EA043149B1

EA043149B1 - WEDGE SCREW CONNECTION FOR PIPE PRODUCTS

Info

Publication number: EA043149B1
Application number: EA202092552
Authority: EA
Inventors: Джонатан Роберт Брин; Руэда Давид Мутис; Эндрю Генри Тэйт
Original assignee: Хайдрил Компани
Priority date: 2018-04-25
Filing date: 2019-04-25
Publication date: 2023-04-26

Description

Область техники, к которой относится изобретениеThe technical field to which the invention belongs

Настоящее изобретение относится к клиновидным резьбовым соединениям для трубных изделий, в частности, к клиновидным соединениям труб с резьбой для трубных изделий, используемых в стволе скважины.The present invention relates to wedge-shaped threaded connections for tubular products, in particular, wedge-shaped pipe connections with threads for tubular products used in a wellbore.

Настоящей заявкой испрашивается установление приоритета по заявке на патент США № 62/662612, поданной 25 апреля 2018 г., и заявке на патент Нидерландов № N2021407, поданной 27 июля 2018 г., содержание которых включено в настоящую заявку посредством ссылки. Предшествующий уровень техникиThis application seeks prioritization of US Patent Application No. 62/662612, filed April 25, 2018, and Dutch Patent Application No. N2021407, filed July 27, 2018, the contents of which are incorporated herein by reference. Prior Art

Резьбовые клиновидные соединения применяют для соединения звеньев обсадных труб для использования в стволе скважины. Собранное соединение трубных изделий соединяет первый (нижний) муфтовый трубный элемент с внутренней клиновидной резьбой в ней и второй (верхний) трубный элемент с ниппельным концом с наружной клиновидной резьбой.Threaded wedge connections are used to connect casing strings for use in a wellbore. The assembled connection of tubular products connects the first (lower) sleeved tubular element with an internal wedge-shaped thread in it and the second (upper) tubular element with a nipple end with an external wedge-shaped thread.

Сущность изобретенияThe essence of the invention

В настоящем описании раскрыты клиновидные резьбовые соединения для трубных изделий, используемых в стволах скважин.The present description discloses wedge-shaped threaded connections for tubular products used in wellbores.

Некоторые объекты изобретения содержат трубное соединение, которое содержит первое звено обсадных труб и второе звено обсадных труб. Первое звено обсадных труб содержит муфтовый конец, выполненный заедино с звеном труб, с участком внутренней клиновидной резьбы, при этом внутренняя клиновидная резьба расположена на муфтовой части конца, и второе звено обсадных труб содержит ниппельный конец, выполненный заедино с звеном труб, с участком с наружной клиновидной резьбой, при этом наружная клиновидная резьба расположена на ниппельной части указанного ниппельного конца. Наружная клиновидная резьба выполнена с возможностью входить в зацепление с внутренней клиновидной резьбой. Второе звено обсадных труб имеет внутренний диаметр D1, кроме того, второе звено обсадных труб содержит внутреннюю кольцевую выемку, имеющую внутренний диаметр D2, при этом D2 больше, чем D1. Внутренняя кольцевая выемка расположена продольно вдоль внутренней поверхности второго звена обсадных труб и радиально примыкает к участку наружной клиновидной резьбы, расположенной на нижней части неразъемного ниппельного конца. Этот и другие объекты могут содержать один или несколько следующих признаков. Внутренняя кольцевая выемка может радиально примыкать к участку наружной клиновидной резьбы, расположенной на нижней части ниппельного конца. По меньшей мере часть внутренней кольцевой выемки может радиально примыкать к участку наружной клиновидной резьбы, расположенной на нижней части ниппельного конца. Только часть внутренней кольцевой выемки может радиально примыкать к части наружной клиновидной резьбы, расположенной на нижней части ниппельного конца. Второе звено обсадных труб может содержать центральную продольную ось. Первая виртуальная плоскость, проходящая перпендикулярно центральной продольной оси второго звена обсадных труб и через часть внутренней кольцевой выемки, радиально примыкающей к части наружной клиновидной резьбы, расположенной на нижней части ниппельного конца, может также проходить через указанную часть наружной клиновидной резьбы. Внутренняя кольцевая выемка может иметь продольную длину L1. Продольная длина L1 внутренней кольцевой выемки может быть меньше продольной длины L3 замкового соединения на колонне бурильных труб, выборочно расположенного во втором звене обсадных труб. Продольная длина L1 внутренней кольцевой выемки может быть меньше продольной длины L4 соединения на резьбовой и соединенной колонне напорно-компрессорных труб, выборочно расположенного во втором звене обсадных труб. Внутренняя кольцевая выемка может радиально примыкать, но не контактировать с поверхностью уплотнения металл-металл неразъемного ниппельного конца. Вторая виртуальная плоскость, проходящая перпендикулярно центральной продольной оси второго звена обсадных труб и через часть внутренней кольцевой выемки, радиально примыкающей к поверхности уплотнения металл-металл неразъемного ниппельного конца, может также проходить через указанную поверхность уплотнения металл-металл. Внутренняя кольцевая выемка предпочтительно доходит до конца неразъемного ниппельного конца. Внутренняя кольцевая выемка может быть расположена напротив или радиально примыкать к продольной концевой части наружной клиновидной резьбы. Продольная длина внутренней кольцевой выемки может быть меньше продольной длины L5 участка с наружной клиновидной резьбой. Продольная длина внутренней кольцевой выемки может составлять около половины продольной длины участка с наружной клиновидной резьбой. Внутренняя кольцевая выемка может быть выполнена с возможностью обеспечения гибкости нижней части ниппельного конца второго звена обсадных труб. Внутренняя кольцевая выемка может быть выполнена с возможностью обеспечения гибкости, требуемой для герметизации уплотнения металл-металл, расположенного между самой нижней резьбой наружной клиновидной резьбы и концом неразъемного ниппельного конца. В предпочтительном варианте реализации изобретения, который содержит последний признак, поверхность уплотнения металл-металл представляет собой область основного уплотнения трубного соединения, а часть наружной клиновидной резьбы, радиально примыкающей к выемке, содержит уплотняющую часть резьбы, причем уплотняющая часть резьбы формирует область вторичного уплотнения трубного соединения, в которой кольцевая выемка расположена радиально примыкающей к поверхности уплотнения металлметалл неразъемного ниппельного конца и радиально примыкающей к продольной концевой части на- 1 043149 ружной клиновидной резьбы таким образом, чтобы обеспечить гибкость, требуемую для уплотнения нижней концевой части клиновидной резьбы вместе, для формирования вторичного уплотнения, при этом обеспечивая гибкость поверхности основного уплотнения металл-металл.Some aspects of the invention include a tubular connection that includes a first casing string and a second casing string. The first casing string contains a sleeve end integral with the pipe string, with an internal wedge-shaped thread section, while the internal wedge-shaped thread is located on the sleeve part of the end, and the second casing string contains a pin end integral with the pipe string, with a section with an external wedge-shaped thread, while the external wedge-shaped thread is located on the nipple part of the specified nipple end. The external wedge-shaped thread is configured to engage with the internal wedge-shaped thread. The second casing string has an inner diameter D1, in addition, the second casing string has an internal annular recess having an inner diameter D2, whereby D2 is larger than D1. The inner annular recess is located longitudinally along the inner surface of the second section of the casing and is radially adjacent to the section of the external wedge-shaped thread located on the lower part of the one-piece nipple end. This and other objects may contain one or more of the following features. The inner annular recess may be radially adjacent to the section of the external wedge-shaped thread located on the lower part of the pin end. At least part of the inner annular recess may be radially adjacent to the section of the external wedge-shaped thread located on the lower part of the pin end. Only a part of the inner annular recess can be radially adjacent to the part of the external wedge-shaped thread located on the lower part of the pin end. The second casing string may include a central longitudinal axis. The first virtual plane passing perpendicular to the central longitudinal axis of the second casing string and through the part of the inner annular recess, radially adjacent to the part of the external wedge-shaped thread located on the lower part of the pin end, can also pass through the specified part of the external wedge-shaped thread. The inner annular recess may have a longitudinal length L1. The longitudinal length L1 of the inner annular recess may be less than the longitudinal length L3 of the tool joint on the drill string optionally located in the second casing string. The longitudinal length L1 of the inner annular recess may be less than the longitudinal length L4 of the connection on the threaded and connected tubing string, optionally located in the second casing string. The inner annular recess may radially abut, but not contact, the metal-to-metal sealing surface of the one-piece pin end. The second virtual plane passing perpendicular to the central longitudinal axis of the second casing string and through the part of the inner annular recess, radially adjacent to the metal-to-metal seal surface of the one-piece pin end, can also pass through the specified metal-to-metal seal surface. The inner annular recess preferably extends to the end of the integral pin end. The inner annular recess may be located opposite or radially adjacent to the longitudinal end portion of the external wedge-shaped thread. The longitudinal length of the inner annular recess may be less than the longitudinal length L5 of the section with an external wedge-shaped thread. The longitudinal length of the inner annular recess may be about half of the longitudinal length of the section with an external wedge-shaped thread. The inner annular recess may be configured to provide flexibility to the lower portion of the pin end of the second casing string. The internal annular recess may be configured to provide the flexibility required to seal a metal-to-metal seal located between the lowermost thread of the male taper thread and the end of the integral pin end. In the preferred embodiment of the invention, which contains the last feature, the metal-to-metal sealing surface is the area of the main seal of the pipe connection, and the part of the external wedge-shaped thread, radially adjacent to the recess, contains the sealing part of the thread, and the sealing part of the thread forms the area of the secondary seal of the pipe connection in which the annular recess is positioned radially adjacent to the metal-to-metal sealing surface of the one-piece pin end and radially adjacent to the longitudinal end portion of the male wedge thread so as to provide the flexibility required to seal the lower end portion of the wedge thread together to form a secondary seal while still providing surface flexibility for the main metal-to-metal seal.

