EA002252B1 - Средство для соединения буровых штанг - Google Patents
Средство для соединения буровых штанг Download PDFInfo
- Publication number
- EA002252B1 EA002252B1 EA200100048A EA200100048A EA002252B1 EA 002252 B1 EA002252 B1 EA 002252B1 EA 200100048 A EA200100048 A EA 200100048A EA 200100048 A EA200100048 A EA 200100048A EA 002252 B1 EA002252 B1 EA 002252B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- section
- thread
- coupling
- ledge
- end surface
- Prior art date
Links
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 38
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 38
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 38
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000036316 preload Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- F16L15/001—Screw-threaded joints; Forms of screw-threads for such joints with conical threads
Abstract
Изобретение относится к средству для соединения буровых штанг, содержащему цапфу, которая имеет расположенный между наружным уступом и торцевой поверхностью цапфы конусный участок с наружной резьбой и расположенный между наружным уступом и участком с наружной резьбой, а также между участком с наружной резьбой и торцевой поверхностью цапфы безрезьбовой участок, и выполненную с возможностью резьбового соединения с цапфой муфту, которая имеет расположенный между внутренним уступом и торцевой поверхностью муфты конусный участок с внутренней резьбой и расположенный между внутренним уступом и участком с внутренней резьбой, а также между участком с внутренней резьбой и торцевой поверхностью муфты безрезьбовой участок, при этом в свинченном состоянии противоположно друг другу лежащие безрезьбовые участки цапфы и муфты в зоне внутреннего уступа имеют другую длину, чем лежащие в зоне наружного уступа безрезьбовые участки цапфы и муфты. Внутренний уступ (3, 10) образует первичный уступ и после сборки соединителя буровых штанг и свинчивания вплоть до 90% его предела текучести при растяжении торцевая поверхность (10) цапфы плотно прижимается к внутреннему уступу (3, 10) с давлением, превышающим любое давление, которое оказывает торцевая поверхность (4) муфты на наружный уступ (9), причем торцевая поверхность (4) муфты прижимается главным образом к наружному уступу (9), когда во время бурения возникает дополнительный вращающий момент, и находящиеся в зоне внутреннего уступа (3, 10) безрезьбовые участки (7, 13), по меньшей мере, в два раза длиннее, чем безрезьбовые участки (6, 12), находящиеся в зоне наружного плеча (9).
Description
Изобретение относится к средству для соединения буровых штанг, согласно ограничительной части п.1 формулы изобретения.
Соответствующее уровню техники средство для соединения буровых штанг известно из ^096/03605. Оно состоит из цапфы, которая имеет расположенный между наружным уступом и торцевой поверхностью цапфы конусный участок с наружной резьбой и расположенный между наружным уступом и участком с наружной резьбой, а также между участком с наружной резьбой и торцевой поверхностью цапфы участок без резьбы, и выполненную с возможностью резьбового соединения с цапфой муфту, которая имеет расположенный между внутренним уступом и торцевой поверхностью муфты конусный участок с внутренней резьбой и расположенный между внутренним уступом и участком с внутренней резьбой, а также между участком с внутренней резьбой и торцевой поверхностью муфты безрезьбовой участок, при этом в свинченном состоянии противоположно лежащие друг другу безрезьбовые участки в зоне наружного уступа длиннее, чем лежащие в зоне внутреннего уступа безрезьбовые участки цапфы и муфты. Входящий при свинчивании в контакт с торцевой поверхностью муфты наружный уступ образует первичный уступ. Возникающие при свинчивании в первичном уступе осевые силы больше, чем возникающие на внутреннем уступе силы. При этом свинчивание осуществляется, по меньшей мере, с 50%, предпочтительно с 60% предела текучести при растяжении соединителя буровых штанг.
Наружный диаметр муфты в зоне безрезьбового участка уменьшен по сравнению с остальной муфтой. Это уменьшение поперечного сечения обеспечивает необходимое совместное осаживание безрезьбового участка по отношению к удлинению безрезьбового участка цапфы, когда активируется первичный уступ.
Известный соединитель буровых штанг имеет тот недостаток, что при свинчивании и использовании возникающих напряжений учитываются исключительно только осевые напряжения, так что деталь нельзя использовать полностью. Момент свинчивания мал, так что существует опасность рассоединения стыкующихся поверхностей. Такое рассоединение уменьшает стойкость к знакопеременным нагрузкам и может приводить к усталостному разрушению.
