равном 8,64 мм, максимальное значение эквивалентной пластической деформации в наружной резьбе превышает 0,070 при коэффициенте клиновидности 9 % и выше, и максимальное значение эквивалентной пластической деформации превышает 0,080 при коэффициенте клиновидности 10 %.
[0058] Как показано на ФИГ. 7, при шаге LP опорной стороны, равном 10,8 мм, эквивалентная пластическая деформация не достигает 0,070, даже если коэффициент клиновидности составляет 10 %. При этом выявлена тенденция к быстрому увеличению эквивалентной пластической деформации в наружной резьбе по мере увеличения коэффициента клиновидности.
[0059] Как показано на ФИГ. 8, обнаружилось, что при шаге LP опорной стороны, равном 7,2 мм, максимальное значение эквивалентной пластической деформации в наружной резьбе превышает 0,080 при коэффициенте клиновидности 9 % и выше; если коэффициент клиновидности составлял 10%, деформация в наружной и внутренней резьбы превышала 0,080, то есть вероятность разрушения резьбы повышалась.
[0060] Эти результаты показывают, что для улучшения показателей момента затяжки чем выше коэффициент клиновидности, тем лучше. Тем не менее, как было указано выше, при избыточно высоком коэффициенте клиновидности увеличивается риск разрушения резьбы вблизи конца ниппеля (наружная резьба) и/или муфты (внутренняя резьба); в связи с этим коэффициент клиновидности не должен превышать 8%. Далее, так как уменьшение ширины вершины резьбы эквивалентно увеличению ширины впадины резьбы и приводит к увеличению количества проходов при нарезании резьбы и уменьшению срока службы режущей пластины, избыточно высокий коэффициент клиновидности нежелателен с производственной точки зрения. В связи с этим было найдено, что подходящий коэффициент клиновидности составляет от 3 до 8%.
СПИСОК ССЫЛОЧНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ
[0061] 1: резьбовое соединение для стальных труб
10: ниппель
11: наружная резьба
20: муфта
21: внутренняя резьба
111, 211: опорная сторона
112, 212: закладная сторона
LP: шаг опорной стороны
SP: шаг закладной стороны
Таблица 1
Claims (15)
1. Резьбовое соединение для стальных труб, содержащее:
трубчатый ниппель, образованный одним концевым участком стальной трубы; и
трубчатую муфту, выполненную с возможностью навинчивания на упомянутый ниппель при вставке ниппеля в муфту,
ниппель содержит наружную резьбу на наружной поверхности ниппеля, при этом наружная резьба имеет клиновидный профиль,
муфта содержит внутреннюю резьбу на внутренней поверхности муфты, соответствующую упомянутой наружной резьбе, причем внутренняя резьба имеет клиновидный профиль,
при этом резьбовое соединение удовлетворяет следующему выражению (1):
3 % ≤ (LP − SP) / LP ≤ 8 % (1),
причем в выражении (1) LP означает шаг между опорными сторонами наружной резьбы, а SP означает шаг между закладными сторонами наружной резьбы.
2. Резьбовое соединение для стальных труб по п. 1, отличающееся тем, что резьбовое соединение удовлетворяет следующему выражению (2):
4 % ≤ (LP−SP)/LP ≤ 7 % (2).
3. Резьбовое соединение для стальных труб по п. 1 или 2, отличающееся тем, что резьбовое соединение удовлетворяет следующему выражению (3):
−10° ≤ α ≤ −1° и −10° ≤ β ≤ −1° (3),
причем в выражении (3) α означает угол наклона опорной стороны наружной резьбы, а β - угол наклона закладной стороны наружной резьбы.