Этот и другие объекты изобретения могут содержать один или несколько следующих признаков. Второе звено обсадных труб может содержать внутренний переходный участок, расположенный внутри (например, на внутренней поверхности) второго звена обсадных труб на верхнем продольном конце внутренней кольцевой выемки, при этом внутренний переходный участок выполнен с возможностью перехода с внутреннего диаметра D2 внутренней кольцевой выемки на внутренний диаметр D1 второго звена обсадных труб. Внутренний переходный участок может иметь коническую форму. Внутренний переходный участок может иметь нелинейный профиль между внутренним диаметром D1 второго звена обсадных труб и внутренним диаметром D2 внутренней кольцевой выемки. Наружная клиновидная резьба ниппельного конца и внутренняя клиновидная резьба муфтового конца трубы могут быть свинчены друг в друга, а ниппельный конец и муфтовый конец трубы могут быть расположены в конечном свинченном положении относительно друг друга. Первое звено обсадных труб может содержать внутренний уступ, а продольная длина L2 углубленного участка, проходящего от внутреннего переходного участка до внутреннего уступа, может быть меньше продольной длины L3 замкового соединения на колонне бурильных труб, выборочно расположенного внутри второго звена обсадных труб. Первое звено обсадных труб может содержать внутренний уступ, а продольная длина L2 углубленного участка, проходящего от внутреннего переходного участка до внутреннего уступа, может быть меньше продольной длины L4 соединения на соединенной колонне напорно-компрессорных труб, выборочно расположенного внутри второго звена обсадных труб.This and other aspects of the invention may contain one or more of the following features. The second casing string may include an internal transition located inside (for example, on the inner surface) of the second casing string at the upper longitudinal end of the inner annular recess, wherein the inner transition is configured to transition from the inner diameter D2 of the inner annular recess to the inner diameter D1 of the second casing string. The inner transition portion may have a conical shape. The inner transition section may have a non-linear profile between the inner diameter D1 of the second casing string and the inner diameter D2 of the inner annular recess. The male wedge thread of the pin end and the female wedge thread of the socket end of the pipe can be screwed into each other, and the pin end and the socket end of the pipe can be located in the final screwed position relative to each other. The first casing string may comprise an inner shoulder, and the longitudinal length L2 of the recessed section extending from the inner transitional section to the inner shoulder may be less than the longitudinal length L3 of the tool joint on the drill string optionally located inside the second casing string. The first casing string may contain an internal shoulder, and the longitudinal length L2 of the recessed section extending from the inner transitional section to the internal shoulder may be less than the longitudinal length L4 of the connection on the connected tubing string, selectively located inside the second casing string.

Внутренний уступ может содержать концевую поверхность, расположенную в основном по направлению оси относительно центральной продольной оси. Внутренний уступ может содержать концевую поверхность, проходящую в основном радиально относительно центральной продольной оси. Внутренний уступ может содержать концевую поверхность, проходящую в основном перпендикулярно относительно центральной продольной оси. Внутренний диаметр D2 внутренней кольцевой выемки может быть одинаковым по всей продольной длине внутренней кольцевой выемки. Внутренний диаметр D2 внутренней кольцевой выемки может постепенно увеличиваться от первого продольного конца внутренней кольцевой выемки до второго противоположного продольного конца внутренней кольцевой выемки. Внутренний диаметр D2 внутренней кольцевой выемки может постепенно уменьшаться от первого продольного конца внутренней кольцевой выемки до второго противоположного продольного конца внутренней кольцевой выемки.The inner ledge may include an end surface located generally in the direction of the axis relative to the central longitudinal axis. The inner ledge may include an end surface extending generally radially with respect to the central longitudinal axis. The inner step may include an end surface extending substantially perpendicular to the central longitudinal axis. The inner diameter D2 of the inner annular recess may be the same along the entire longitudinal length of the inner annular recess. The inner diameter D2 of the inner annular recess may gradually increase from the first longitudinal end of the inner annular recess to the second opposite longitudinal end of the inner annular recess. The inner diameter D2 of the inner annular recess may gradually decrease from the first longitudinal end of the inner annular recess to the second opposite longitudinal end of the inner annular recess.