Похожий соединитель буровых штанг раскрыт в ΌΕ 32 45 819 В1. Он имеет те же признаки, что и описанный выше соединитель буровых штанг, при этом и в этой конструкции наружный уступ образует первичный уступ, который при свинчивании активируется первым. Длина лежащего в зоне наружного уступа безрезьбового участка также больше, чем длина лежащего в зоне внутреннего уступа безрезьбового участка. Кроме того, предлагается выбирать расстояние от торцевой поверхности муфты до внутреннего уступа больше, чем расстояние от торцевой поверхности цапфы до наружного уступа. За счет этого образуется зазор, когда при свинчивании вручную торцевая поверхность муфты прилегает к наружному уступу.
К этой конструкции также относится указанное выше в отношении только частичного учета общего соотношения напряжений, за счет чего деталь нельзя использовать полностью.
Задачей изобретения является создание средства для соединения буровых штанг, которое по сравнению с известными вариантами выполнения может передавать значительно больший вращающий момент при одинаковых соотношениях размеров, т.е. при отношении наружного диаметра к внутреннему диаметру как в известных соединителях буровых штанг, или сравнительно одинаковый вращающий момент при меньших соотношениях размеров, т. е. при меньшем отношении наружного диаметра к внутреннему диаметру.
Эта задача решена, исходя из ограничительной части в соединении с отличительными признаками п.1 формулы изобретения. Предпочтительные модификации следуют из зависимых пунктов формулы изобретения.
Основная идея изобретения заключается в том, что в противоположность известным вариантам выполнения в конструкции, согласно изобретению, внутренний уступ образует первичный уступ и находящиеся в зоне внутреннего уступа безрезьбовые участки, по меньшей мере, в два раза, предпочтительно в три раза длиннее, чем безрезьбовые участки, находящиеся в зоне наружного уступа.
Такое расположение имеет то преимущество, что за счет длинного безрезьбового участка цапфы можно лучше компенсировать допуски соединителя буровых штанг, и что при лежащем у внутреннего уступа первичном уступе из-за более низких сравнительных напряжений могут выдерживаться большие силы. Это происходит даже в том случае, когда наружная поверхность стыка больше внутренней поверхности стыка. Таким образом, можно оптимально использовать наружный и внутренний уступ. За счет предварительной нагрузки внутреннего уступа образуется определенная остаточная составляющая сил для наружного уступа, которую можно оптимизировать с учетом производственных допусков, и обеспечить более высокую загрузку, по сравнению с известными, внутреннего и наружного уступов. Это приводит в целом к более высокому допустимому моменту свинчивания или рабочему вращающему моменту.
Расстояние от торцевой поверхности цапфы до наружного уступа выбирается больше, чем расстояние от торцевой поверхности муфты до внутреннего уступа. Это справедливо без учета допусков. При этом длинный, тонкий скос цапфы используется как мягкий пружинный ход для предварительной нагрузки соединителя буровых штанг. В зависимости от допусков длины внутренний и наружный уступы загружаются по разному, однако нагрузка не превышает 90% предела текучести при растяжении. За счет взаимодействия внутреннего и наружного уступов момент кручения достигает примерно 80% предела текучести.
Для уменьшения общего напряжения дополнительно предлагается при сохранении грубой стандартной резьбы выбирать для участков с наружной и внутренней резьбой цапфы, соответственно, муфты более крутой угол между 15 и 20° для нагружаемой боковой поверхности вместо 30°, согласно ΑΡΙ (Американский нефтяной институт). При угле, например, 18° проходящая в радиальном направлении составляющая осевой силы уменьшается почти на половину. За счет этого увеличивается также 45 градусная поверхность среза. Тем самым общие напряжения становятся более благоприятными и деталь можно сильнее нагружать. Дальнейшее улучшение обеспечивается за счет того, что одна часть моментов воспринимается целевым перекрытием в зоне резьбы вблизи внутреннего уступа. Это можно осуществить предпочтительно за счет различной крутизны конусов участков с резьбой. При этом крутизна наклона конуса муфты больше крутизны наклона конуса цапфы. Различие крутизны наклона конусов находится в диапазоне 0,03-0,3 мм/дюйм. За счет перекрытия резьбы разгружается внутренний уступ, так что можно дополнительно увеличить момент свинчивания.