4. Резьбовое соединение для стальных труб по одному из пп. 1-3, отличающееся тем, что как наружная резьба, так и внутренняя резьба содержат участок с полнопрофильной резьбой и
участок с полнопрофильной резьбой имеет длину от 40 до 60 мм в осевом направлении стальной трубы.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2018-192229 | 2018-10-11 | ||
JP2018192229 | 2018-10-11 | ||
PCT/JP2019/028958 WO2020075365A1 (ja) | 2018-10-11 | 2019-07-24 | 鋼管用ねじ継手 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2759043C1 true RU2759043C1 (ru) | 2021-11-09 |
Family
ID=70164875
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2020140800A RU2759043C1 (ru) | 2018-10-11 | 2019-07-24 | Резьбовое соединение для стальных труб |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US11391097B2 (ru) |
EP (1) | EP3865752B1 (ru) |
JP (1) | JP7189961B2 (ru) |
CN (1) | CN112469938B (ru) |
AR (1) | AR116681A1 (ru) |
BR (1) | BR112021000168B1 (ru) |
CA (1) | CA3122795C (ru) |
MX (1) | MX2020014227A (ru) |
RU (1) | RU2759043C1 (ru) |
SA (1) | SA520420520B1 (ru) |
WO (1) | WO2020075365A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2818433C1 (ru) * | 2023-12-04 | 2024-05-02 | Акционерное общество "Выксунский металлургический завод" (АО "ВМЗ") | Резьбовое соединение трубных изделий нефтяного сортамента |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP3473798B1 (en) * | 2017-10-20 | 2020-03-11 | Vallourec Oil And Gas France | Threaded connection partially in a self-locking engagement |
EP4102025B1 (en) | 2021-06-07 | 2023-06-07 | Vallourec Oil And Gas France | Self-locking threaded connection partially in non-locking engagement |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2005523404A (ja) * | 2002-04-19 | 2005-08-04 | ハイドリル・カンパニー | 特に半径方向に塑性的に拡張可能な導管のためのねじ結合構造 |
RU2439416C1 (ru) * | 2007-10-03 | 2012-01-10 | Сумитомо Метал Индастриз, Лтд. | Резьбовое соединение для стальных труб |
JP2012512347A (ja) * | 2008-12-16 | 2012-05-31 | ヴァルレック・マンネスマン・オイル・アンド・ガス・フランス | 石油産業で使用される自己締結式のねじ切りを設けた管状接続構造 |
JP2015534614A (ja) * | 2012-09-21 | 2015-12-03 | ヴァルレック オイル アンド ガスフランス | 管状ねじ接続 |
WO2015194193A1 (ja) * | 2014-06-20 | 2015-12-23 | 新日鐵住金株式会社 | 鋼管用ねじ継手 |
Family Cites Families (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US30647A (en) | 1860-11-13 | Improvement in forming cartridge-cases | ||
US3989284A (en) * | 1975-04-23 | 1976-11-02 | Hydril Company | Tubular connection |
USRE30647E (en) | 1975-04-23 | 1981-06-16 | Hydril Company | Tubular connection |
US4822081A (en) * | 1987-03-23 | 1989-04-18 | Xl Systems | Driveable threaded tubular connection |
US6158785A (en) | 1998-08-06 | 2000-12-12 | Hydril Company | Multi-start wedge thread for tubular connection |
GB0221220D0 (en) * | 2002-09-13 | 2002-10-23 | Weatherford Lamb | Expanding coupling |
FR2944553B1 (fr) * | 2009-04-17 | 2011-06-03 | Vallourec Mannesmann Oil & Gas | Composant tubulaire pour le forage et l'exploitation des puits d'hydrocarbures et joint filete resultant |
CN101824969A (zh) * | 2010-04-09 | 2010-09-08 | 衡阳华菱连轧管有限公司 | 双台肩双密封面螺纹接头及采用该螺纹接头的无接箍式油井管 |
WO2012099168A1 (ja) | 2011-01-18 | 2012-07-26 | 株式会社オハラ | 光学ガラス、プリフォーム及び光学素子 |
FR2979968B1 (fr) * | 2011-09-13 | 2014-06-27 | Vallourec Mannesmann Oil & Gas | Ensemble pour la realisation d'un joint filete pour le forage et l'exploitation des puits d'hydrocarbures et joint filete resultant |
FR3008763B1 (fr) | 2013-07-18 | 2015-07-31 | Vallourec Mannesmann Oil & Gas | Ensemble pour la realisation d'un joint filete pour le forage et l'exploitation des puits d'hydrocarbures et joint filete resultant |
MX2019007514A (es) | 2017-01-18 | 2019-09-04 | Nippon Steel Corp | Conexion roscada para tubo de acero. |