В конкретном предпочтительном варианте реализации трубного соединения в соответствии с настоящим изобретением, поверхность уплотнения металл-металл расположена между самой нижней резьбой и концом ниппельного конца для формирования уплотнения. Предпочтительно, внутренняя кольцевая выемка расположена продольно вдоль внутренней поверхности второго звена обсадных труб и радиально примыкает к части наружной клиновидной резьбы, расположенной на нижней части ниппельного конца таким образом, чтобы обеспечить гибкость в нижней части ниппельного конца для улучшения уплотнения, обеспечиваемого поверхностью уплотнения металл-металл. Внутренняя кольцевая выемка может также радиально примыкать к поверхности уплотнения металл-металл. Альтернативно, или дополнительно, наружная клиновидная резьба выполнена с возможностью герметично входить в зацепление с внутренней клиновидной резьбой, и в которой предпочтительно внутренняя кольцевая выемка расположена продольно вдоль внутренней поверхности второго звена обсадных труб и радиально примыкает к части наружной клиновидной резьбы, расположенной на нижней части ниппельного конца звена труб таким образом, чтобы обеспечить гибкость в нижней части ниппельного конца, требуемую для герметичного зацепления нижней концевой части клиновидной резьбы. По варианту реализации изобретения, поверхность уплотнения металл-металл расположена между самой нижней резьбой и концом ниппельного конца для формирования основного уплотнения, а наружная клиновидная резьба выполнена с возможностью герметичного зацепления с внутренней клиновидной резьбой для формирования вторичного уплотнения. В таком варианте реализации изобретения предпочтительно внутренняя кольцевая выемка расположена продольно вдоль внутренней поверхности второго звена обсадных труб и радиально примыкает к части наружной клиновидной резьбы, расположенной на нижней части ниппельного конца таким образом, чтобы обеспечить гибкость в нижней части ниппельного конца, требуемую для уплотнения нижней концевой части клиновидной резьбы для формирования вторичного уплотнения, при этом также обеспечивая гибкость в нижней части ниппельного конца для улучшения основного уплотнения, обеспечиваемого поверхностью основного уплотнения металл-металл. Внутренняя кольцевая выемка может также радиально примыкать к поверхности уплотнения металл-металл. Предпочтительно, в указанных предпочтительных вариантах реализации изобретения, внутренняя кольцевая выемка не расположена продольно вдоль внутренней поверхности второго звена обсадных труб, радиально примыкающей к части наружной клиновидной резьбы, расположенной на верхней части ниппельного конца. Это позволяет поддерживать механическую прочность в верхней части ниппельного конца, на котором расположена часть наружной клиновидной резьбы, обеспечивая гибкость в нижней части ниппельного конца.In a particular preferred embodiment of a tubular connection in accordance with the present invention, a metal-to-metal sealing surface is located between the lowermost thread and the end of the pin end to form a seal. Preferably, the internal annular recess is located longitudinally along the inner surface of the second string of casing and radially abuts the portion of the male taper thread located on the lower part of the pin end so as to provide flexibility in the lower part of the pin end to improve the sealing provided by the metal-to-metal sealing surface. . The inner annular recess can also radially abut the metal-to-metal sealing surface. Alternatively, or additionally, the male wedge thread is configured to sealably engage with the female wedge thread, and wherein preferably the inner annular recess is located longitudinally along the inner surface of the second casing string and is radially adjacent to the portion of the male wedge thread located on the lower portion of the pin the end of the pipe link so as to provide the flexibility at the bottom of the pin end required to seal the bottom end of the wedge thread. According to an embodiment of the invention, the metal-to-metal sealing surface is located between the lowermost thread and the end of the nipple end to form the main seal, and the external wedge thread is configured to tightly engage with the internal wedge thread to form the secondary seal. In such an embodiment of the invention, preferably, the internal annular recess is located longitudinally along the inner surface of the second string of casing and radially adjacent to the part of the external taper thread located on the lower part of the pin end so as to provide flexibility in the lower part of the pin end required to seal the lower end wedge thread portion to form a secondary seal, while also providing flexibility at the bottom of the pin end to improve the primary seal provided by the primary metal-to-metal seal surface. The inner annular recess can also radially abut the metal-to-metal sealing surface. Preferably, in these preferred embodiments of the invention, the internal annular recess is not located longitudinally along the inner surface of the second casing string, radially adjacent to the part of the external taper thread located on the upper part of the pin end. This allows mechanical strength to be maintained at the top of the pin end on which the male wedge thread portion is located, while providing flexibility at the bottom of the pin end.

- 2 043149- 2 043149

Предпочтительно, в трубном соединении в соответствии с настоящим изобретением, а также в вышеописанном предпочтительном варианте реализации изобретения, резьба имеет клиновидный резьбовой профиль в форме ласточкина хвоста. Этот признак позволяет наиболее эффективно использовать гибкость, обеспечиваемую внутренней кольцевой выемкой, для улучшения уплотнения на поверхности уплотнения металл-металл и/или улучшения уплотнения клиновидной резьбы в нижней части клиновидного резьбового соединения.Preferably, in the pipe connection according to the present invention, as well as in the preferred embodiment of the invention described above, the thread has a wedge-shaped dovetail thread profile. This feature allows the most efficient use of the flexibility provided by the internal annular recess to improve the sealing at the metal-to-metal sealing surface and/or improve the sealing of the wedge thread at the bottom of the wedge threaded connection.

Предпочтительно, в трубном соединении в соответствии с настоящим изобретением, а также в вышеописанном предпочтительном варианте реализации изобретения, трубное соединение выполнено с возможностью неопределенной сборки. Иными словами, предпочтительно, трубное соединение не содержит заплечика для передачи крутящего момента. В предпочтительном варианте реализации изобретения первое звено обсадных труб содержит внутренний уступ, обращенный к концу ниппельного конца, выполненного заедино со вторым звеном обсадных труб, в конечном собранном положении первого звена обсадных труб и второго звена обсадных труб относительно друг друга, в котором в конечном собранном положении конец указанного ниппельного конца второго звена не контактирует с внутренним уступом. В результате того, что конец указанного ниппельного конца второго звена труб не находится в контакте с внутренним уступом в конечном собранном положении, ниппельный конец действует как консоль. Внутренняя кольцевая выемка увеличивает гибкость вдоль части ниппельного конца, то есть вдоль части консоли, где внутренняя кольцевая выемка радиально примыкает. В частности, в сочетании с резьбой, имеющей клиновидный резьбовой профиль в форме ласточкиного хвоста, клиновидный резьбовой профиль в форме ласточкиного хвоста может поддерживать консоль по всей своей длине и может преимущественно тянуть часть ниппельного конца с повышенной гибкостью наружу для улучшения уплотнения на вышеуказанной поверхности уплотнения металл-металл и/или для улучшения уплотнения клиновидной резьбы в нижней части клиновидного резьбового соединения. В предпочтительном варианте реализации изобретения, где предусмотрен внутренний уступ, он выполнен с возможностью образовывать вставку во внутреннем диаметре D7 первого звена обсадных труб, в котором предпочтительно внутренний диаметр D2 внутренней кольцевой выемки больше внутреннего диаметра D7 первого звена обсадных труб. Таким образом, внутренний уступ препятствует выходу замкового соединения в выемку. В другом предпочтительном варианте реализации изобретения, второе звено обсадных труб содержит внутренний переходный участок, расположенный внутри второго звена обсадных труб на верхнем продольном конце внутренней кольцевой выемки, а углубленный участок проходит от переходного участка к уступу, когда первое звено обсадных труб находится в уплотнительном зацеплении со вторым звеном обсадных труб. Углубленный участок может иметь продольную длину L2, меньшую, чем продольная длина L3 замкового соединения на колонне бурильных труб, выборочно расположенного во втором звене обсадных труб. Альтернативно или дополнительно, углубленный участок может иметь продольную длину L2, меньшую, чем продольная длина L4 соединения на свинченной колонне напорно-компрессорных труб, выборочно расположенного во втором звене обсадных труб.Preferably, in the pipe connection according to the present invention, as well as in the preferred embodiment of the invention described above, the pipe connection is indefinitely assembleable. In other words, preferably, the tubular connection does not include a torque shoulder. In a preferred embodiment of the invention, the first casing string comprises an internal shoulder facing the end of the pin end integral with the second casing string, in the final assembled position of the first casing string and the second casing string relative to each other, in which in the final assembled position the end of said pin end of the second link is not in contact with the inner ledge. As a result of the fact that the end of said pin end of the second section of pipes is not in contact with the inner ledge in the final assembled position, the pin end acts as a cantilever. The inner annular recess increases flexibility along the pin end portion, ie along the portion of the cantilever where the inner annular recess is radially adjacent. In particular, in combination with a thread having a dovetail wedge thread profile, the dovetail wedge thread profile can support the cantilever along its entire length and can advantageously pull a part of the pin end with increased flexibility outward to improve sealing on the above sealing surface metal - metal and / or to improve the sealing of the wedge thread in the lower part of the wedge threaded connection. In a preferred embodiment of the invention, where an internal shoulder is provided, it is configured to form an insert in the first casing string inner diameter D7, in which preferably the inner diameter D2 of the inner annular recess is larger than the first casing string inner diameter D7. Thus, the inner ledge prevents the tool joint from protruding into the recess. In another preferred embodiment of the invention, the second casing string comprises an internal transitional section located inside the second casing string at the upper longitudinal end of the inner annular recess, and the recessed section extends from the transitional section to the shoulder when the first casing string is in sealing engagement with the second section of casing pipes. The recessed section may have a longitudinal length L2 less than the longitudinal length L3 of the tool joint on the drill string optionally located in the second casing string. Alternatively or additionally, the recessed section may have a longitudinal length L2 less than the longitudinal length L4 of a connection on the tubing string optionally located in the second casing string.