Другое улучшение конструкции касается износа наружного диаметра муфты. Для этого предлагается выполнить на наружной поверхности муфты от торцевой поверхности до примерно 3 шага резьбы проточку. За счет этого обеспечивается то, что даже при износе наружного диаметра муфты критические поперечные сечения и тем самым соотношения напряжений остаются постоянными. Как только первые признаки износа появляются также в зоне проточки муфты, необходимо заменить средство для соединения буровых штанг или при возможности регенерировать.
Предложенная конструкция позволяет передавать сравнительно одинаковый вращающий момент при меньших соотношениях размеров, т.е. при меньшем отношении наружного диаметра к внутреннему диаметру. Меньшее отношение наружного к внутреннему диаметру, т. е. больший просвет в свету и/или соответственно увеличенное кольцевое пространство снаружи благоприятно, с одной стороны, для минимизации потерь давления внутри буровой скважины, и с другой стороны, для беспрепятственного прохождения промывочного бурового раствора вместе с буровой мелочью в наружном кольцевом пространстве.
Ниже приводится описание примера выполнения средства для соединения буровых штанг, согласно изобретению, со ссылками на чертежи, на которых изображено фиг. 1а - продольный разрез половины муфты, согласно изобретению;
фиг. 1Ь - продольный разрез половины цапфы, согласно изобретению;
фиг. 2 - форма резьбы, согласно изобретению, в увеличенном масштабе;
фиг. 3 - продольный разрез варианта выполнения половины муфты.
На фиг. 1а показан продольный разрез половины муфты, выполненной согласно изобретению, а на фиг. 1Ь - цапфы 2, выполненной согласно изобретению. Муфта 1 имеет конусный участок 5 с внутренней резьбой, расположенный между внутренним уступом 3 и торцевой поверхностью 4 муфты. Между началом участка 5 с внутренней резьбой и торцевой поверхностью 4 муфты расположен конусный безрезьбовой участок 6. Второй выполненный цилиндрическим безрезьбовой участок 7 находится между концом участка 5 с внутренней резьбой и внутренним уступом 3. Наружный диаметр муфты 1 обозначен стрелкой 8. Выполненная с возможностью свинчивания с муфтой 1 цапфа 2, согласно изобретению, имеет участок с наружной резьбой, лежащий между наружным уступом 9 и торцевой поверхностью 10 цапфы. Между концом участка 11 с наружной резьбой и наружным уступом 9 находится выполненный цилиндрическим безрезьбовой участок 12, и второй, выполненный также цилиндрическим, безрезьбовой участок 13 находится между началом участка 11 с наружной резьбой и торцевой поверхностью 10 цапфы.
Согласно изобретению, внутренний уступ 3 образует первичный уступ, который после свинчивания вручную активируется первым. Это достигается тем, что расстояние 14 между торцевой поверхностью 10 цапфы и наружным уступом 9 больше, чем расстояние 15 между внутренним уступом 3 и торцевой поверхностью 4 муфты. Другим существенным отличием средства для соединения буровых штанг, согласно изобретению, является то, что длина 16 обоих лежащих противоположно друг другу безрезьбовых участков 7, 13 муфты 1, соответственно, цапфы 2, по меньшей мере, в два раза больше, чем длина 17 обоих лежащих противоположно друг другу безрезьбовых участков 6, муфты 1, соответственно, цапфы 2. Внутренний диаметр цапфы 2 обозначен стрелкой 18.
На фиг. 2 в увеличенном масштабе показана форма резьбы, выполненная согласно изобретению. В верхней части фиг. 2 показан разрез зубьев 19.1, 19.2 участка 5 с внутренней резьбой муфты 1. В нижней части показан разрез зуба 20.1 участка 11 с наружной резьбой цапфы 2. Основная форма обоих резьбовых участков 5, 11 соответствует грубой стандартной резьбе, согласно ΑΡΙ, что является предпочтительным для необходимого частого свинчивания, которое может выполняться до 100 раз, и для осуществления так называемой вставки цапфы 2 в муфту 1. Направляющая боковая поверхность 21 имеет в соответствии с нормой ΑΡΙ угол 30°. С отклонением от этого угол нагружаемой боковой поверхности 22 более крутой и лежит в диапазоне 15-20°, предпочтительно равен 18°. Это относится в равной степени к зубьям 20.1 участка 11 с наружной резьбой цапфы 2.