EP3473798B1 (en) * | 2017-10-20 | 2020-03-11 | Vallourec Oil And Gas France | Threaded connection partially in a self-locking engagement |
US11506311B2 (en) * | 2018-10-11 | 2022-11-22 | Nippon Steel Corporation | Threaded connection for steel pipe |
-
2019
- 2019-07-24 RU RU2020140800A patent/RU2759043C1/ru active
- 2019-07-24 CA CA3122795A patent/CA3122795C/en active Active
- 2019-07-24 WO PCT/JP2019/028958 patent/WO2020075365A1/ja unknown
- 2019-07-24 BR BR112021000168-9A patent/BR112021000168B1/pt active IP Right Grant
- 2019-07-24 CN CN201980044975.5A patent/CN112469938B/zh active Active
- 2019-07-24 JP JP2020549975A patent/JP7189961B2/ja active Active
- 2019-07-24 MX MX2020014227A patent/MX2020014227A/es unknown
- 2019-07-24 US US16/973,619 patent/US11391097B2/en active Active
- 2019-07-24 EP EP19870877.8A patent/EP3865752B1/en active Active
- 2019-10-02 AR ARP190102805A patent/AR116681A1/es active IP Right Grant
-
2020
- 2020-11-10 SA SA520420520A patent/SA520420520B1/ar unknown
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2005523404A (ja) * | 2002-04-19 | 2005-08-04 | ハイドリル・カンパニー | 特に半径方向に塑性的に拡張可能な導管のためのねじ結合構造 |
RU2439416C1 (ru) * | 2007-10-03 | 2012-01-10 | Сумитомо Метал Индастриз, Лтд. | Резьбовое соединение для стальных труб |
JP2012512347A (ja) * | 2008-12-16 | 2012-05-31 | ヴァルレック・マンネスマン・オイル・アンド・ガス・フランス | 石油産業で使用される自己締結式のねじ切りを設けた管状接続構造 |
JP2015534614A (ja) * | 2012-09-21 | 2015-12-03 | ヴァルレック オイル アンド ガスフランス | 管状ねじ接続 |
WO2015194193A1 (ja) * | 2014-06-20 | 2015-12-23 | 新日鐵住金株式会社 | 鋼管用ねじ継手 |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2818433C1 (ru) * | 2023-12-04 | 2024-05-02 | Акционерное общество "Выксунский металлургический завод" (АО "ВМЗ") | Резьбовое соединение трубных изделий нефтяного сортамента |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP3865752A4 (en) | 2021-11-10 |
CN112469938A (zh) | 2021-03-09 |
CA3122795A1 (en) | 2020-04-16 |
CA3122795C (en) | 2023-07-11 |
US11391097B2 (en) | 2022-07-19 |
MX2020014227A (es) | 2021-04-13 |
JPWO2020075365A1 (ja) | 2021-04-30 |
CN112469938B (zh) | 2022-09-20 |
WO2020075365A1 (ja) | 2020-04-16 |
EP3865752A1 (en) | 2021-08-18 |
JP7189961B2 (ja) | 2022-12-14 |
US20210246737A1 (en) | 2021-08-12 |
BR112021000168B1 (pt) | 2023-12-19 |
SA520420520B1 (ar) | 2022-09-21 |
EP3865752B1 (en) | 2022-12-07 |
AR116681A1 (es) | 2021-06-02 |
BR112021000168A2 (pt) | 2021-04-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP4257707B2 (ja) | ネジ式管継手 | |
US6752436B1 (en) | Fatigue-resistant threaded bevelled tubular element | |
RU2759043C1 (ru) | Резьбовое соединение для стальных труб | |
EP0104720A1 (en) | Tubular connection | |
EA026455B1 (ru) | Резьбовое соединение с улучшенным профилем впадины | |
RU2764606C1 (ru) | Резьбовое соединение для стальных труб | |
RU2541364C1 (ru) | Резьбовое соединение для стальных труб | |
EA007076B1 (ru) | Трубное резьбовое соединение | |
RU2702315C1 (ru) | Резьбовое соединение для стальной трубы | |
MX2012011114A (es) | Un sello mejorado entre tuberias. | |
JP7185059B2 (ja) | 鋼管用ねじ継手 | |
EA037765B1 (ru) | Резьбовое соединение для стальной трубы | |
RU2785878C1 (ru) | Высокомоментное безмуфтовое резьбовое соединение нефтегазопромысловых труб | |
RU2721075C1 (ru) | Резьбовое соединение для стальных труб | |
RU2788781C1 (ru) | Резьбовое соединение для труб | |
EA042334B1 (ru) | Резьбовое соединение для стальных труб | |
WO2016064368A1 (ru) | Герметичное резьбовое соединение металлических труб | |
OA21386A (en) | Threaded joint for steel pipe. | |
OA20890A (en) | Steel pipe threaded coupling. | |
OA16924A (en) | Threaded connection with improved root thread profile. |