Еще одним объектом изобретения является способ формирования клиновидного соединения. Способ предусматривает обеспечение звена обсадных труб, содержащего ниппельный конец, выполненный заедино со звеном труб, с участком с наружной клиновидной резьбой, имеющим расположенную на нем наружную клиновидную резьбу, причем звено обсадных труб имеет внутренний диаметр D1, и формирование внутренней кольцевой выемки в звене обсадных труб у указанного ниппельного конца, при этом внутренняя кольцевая выемка имеет внутренний диаметр D2, превышающий D1. Внутренняя кольцевая выемка расположена продольно вдоль внутренней поверхности звена обсадных труб и радиально примыкает к участку наружной клиновидной резьбы, расположенной на нижней части ниппельного конца. Формирование внутренней кольцевой выемки может содержать механическую обработку внутренней кольцевой выемки в звене обсадных труб на ниппельном конце. Формирование внутренней кольцевой выемки может содержать штамповку внутренней кольцевой выемки в звене обсадных труб на ниппельном конце. Формирование внутренней кольцевой выемки может содержать механическую обработку и штамповку внутренней кольцевой выемки в звене обсадных труб на ниппельном конце.Another object of the invention is a method of forming a wedge-shaped connection. The method involves providing a casing string containing a nipple end made integral with the pipe string, with a section with an external wedge-shaped thread having an external wedge-shaped thread located on it, the casing string having an inner diameter D1, and forming an internal annular recess in the casing string at the specified pin end, while the inner annular recess has an inner diameter D2 greater than D1. The inner annular recess is located longitudinally along the inner surface of the casing string and is radially adjacent to the section of the external wedge-shaped thread located on the lower part of the pin end. Forming the inner annular recess may comprise machining an inner annular recess in the casing string at the pin end. Forming the inner annular recess may comprise punching an inner annular recess in the casing string at the pin end. The formation of the internal annular recess may include machining and punching an internal annular recess in the casing string at the pin end.

Этот и другие объекты изобретения могут содержать один или несколько следующих признаков. Формирование (такое, как механическая обработка и/или штамповка) внутренней кольцевой выемки в звене обсадных труб может предусматривать формирование (такое, как механическая обработка и/или штамповка) внутренней кольцевой выемки с продольной длиной, которая меньше продольной длины участка наружной клиновидной резьбы. Формирование (например, механическая обработка и/или штамповка) внутренней кольцевой выемки может предусматривать выбор продольной длины внутренней кольцевой выемки на основании по меньшей мере частично продольной длины замкового соединения, выполненного с возможностью расположения внутри звена обсадных труб, расположенного в стволе скважины, продольная длина внутренней кольцевой выемки должна быть меньше продольной длины замкового соединения. Механическая обработка внутренней кольцевой выемки в звене обсадных труб может предусматривать механическую обработку внутренней кольцевой выемки на токарном станке. Звено обсадных труб с неразъемным ниппельным концом может быть вторым звеном обсадных труб, и способ может предусматривать обеспечение первого звена обсадных труб, имеющего конец трубы с на- 3 043149 винченной несъемной муфтой, с участком внутренней клиновидной резьбы, имеющим внутреннюю клиновидную резьбу, выполненную с возможностью входить в зацепление с наружной клиновидной резьбой, расположенной на неразъемном ниппельном конце второго звена обсадных труб.This and other aspects of the invention may contain one or more of the following features. Shaping (such as machining and/or stamping) an internal annular recess in a casing string may involve forming (such as machining and/or stamping) an internal annular recess with a longitudinal length that is less than the longitudinal length of the male tapered thread portion. Forming (e.g., machining and/or punching) the inner annular recess may involve selecting the longitudinal length of the inner annular recess based at least in part on the longitudinal length of a tool joint configured to be located within a casing string located in the wellbore, the longitudinal length of the inner annular the annular recess must be less than the longitudinal length of the interlock. Machining the inner annular recess in the casing string may involve machining the inner annular recess on a lathe. A casing string with a non-removable pin end may be a second string of casing strings, and the method may include providing a first string of casing strings having a pipe end with a screwed-on non-removable sleeve, with an internal wedge-shaped thread section having an internal wedge-shaped thread configured to engage with an external wedge-shaped thread located on the one-piece nipple end of the second casing string.

Другим объектом изобретения является способ формирования клиновидного соединения. Способ предусматривает обеспечение звена обсадных труб, имеющего ниппельный конец, выполненный заедино с указанным звеном труб, причем звено обсадных труб имеет внутренний диаметр D1, формирование внутренней кольцевой выемки в продольном направлении на внутренней поверхности звена обсадных труб в заданном положении на указанном ниппельном конце, при этом внутренняя кольцевая выемка имеет внутренний диаметр D2, превышающий D1, и механическую обработку наружной клиновидной резьбы на внешней поверхности указанного ниппельного конца. Внутренняя кольцевая выемка расположена продольно на внутренней поверхности звена обсадных труб и радиально примыкает к части наружной клиновидной резьбы, расположенной на нижней части неразъемного ниппельного конца. Формирование внутренней кольцевой выемки может предусматривать механическую обработку внутренней кольцевой выемки в продольном направлении на внутренней поверхности звена обсадных труб в заданном положении на неразъемном ниппельном конце. Формирование внутренней кольцевой выемки может предусматривать штамповку внутренней кольцевой выемки в продольном направлении на внутренней поверхности звена обсадных труб в заданном положении на неразъемном ниппельном конце. Формирование внутренней кольцевой выемки может предусматривать механическую обработку и штамповку внутренней кольцевой выемки в продольном направлении на внутренней поверхности звена обсадных труб в заданном положении на неразъемном ниппельном конце.Another object of the invention is a method of forming a wedge-shaped connection. The method involves providing a casing string having a pin end integral with said pipe string, wherein the casing string has an inner diameter D1, forming an internal annular recess in the longitudinal direction on the inner surface of the casing string at a predetermined position at said pin end, wherein the inner annular recess has an inner diameter D2 greater than D1 and a machined outer wedge-shaped thread on the outer surface of said pin end. The inner annular recess is located longitudinally on the inner surface of the casing string and is radially adjacent to the part of the external wedge-shaped thread located on the lower part of the one-piece pin end. The formation of the inner annular recess may involve machining the inner annular recess in the longitudinal direction on the inner surface of the casing string at a predetermined position on the one-piece pin end. The formation of the inner annular recess may include stamping the inner annular recess in the longitudinal direction on the inner surface of the casing string at a predetermined position on the one-piece pin end. The formation of the inner annular recess may involve machining and stamping the inner annular recess in the longitudinal direction on the inner surface of the casing string at a predetermined position on the one-piece pin end.