На фиг. 3 показан продольный разрез варианта выполнения половины муфты 23. В отличие от показанной на фиг. 1а муфты 1 наружная поверхность 24 муфты 23 имеет проточку 25, уменьшающую наружный диаметр 8. Эта выточка является квази маркировкой степени износа наружной поверхности 24 муфты 23. При увеличивающемся износе наружный диаметр 8 наружной поверхности 24 все больше приближается к диаметру 26 проточки 25. При этом диаметр 26 проточки 25 выбран так, что и для этого поперечного сечения обеспечиваются оптимальные соотношения напряжений.
Claims (8)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Средство для соединения буровых штанг, содержащее цапфу, которая имеет расположенный между наружным уступом и торцевой поверхностью цапфы конусный участок с наружной резьбой и расположенный между наружным уступом и участком с наружной резьбой, а также между участком с наружной резьбой и торцевой поверхностью цапфы безрезьбовой участок, и выполненную с возможностью резьбового соединения с цапфой муфту, которая имеет расположенный между внутренним уступом и торцевой поверхностью муфты конусный участок с внутренней резьбой и расположенный между внутренним уступом и участком с внутренней резьбой, а также между участком с внутренней резьбой и торцевой поверхностью муфты безрезьбовой участок, при этом в свинченном состоянии противоположно друг другу лежащие безрезьбовые участки цапфы и муфты в зоне внутреннего уступа имеют другую длину, чем лежащие в зоне наружного уступа безрезьбовые участки цапфы и муфты, отличающееся тем, что внутренний уступ (3, 10) образует первичный уступ и после сборки средства для со единения буровых штанг и свинчивания вплоть до 90% его предела текучести при растяжении торцевая поверхность (10) цапфы прижимается к внутреннему уступу (3, 10) с давлением, превышающим любое давление, которое оказывает торцевая поверхность (4) муфты на наружный уступ (9), причем торцевая поверхность (4) муфты плотно прижимается главным образом к наружному уступу (9), когда во время бурения возникает дополнительный вращающий момент, и находящиеся в зоне внутреннего уступа (3, 10) безрезьбовые участки (7, 13), по меньшей мере, в два раза длиннее, чем безрезьбовые участки (6, 12), находящиеся в зоне наружного уступа (9).
- 2. Средство по п.1, отличающееся тем, что находящиеся в зоне внутреннего уступа (3, 10) безрезьбовые участки (7, 13) в три раза длиннее, чем безрезьбовые участки (6, 12), находящиеся в зоне наружного уступа (9).
- 3. Средство по любому из п. 1 или 2, отличающееся тем, что расстояние (14) между торцевой поверхностью (10) цапфы и наружным уступом (9) больше, чем расстояние (15) между торцевой поверхностью (4) муфты и внутренним уступом (3, 10).
- 4. Средство по любому из пп.1-3, отличающееся тем, что участок (5) с внутренней резьбой и участок (11) с наружной резьбой снабжены грубой стандартной резьбой, нагружаемая боковая поверхность (22) которой имеет угол в диапазоне 15-20°, а направляющая боковая поверхность (21) имеет угол 30°.
- 5. Средство по п.4, отличающееся тем, что нагружаемая боковая поверхность (22) имеет угол 18°.
- 6. Средство по любому из пп.1-5, отличающееся тем, что участок (5) с внутренней резьбой в муфте (1) имеет большую крутизну наклона конуса, чем участок (11) с наружной резьбой в цапфе (2).
- 7. Средство по п.6, отличающееся тем, что различие крутизны наклона конуса составляет 0,03-0,3 мм/дюйм.
- 8. Средство по любому из пп.1-7, отличающееся тем, что на наружной поверхности (24) муфты (23) от торцевой поверхности (4) до примерно третьего шага резьбы выполнена проточка (25).