Этот и другие объекты изобретения могут содержать один или несколько из следующих признаков. Формирование (такое, как механическая обработка и/или штамповка) внутренней кольцевой выемки в звене обсадных труб может предусматривать формирование (например, механическую обработку и/или штамповку) внутренней кольцевой выемки с продольной длиной, меньшей, чем продольная длина участка наружной клиновидной резьбы. Формирование (например, механическая обработка и/или штамповка) внутренней кольцевой выемки может предусматривать выбор продольной длины внутренней кольцевой выемки на основании по меньшей мере частично продольной длины замкового соединения, выполненного с возможностью расположения внутри звена обсадных труб, расположенного в стволе скважины, причем продольная длина внутренней кольцевой выемки должна быть меньше продольной длины замкового соединения. Дополнительно или в качестве альтернативы, поверхность уплотнения металл-металл расположена между самой нижней резьбой и концом неразъемного ниппельного конца для формирования уплотнения, а формирование внутренней кольцевой выемки предусматривает выбор продольной длины внутренней кольцевой выемки таким образом, чтобы обеспечить гибкость в нижней части неразъемного ниппельного конца для улучшения уплотнения, обеспечиваемого поверхностью уплотнения металлметалл. Дополнительно или в качестве альтернативы, формирование внутренней кольцевой выемки может предусматривать выбор продольной длины внутренней кольцевой выемки так, чтобы обеспечить гибкость, требуемую для улучшения уплотнения наружной клиновидной резьбы в нижней части неразъемного ниппельного конца. Формирование внутренней кольцевой выемки может также предусматривать выбор продольной длины внутренней кольцевой выемки таким образом, чтобы внутренняя кольцевая выемка не была расположена продольно вдоль внутренней поверхности второго звена обсадных труб, радиально примыкающей к части наружной клиновидной резьбы, расположенной на верхней части неразъемного ниппельного конца таким образом, чтобы сохранить механическую прочность в верхней части неразъемного ниппельного конца, на которой расположена часть наружной клиновидной резьбы. Механическая обработка внутренней кольцевой выемки в звене обсадных труб может предусматривать механическую обработку внутренней кольцевой выемки на токарном станке. Звено обсадных труб с неразъемным ниппельным концом может быть вторым звеном обсадных труб, а способ может предусматривать обеспечение второго звена обсадных труб, содержащего конец трубы с навинченной несъемной муфтой, с участком внутренней клиновидной резьбы, имеющим внутреннюю клиновидную резьбу, выполненную с возможностью входить в зацепление с наружной клиновидной резьбой, расположенной на ниппельном конце второго звена обсадных труб.This and other aspects of the invention may contain one or more of the following features. Shaping (such as machining and/or stamping) an internal annular recess in a casing string may involve forming (eg, machining and/or stamping) an internal annular recess with a longitudinal length less than the longitudinal length of the male tapered thread portion. Forming (e.g., machining and/or punching) the inner annular recess may involve selecting the longitudinal length of the inner annular recess based at least in part on the longitudinal length of a tool joint configured to be located inside a casing string located in the wellbore, the longitudinal length the inner annular recess must be less than the longitudinal length of the interlock. Additionally or alternatively, the metal-to-metal sealing surface is located between the lowermost thread and the end of the integral pin end to form a seal, and forming the internal annular recess involves selecting the longitudinal length of the inner annular recess so as to provide flexibility at the bottom of the integral pin end to form a seal. improving the sealing provided by the metal-to-metal sealing surface. Additionally or alternatively, forming the internal annular recess may include selecting the longitudinal length of the internal annular recess so as to provide the flexibility required to improve sealing of the external taper threads in the bottom of the one-piece pin end. The formation of the internal annular recess may also include the selection of the longitudinal length of the internal annular recess so that the internal annular recess is not located longitudinally along the inner surface of the second casing string, radially adjacent to the part of the external wedge-shaped thread located on the upper part of the one-piece pin end in such a way that to maintain mechanical strength in the upper part of the one-piece pin end, on which is located part of the external wedge-shaped thread. Machining the inner annular recess in the casing string may involve machining the inner annular recess on a lathe. A casing string with a non-removable pin end may be a second string of casing strings, and the method may include providing a second string of casing strings containing a pipe end with a screwed-on non-removable sleeve, with an internal wedge-shaped thread section having an internal wedge-shaped thread configured to engage with external wedge-shaped thread located on the nipple end of the second casing string.

Один из объектов изобретения относится к комплекту деталей, содержащему трубное соединение в соответствии с настоящим изобретением и колонну бурильных труб, где продольная длина L1 внутренней кольцевой выемки меньше, чем продольная длина L3 замкового соединения на колонне буровых труб. Первое звено обсадных труб может содержать внутренний уступ, а продольная длина L2 углубленного участка, проходящего от внутреннего переходного участка внутренней кольцевой выемки к внутреннему уступу, меньше, чем продольная длина L3 замкового соединения на колонне бурильных труб. Наружная клиновидная резьба ниппельного конца трубы и внутренняя клиновидная резьба муфтового конца трубы могут быть свинчены друг с другом, а ниппельный конец трубы и муфтовый конец трубы могут быть расположены в конечном собранном положении относительно друг друга.One aspect of the invention relates to a set of parts comprising a tubular joint according to the present invention and a drill string, where the longitudinal length L1 of the inner annular recess is less than the longitudinal length L3 of the tool joint on the drill string. The first casing string may include an inner shoulder, and the longitudinal length L2 of the recessed section extending from the inner transitional section of the inner annular recess to the inner shoulder is less than the longitudinal length L3 of the tool joint on the drill string. The male wedge thread of the pin end of the pipe and the female wedge thread of the female end of the pipe can be screwed together, and the pin end of the pipe and the female end of the pipe can be located in the final assembled position relative to each other.

Один из объектов изобретения относится к комплекту деталей, содержащему трубное соединение по одному из пп.1-17 формулы изобретения и соединенную колонну насосно-компрессорных труб, в котором продольная длина L1 внутренней кольцевой выемки меньше, чем продольная длина L4 соедине- 4 043149 ния на колонне напорно-компрессорных труб с резьбой и муфтой. Первое звено обсадных труб может содержать внутренний уступ, а продольная длина L2 углубленного участка, проходящего от внутреннего переходного участка внутренней кольцевой выемки к внутреннему уступу, меньше продольной длины L4 соединения на колонне напорно-компрессорных труб с резьбой и муфтой. Наружная клиновидная резьба неразъемного ниппельного конца и внутренняя клиновидная резьба муфтового конца трубы могут быть свинчены друг с другом, а указанный ниппельный конец трубы и муфтовый конец трубы могут быть расположены в конечном собранном положении относительно друг друга.One of the objects of the invention relates to a set of parts containing a pipe connection according to one of claims 1-17 of the claims and a connected tubing string, in which the longitudinal length L1 of the inner annular recess is less than the longitudinal length L4 of the connection by a column of pressure-compressor pipes with a thread and a coupling. The first casing string may contain an internal ledge, and the longitudinal length L2 of the recessed section extending from the inner transitional section of the inner annular recess to the inner ledge is less than the longitudinal length L4 of the connection on the string of pressure-compressor pipes with a thread and a coupling. The external wedge-shaped thread of the one-piece pin end and the internal wedge-shaped thread of the socket end of the pipe can be screwed together, and the specified pin end of the pipe and the socket end of the pipe can be located in the final assembled position relative to each other.

Подробности одного или более вариантов реализации изобретения, раскрытые в описании данного изобретения, изложены ниже на прилагаемых чертежах и в описании. Другие признаки, аспекты и преимущества изобретения станут очевидны из подробного описания, чертежей и формулы изобретения.The details of one or more embodiments of the invention disclosed in the description of this invention are set forth in the accompanying drawings and in the description below. Other features, aspects and advantages of the invention will become apparent from the detailed description, drawings and claims.

Перечень фигур чертежейList of drawing figures

На фиг. 1 и 6 показан схематический вид сбоку в поперечном разрезе примера клиновидного резьбового соединения, имеющего внутреннюю кольцевую выемку.In FIG. 1 and 6 show a schematic side view in cross section of an example of a wedge-shaped threaded connection having an internal annular recess.

На фиг. 2А показан схематический вид сбоку в поперечном разрезе примера трубного элемента с муфтовым концом трубы с внутренней резьбой.In FIG. 2A shows a schematic side cross-sectional view of an example of a tubular element with a socket end of a pipe with an internal thread.

На фиг. 2В показан схематический вид сбоку в поперечном разрезе примера трубного элемента с ниппельным концом с наружной резьбой.In FIG. 2B is a schematic side cross-sectional view of an example male pin end tubular.

На фиг. 3 и 4 показаны блок-схемы, описывающие примеры способов формирования клиновидного соединения.In FIG. 3 and 4 are flow charts describing examples of methods for forming a wedge joint.

На фиг. 5 показан вид в перспективе в частичном поперечном разрезе примера клиновидного резьбового соединения по фиг. 1.In FIG. 5 is a partial cross-sectional perspective view of an example of the wedge-shaped threaded joint of FIG. 1.

Одинаковыми ссылочными цифрами и обозначениями на фигурах обозначены одинаковые элементы.The same reference numerals and designations in the figures denote the same elements.

Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретенияInformation confirming the possibility of carrying out the invention

В настоящем описании изобретения раскрывается трубное соединение, в частности, клиновидное резьбовое соединение с внутренней выемкой или выточкой вдоль части длины внутренней части ниппельного конца соединения. Выемка клиновидного резьбового соединения обеспечивает преимущества с точки зрения пространственного расположения, пространственной эффективности и/или гибкости соединения при сохранении механических свойств и уплотняющих свойств соединения, например, для его функционального использования в обсадных трубах ствола скважины.The present description of the invention discloses a pipe connection, in particular, a wedge-shaped threaded connection with an internal recess or recess along a part of the length of the inside of the pin end of the connection. Removing a wedge-shaped threaded connection provides advantages in terms of spatial arrangement, spatial efficiency and/or flexibility of the connection while maintaining the mechanical properties and sealing properties of the connection, for example, for its functional use in wellbore casing.

Проблемы клиновидных соединений, известных из уровня техникиProblems of wedge-shaped joints known from the prior art

В некоторых клиновидных резьбовых соединениях, известных из уровня техники, для помещения напорно-компрессорных труб с большим внешним диаметром (OD) во внутреннем диаметре (ID) обсадных труб, как правило, радиально увеличивают внутренний диаметр ID обсадных труб, чтобы обеспечить дополнительный зазор между наружным диаметром OD напорно-компрессорной трубы и внутренней частью обсадных труб. Для сохранения структурной целостности обсадных труб известно увеличение внешнего диаметра (OD) обсадных труб. Однако это увеличение может иметь негативные последствия для стволов скважин меньшего диаметра, которые иногда необходимы в существующих технологиях бурения некоторых скважин. Часто невозможно использовать обсадные трубы с большим внешним диаметром OD в таких стволах скважин меньшего диаметра. В таких ситуациях, если наружный диаметр OD обсадных труб не может быть увеличен из-за диаметра ствола скважины, а внутренний диаметр ID обсадных труб не увеличивают из-за опасений по необходимости в определенной толщине стенок (количестве материала), требуемой для выдерживания растягивающего усилия на обсадную трубу, кольцевое пространство между соединением на колонне эксплуатационных напорно-компрессорных труб или колонне напорно-компрессорных труб для капитального ремонта и замковым соединением на колонне бурильных труб, а также внутренний диаметр (ID) обсадных труб могут иметь небольшие размеры, и существует вероятность контакта между соединениями напорно-компрессорных труб или замкового соединения колонны бурильных труб и внутренней частью обсадных труб. В некоторых скважинах, таких как скважины с отходами и длинные скважины, которые в настоящее время пробурены для сланцевых пластов (например, вертикальные и горизонтальные участки), величина крутящего момента, требуемая для опускания колонны бурильных труб, эксплуатационных напорно-компрессорных труб или колонны для капитального ремонта, может привести к тому, что соединения напорно-компрессорных труб или замковое соединение колонны бурильных труб, которое часто имеет наибольший внешний диаметр OD на этом сегменте трубы, будут скручены и войдут в контакт с внутренней стенкой обсадных труб. Этот процесс может повторяться каждый раз, когда новое звено напорно-компрессорной трубы или бурильной трубы опускают в ствол скважины и через обсадную трубу (например, в скважине длиной от 2000 до 3000 м и отрезках трубы приблизительно от 10 до 12 м). Эта повторяющаяся процедура вызывает механический износ соприкасающихся частей между соединением напорно-компрессорной трубы или замковым соединением бурильной трубы и внутренней стенкой обсадных труб. Такой контакт в клиновидных соединениях обсадных труб может механически изнашивать или даже разъединять и разрушать клиновидные соединения обсадных труб.In some wedge threaded connections known in the art, to accommodate large outer diameter (OD) tubing within the inner diameter (ID) of the casing, the inner diameter ID of the casing is typically radially increased to provide additional clearance between the outer OD diameter of the pressure-compressor pipe and the inner part of the casing pipes. To maintain the structural integrity of casings, it is known to increase the outside diameter (OD) of casings. However, this increase can have a negative impact on smaller boreholes, which are sometimes required in existing drilling technologies for some wells. It is often not possible to use large OD casings in such smaller boreholes. In such situations, if the outer diameter OD of the casing cannot be increased due to the diameter of the wellbore, and the inner diameter ID of the casing is not increased due to concerns about the need for a certain wall thickness (amount of material) required to withstand the tensile force on casing, the annulus between the connection on the production tubing string or the workover tubing string and the tool joint on the drill string, and the internal diameter (ID) of the casing pipes may be small, and there is a possibility of contact between connections of pressure-compressor pipes or tool joints of the drill pipe string and the inside of the casing pipes. In some wells, such as waste wells and long wells currently drilled in shale formations (e.g., vertical and horizontal sections), the amount of torque required to lower the drill string, production tubing, or workover string repairs can cause the tubing connections or the drill string tool joint, which often has the largest OD on that pipe segment, to twist and come into contact with the inner wall of the casing. This process may be repeated each time a new section of tubing or drill pipe is lowered into the wellbore and through the casing (eg, in a 2000 to 3000 m long hole and approximately 10 to 12 m tubing). This repetitive procedure causes mechanical wear of the mating parts between the tubing joint or tool joint and the inner wall of the casing. Such contact in the casing wedges can mechanically wear or even disengage and destroy the casing wedges.