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
DE19827821A DE19827821C1 (de) | 1998-06-17 | 1998-06-17 | Bohrgestängeverbinder |
PCT/DE1999/001566 WO1999066170A1 (de) | 1998-06-17 | 1999-05-21 | Bohrgestängeverbinder |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA200100048A1 EA200100048A1 (ru) | 2001-06-25 |
EA002252B1 true EA002252B1 (ru) | 2002-02-28 |
Family
ID=7871680
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200100048A EA002252B1 (ru) | 1998-06-17 | 1999-05-21 | Средство для соединения буровых штанг |
Country Status (18)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6513840B1 (ru) |
EP (1) | EP1088150B1 (ru) |
JP (1) | JP3760098B2 (ru) |
CN (1) | CN1115466C (ru) |
AR (1) | AR019657A1 (ru) |
AT (1) | ATE318987T1 (ru) |
AU (1) | AU5150199A (ru) |
BR (1) | BR9911225A (ru) |
CA (1) | CA2334926C (ru) |
DE (2) | DE19827821C1 (ru) |
DK (1) | DK1088150T3 (ru) |
EA (1) | EA002252B1 (ru) |
ID (1) | ID26712A (ru) |
MY (1) | MY123012A (ru) |
NO (1) | NO324392B1 (ru) |
SA (1) | SA99200381B1 (ru) |
UA (1) | UA52827C2 (ru) |
WO (1) | WO1999066170A1 (ru) |
Families Citing this family (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE19955377C2 (de) * | 1999-11-10 | 2002-05-02 | Mannesmann Ag | Rohrverbindung |
CA2469875C (en) * | 2001-12-07 | 2010-05-11 | Baker Hughes Incorporated | Modular thread connection with high fatigue resistance |
US7455329B2 (en) * | 2004-01-29 | 2008-11-25 | Grant Prideco, L.P. | Fast make-up fatigue resistant rotary shouldered connection |
US7210710B2 (en) * | 2004-03-01 | 2007-05-01 | Omsco, Inc. | Drill stem connection |
FR2940816B1 (fr) | 2009-01-06 | 2011-02-18 | Vam Drilling France | Composant tubulaire de garniture de forage et garniture de forage correspondante |
FR2971882A1 (fr) | 2011-02-22 | 2012-08-24 | Vam Drilling France | Coupleur electromagnetique |
FR2980815B1 (fr) | 2011-10-04 | 2013-09-27 | Vam Drilling France | Element de garniture de forage et tige de forage correspondante |
FR2992345B1 (fr) | 2012-06-22 | 2014-07-25 | Vam Drilling France | Element de garniture de forage avec zone d'activation des fluides |
CN110666726A (zh) * | 2019-10-09 | 2020-01-10 | 北京星航机电装备有限公司 | 一种浮动支撑装置 |
CA3077491A1 (en) | 2020-03-30 | 2021-09-30 | Plainsman Mfg. Inc. | Shear coupling and method of assembling same |
Family Cites Families (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2461107A (en) * | 1945-06-01 | 1949-02-08 | Walter L Church | Safety joint |
US3508771A (en) * | 1964-09-04 | 1970-04-28 | Vallourec | Joints,particularly for interconnecting pipe sections employed in oil well operations |
US4548431A (en) * | 1981-12-17 | 1985-10-22 | Hughes Tool Company - Usa | Tool joint with internal/external make-up shoulders |
CA1182490A (en) * | 1981-12-17 | 1985-02-12 | Hughes Tool Company | Tool joint with internal/external make-up shoulder |
JPS58157087U (ja) * | 1982-04-16 | 1983-10-20 | 日本鋼管株式会社 | 油井管用ネジ継手 |
US5505502A (en) * | 1993-06-09 | 1996-04-09 | Shell Oil Company | Multiple-seal underwater pipe-riser connector |
US5492375A (en) * | 1994-07-21 | 1996-02-20 | Grant Tfw, Inc. | Drill pipe with improved connectors |
US6047997A (en) * | 1996-05-15 | 2000-04-11 | Iberia Threading, Inc. | Threaded connection with radiused surfaces |
US5908212A (en) * | 1997-05-02 | 1999-06-01 | Grant Prideco, Inc. | Ultra high torque double shoulder tool joint |
US6244631B1 (en) * | 1999-03-02 | 2001-06-12 | Michael Payne | High efficiency drill pipe |
-
1998
- 1998-06-17 DE DE19827821A patent/DE19827821C1/de not_active Expired - Fee Related
-
1999
- 1999-05-21 DK DK99936336T patent/DK1088150T3/da active
- 1999-05-21 CA CA002334926A patent/CA2334926C/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-05-21 ID IDW20002624A patent/ID26712A/id unknown
- 1999-05-21 WO PCT/DE1999/001566 patent/WO1999066170A1/de active IP Right Grant
- 1999-05-21 CN CN99807414A patent/CN1115466C/zh not_active Expired - Lifetime