Преимущества кольцевой выемки в соответствии с настоящим изобретениемAdvantages of the annular recess according to the present invention

В соответствии с настоящим изобретением, внутренняя область клиновидного соединения имеетIn accordance with the present invention, the inner region of the wedge has

- 5 043149 углубленную выемку, прилегающую по меньшей мере к части резьбового участка клиновидного соединения, например, для уменьшения чрезмерного контакта и механического износа на внутренней поверхности обсадных труб вблизи клиновидного соединения обсадных труб. Выемка в части ниппельного конца клиновидного соединения, описанная здесь, позволяет замковому соединению или соединению перемещаться внутри обсадных труб с гораздо меньшей вероятностью контакта с внутренним диаметром области уплотнения клиновидного соединения. Кроме того, углубленная область клиновидного соединения в соответствии с настоящим изобретением обеспечивает преимущества, заключающиеся в уменьшенном механическом износе на клиновидном соединении, сохранении механических характеристик клиновидного соединения (например, по существу равные механические характеристики по сравнению с клиновидным соединением без выемки), и обеспечивает гибкость клиновидного соединения в уплотнении металл-металл.- 5 043149 recessed recess adjacent at least part of the threaded section of the wedge-shaped connection, for example, to reduce excessive contact and mechanical wear on the inner surface of the casing pipes near the wedge-shaped connection of the casing pipes. The notch in the wedge end portion of the wedge described herein allows the tool joint or joint to move within the casing with much less chance of contacting the inside diameter of the wedge seal area. In addition, the recessed area of the wedge according to the present invention provides the advantages of reduced mechanical wear on the wedge, maintaining the mechanical characteristics of the wedge (for example, substantially equal mechanical characteristics compared to a wedge without a recess), and provides wedge flexibility. connections in a metal-to-metal seal.

Кольцевая выемка в соответствии с настоящим изобретением решает проблему потери уплотняющих характеристик из-за повреждения внутренней поверхности в обсадной трубе области уплотнения клиновидного соединения, вызванного механическим износом замкового соединения бурильной трубы или механическим износом соединения на колонне эксплуатационных напорно-компрессорных труб или колонне напорно-компрессорных труб для капитального ремонта.The annular recess in accordance with the present invention solves the problem of loss of sealing performance due to damage to the inner surface in the casing of the wedge seal area caused by mechanical wear of the tool joint of the drill pipe or mechanical wear of the joint on the production tubing string or the tubing string for a major overhaul.

Кроме того, расположение кольцевой выемки обеспечивает эффект изгиба в ниппельном конце для улучшения уплотнения металл-металл. Клиновидное соединение с выемкой более подробно описано ниже.In addition, the location of the annular recess provides a kink effect at the pin end to improve the metal-to-metal seal. The recessed wedge connection is described in more detail below.

Некоторые термины использованы в настоящем описании в том смысле, как они обычно понимаются в трубной промышленности, в частности, когда трубные изделия с резьбой соединены в вертикальном положении вдоль их центральной оси, например, при сборке колонны трубных изделий для опускания в ствол скважины. Как правило, в соединении трубных изделий типа выступ-впадина с резьбой охватываемый компонент соединения называется ниппельным элементом на ниппельном конце, а охватывающий компонент называется муфтовым элементом.Certain terms are used herein as they are generally understood in the pipe industry, particularly when threaded tubulars are connected in a vertical position along their central axis, such as when assembling a string of tubulars to be lowered into a wellbore. Generally, in a male-to-female threaded tubular connection, the male component of the joint is referred to as the pin end member and the female member is referred to as the female member.

Со ссылкой на фиг. 1, соединение 100 трубных изделий показано на виде сбоку в поперечном разрезе. Вид в перспективе соединения 100 трубных изделий также показан на виде в перспективе с частичным поперечным разрезом на фиг. 5. Соединение 100 содержит первый (нижний) трубный элемент 300 с муфтовым концом 302 трубы и второй (верхний) трубный элемент 200 с ниппельным концом 202. Муфтовый конец 302 первого трубного элемента 300 выполнен с возможностью входить в зацепление и герметично присоединять ниппельный конец 202 второго трубного элемента 200 для формирования соединения 100. В примере соединения 100 на фиг. 1, первый трубный элемент 300 и второй трубный элемент 200 формируют часть обсадных труб, выполненную с возможностью установки в стволе скважины. На фиг. 2А показан отдельно вид сбоку в поперечном разрезе первого трубного элемента 300 по фиг. 1. На фиг. 2А показан отдельно вид сбоку в поперечном разрезе второго трубного элемента 200 по фиг. 1.With reference to FIG. 1, tubular joint 100 is shown in a cross-sectional side view. A perspective view of tubular joint 100 is also shown in the partial cross-sectional perspective view of FIG. 5. Connection 100 includes a first (lower) tubular element 300 with a sleeve end 302 of the pipe and a second (upper) tubular element 200 with a pin end 202. The sleeve end 302 of the first tubular element 300 is configured to engage and hermetically attach the pin end 202 of the second tubular member 200 to form connection 100. In the example of connection 100 in FIG. 1, first tubular 300 and second tubular 200 form a casing portion capable of being installed in a wellbore. In FIG. 2A is a separate cross-sectional side view of the first tubular 300 of FIG. 1. In FIG. 2A is a separate cross-sectional side view of the second tubular 200 of FIG. 1.

Первый трубный элемент 300 содержит муфтовый конец 302 трубы с участком 301 внутренней клиновидной резьбы, имеющего внутреннюю клиновидную резьбу 304, расположенную вдоль муфтовой части 305 муфтового конца 302 трубы. Второй трубный элемент 200 содержит ниппельный конец 202, выполненный заедино с указанным трубным элементом, с внутренним участком 201, имеющим наружную клиновидную резьбу 204, расположенную вдоль ниппельной части 203 указанного ниппельного конца 202. Когда ниппельная часть второго трубного элемента вставлена в муфтовую часть первого трубного элемента и второй трубный элемент вращается, наружная клиновидная резьба 204 и внутренняя клиновидная резьба 304 входят в резьбовое зацепление (например, соответствуют друг другу и сопряжены) для формирования соединения 100 трубных изделий. Это соединение первого и второго трубных элементов называется в данной области техники как соединение трубных изделий. Когда соединение 100 трубных изделий собрано, внутренняя клиновидная резьба входит в зацепление с наружной клиновидной резьбой через посадку с натягом сопряженной клиновидной резьбы. В предпочтительном варианте реализации изобретения, внутренняя клиновидная резьба герметично входит в зацепление с наружной клиновидной резьбой, например, вдоль всей или части участков внутренней и/или наружной резьбы.The first tubular element 300 comprises a sleeve end 302 of a pipe with an internal taper thread portion 301 having an internal taper thread 304 located along the sleeve portion 305 of the sleeve end 302 of the pipe. The second tubular 200 includes a pin end 202 integrally formed with said tubular, with an inner section 201 having an external taper thread 204 along the pin portion 203 of said pin end 202. When the pin portion of the second tubular is inserted into the box portion of the first tubular and the second tubular is rotated, the male wedge thread 204 and the female wedge thread 304 are threadedly engaged (eg, matched and mated) to form tubular joint 100 . This connection of the first and second tubulars is referred to in the art as a tubular connection. When the tubular joint 100 is assembled, the female wedge thread engages with the male wedge thread through an interference fit of the mating wedge thread. In a preferred embodiment of the invention, the female wedge thread is hermetically engaged with the male wedge thread, for example along all or part of the internal and/or external thread sections.