- 1999-05-21 US US09/719,980 patent/US6513840B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-05-21 DE DE59913178T patent/DE59913178D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1999-05-21 AT AT99936336T patent/ATE318987T1/de not_active IP Right Cessation
- 1999-05-21 UA UA2000127243A patent/UA52827C2/ru unknown
- 1999-05-21 BR BR9911225-6A patent/BR9911225A/pt not_active IP Right Cessation
- 1999-05-21 JP JP2000554962A patent/JP3760098B2/ja not_active Expired - Lifetime
- 1999-05-21 AU AU51501/99A patent/AU5150199A/en not_active Abandoned
- 1999-05-21 EP EP99936336A patent/EP1088150B1/de not_active Expired - Lifetime
- 1999-05-21 EA EA200100048A patent/EA002252B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1999-06-11 AR ARP990102797A patent/AR019657A1/es active IP Right Grant
- 1999-06-15 MY MYPI99002443A patent/MY123012A/en unknown
- 1999-07-25 SA SA99200381A patent/SA99200381B1/ar unknown
-
2000
- 2000-12-12 NO NO20006324A patent/NO324392B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU5150199A (en) | 2000-01-05 |
MY123012A (en) | 2006-05-31 |
AR019657A1 (es) | 2002-03-13 |
UA52827C2 (ru) | 2003-01-15 |
US6513840B1 (en) | 2003-02-04 |
CA2334926A1 (en) | 1999-12-23 |
NO20006324D0 (no) | 2000-12-12 |
WO1999066170A1 (de) | 1999-12-23 |
CA2334926C (en) | 2005-07-05 |
SA99200381B1 (ar) | 2006-03-25 |
ID26712A (id) | 2001-02-01 |
NO324392B1 (no) | 2007-10-01 |
BR9911225A (pt) | 2001-02-20 |
DE19827821C1 (de) | 1999-11-25 |
ATE318987T1 (de) | 2006-03-15 |
NO20006324L (no) | 2000-12-12 |
CN1305561A (zh) | 2001-07-25 |
DK1088150T3 (da) | 2006-06-06 |
JP2002518617A (ja) | 2002-06-25 |
JP3760098B2 (ja) | 2006-03-29 |
EP1088150A1 (de) | 2001-04-04 |
EA200100048A1 (ru) | 2001-06-25 |
DE59913178D1 (de) | 2006-04-27 |
CN1115466C (zh) | 2003-07-23 |
EP1088150B1 (de) | 2006-03-01 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2759755C (en) | Drill stem connection | |
US4600224A (en) | Tubular connection having a chevron wedge thread | |
US7331614B2 (en) | Tubular threaded joint with trapezoid threads having convex bulged thread surface | |
CA1270280A (en) | Tubular connections having two thread sets with multiple interengaging characteristics | |
US6609735B1 (en) | Threaded and coupled connection for improved fatigue resistance | |
RU2711367C2 (ru) | Трубное соединение с резьбой самоблокирующейся формы, используемое в нефтедобывающей промышленности | |
CA2389216C (en) | Tube connection | |
US6755447B2 (en) | Production riser connector | |
JP4406512B2 (ja) | 多面型フランクを有するねじ形状 | |
RU2297512C2 (ru) | Герметичное резьбовое соединение нефтепромысловых труб | |
US5169183A (en) | Threaded joint for drill rod elements | |
US4603889A (en) | Differential pitch threaded fastener, and assembly | |
US7621034B2 (en) | Tubular threaded joint which is impervious to the external environment | |
US20120032435A1 (en) | Threaded joint for tubes, pipes and the like | |
AU2007232748A1 (en) | Tubular threaded joint | |
UA101165C2 (ru) | Соединение труб для нефтепромыслов с повышенной способностью к сжатию | |
EA002252B1 (ru) | Средство для соединения буровых штанг | |
EP0108980B1 (en) | Tubular connection | |
US20070069517A1 (en) | Threaded pipe and pipe joint and method of use | |
US11332982B2 (en) | Fatigue reducing shouldered connections | |
GB2340148A (en) | Tube rod | |
MXPA00012080A (es) | Acoplamiento para tubos de barrenar | |
JPS62370B2 (ru) | ||
MXPA99010075A (en) | Ultra high torque double shoulder tool joint | |
CA2014851A1 (en) | Pipe coupling |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
PC4A | Registration of transfer of a eurasian patent by assignment | ||
PD4A | Registration of transfer of a eurasian patent in accordance with the succession in title | ||
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ |
|
PD4A | Registration of transfer of a eurasian patent in accordance with the succession in title | ||
MK4A | Patent expired |
Designated state(s): RU |