Используемый здесь термин сборка или собран относятся к процедуре вставки и зацепления ниппельного конца второго трубного элемента с муфтовым концом трубы первого трубного элемента и свинчивания элементов с помощью крутящего момента и вращения для получения собранного соединения. Когда соединение 100 трубных изделий собрано, муфтовый конец 302 трубы и ниппельный конец 202 трубы расположены в конечном собранном положении 120 относительно друг друга.As used herein, the term assembly or assembled refers to the procedure of inserting and engaging the pin end of the second tubular with the female end of the pipe of the first tubular and screwing the elements together using torque and rotation to form an assembled connection. When the tubular connection 100 is assembled, the box end 302 of the tube and the pin end 202 of the tube are located in the final assembled position 120 relative to each other.

Дополнительная информация о клиновидной резьбе может быть найдена в патенте США № 5338074 на имя Баррингера; патенте США № RE 30647 на имя Блоуза, и патенте США № RE 34,467 на имя Ривза, каждый из которых включен в настоящий документ посредством ссылки.Additional information on wedge threads can be found in US Pat. No. 5,338,074 to Barringer; US Patent No. RE 30647 to Blows; and US Patent No. RE 34,467 to Reeves, each of which is incorporated herein by reference.

В отношении геометрии клиновидной резьбы, термин опорная сторона витка резьбы обозначает поверхность боковой стенки резьбы, которая обращена в сторону от внешнего конца соответствующего ниппельного или муфтового элемента, на котором нанесена резьба, и эта резьба поддерживает вес (а именно растягивающее усилие) нижнего трубного элемента, висящего в стволе скважины. Аналогично, термин закладная сторона витка резьбы обозначает поверхность боковой стенки резьбы, которая обращена к внешнему концу соответствующего ниппельного или муфтового элемента и несет нагрузки, сжи- 6 043149 мающие звенья в направлении друг к другу, такие как вес верхнего трубного элемента во время первоначальной сборки звена или такие как усилие, прилагаемое для надавливания нижнего трубного элемента на дно буровой скважины (то есть сжимающее усилие).In relation to wedge thread geometry, the term flank refers to the surface of the side wall of the thread that faces away from the outer end of the corresponding threaded pin or box member, and that thread supports the weight (namely tensile force) of the lower tubular member, hanging in the wellbore. Similarly, the term embed side of the thread designates the surface of the side wall of the thread that faces the outer end of the respective pin or box element and bears loads that compress the links towards each other, such as the weight of the top tubular during initial link assembly. or such as the force applied to push the lower tubular against the bottom of the borehole (ie, compressive force).

Клиновидная резьба, независимо от конкретного типа, увеличивается по ширине W1, W2 в противоположных направлениях на ниппельном элементе и муфтовом элементе. В предпочтительном варианте реализации изобретения резьба имеет клиновидной резьбовой профиль в форме ласточкиного хвоста, характеризующийся тем, что ширина вершины зуба WTC шире, чем ширина зубца WTR, поэтому также можно сказать, что обе боковые стороны, закладная и опорная стороны витка резьбы, являются отрицательными. В некоторых примерах резьба может быть другого профиля и формы.The wedge thread, regardless of the specific type, increases in width W1, W2 in opposite directions on the pin element and the coupling element. In a preferred embodiment of the invention, the thread has a wedge-shaped dovetail thread profile, characterized in that the width of the tooth tip WTC is wider than the width of the tooth WTR, so it can also be said that both flanks, the mortgage and the supporting sides of the thread, are negative. In some examples, the threads may be of a different profile and shape.

Сбегающая резьба: часть на конце резьбовой части в резьбовом соединении, в которой резьба не нарезана на всю глубину, но которая обеспечивает переход между полностью сформированной резьбой и телом трубы. Теоретически, точкой сбега является точка, в которой сужающийся средний диаметр резьбы пересекает внешний диаметр (OD) трубы.Runaway Thread: The portion at the end of a threaded portion in a threaded joint in which the threads are not fully cut, but which provide a transition between the fully formed thread and the pipe body. Theoretically, the vanishing point is the point at which the tapering average thread diameter intersects the outer diameter (OD) of the pipe.

Кроме того, под шагом резьбы понимается дифференциальное расстояние между компонентами резьбы на непрерывно следующих друг за другом витках резьбы. Таким образом, закладной шаг - это расстояние между закладными сторонами непрерывно следующих друг за другом шагов резьбы вдоль осевой длины соединения. Опорный шаг - это расстояние между опорными сторонами непрерывно следующих друг за другом шагов резьбы вдоль осевой длины соединения. Подробное обсуждение клиновидных соотношений приведено в патенте США № 6206436 на имя Маллиса, и включено в настоящий документ с помощью ссылки.In addition, the thread pitch refers to the differential distance between thread components on continuously successive threads. Thus, the mortgage step is the distance between the mortgage sides of continuously successive thread steps along the axial length of the connection. The reference pitch is the distance between the reference sides of continuously successive thread pitches along the axial length of the joint. A detailed discussion of wedge relationships is provided in US Pat. No. 6,206,436 to Mullis, and incorporated herein by reference.

Клиновидная резьба обычно не имеет заплечиков для передачи крутящего момента, поэтому ее сборка является неопределенной, и, как результат, относительное положение ниппельного элемента и муфтового элемента могут больше меняться во время сборки для заданного диапазона крутящего момента, подлежащего применению, чем для соединений, имеющих упор заплечик для передачи положительного останавливающего крутящего момента.V-threads usually do not have torque shoulders, so their assembly is uncertain and, as a result, the relative position of the nipple element and the box element may vary more during assembly for a given torque range to be applied than for connections having a stop shoulder to transmit positive stopping torque.

В зависимости от типа клиновидной резьбы (типа натяга или типа зазора) расклинивание между боковыми сторонами будет образовываться по-разному. Эффект расклинивания, возникающий на клиновидной резьбе с натягом, происходит из-за особой посадки с осевым натягом между сопряженной нагрузкой и закладными сторонами. Кроме того, эффект расклинивания может быть достигнут без данного специфического конструктивного натяга (например, клиновидного типа зазора), например, с помощью перекоса резьбы и/или радиального натяга.Depending on the type of wedge thread (type of interference or type of gap), wedging between the sides will form differently. The wedging effect that occurs on an interference wedge thread is due to a special axial interference fit between the mating load and the embedded sides. In addition, the wedging effect can be achieved without this specific design interference (eg wedge-type gap), for example by means of thread misalignment and/or radial interference.

Независимо от типа клиновидной резьбы, например, клин с зазором или клин с натягом, соответствующие боковые стороны приближают друг к другу (то есть уменьшают зазор или увеличивают натяг) во время сборки. Неопределенная сборка позволяет увеличить натяг боковых сторон увеличением крутящего момента сборки на соединении. Этот увеличенный крутящий момент сборки имеет некоторые недостатки, потому что указанный увеличенный крутящий момент сборки будет создавать более высокое пространственное напряженное состояние из-за более высокого натяга между боковыми сторонами, что приведет к высоким контактным давлениям между скользящими элементами (во время сборки), а также между монтажными элементами (например, в конце сборки).Regardless of the type of wedge thread, such as a wedge with a gap or a wedge with an interference fit, the respective flanks approach each other (i.e., reduce the gap or increase the interference) during assembly. Indefinite assembly allows you to increase the interference of the sides by increasing the assembly torque at the joint. This increased assembly torque has some drawbacks because said increased assembly torque will create a higher dimensional stress state due to the higher interference between the sides, resulting in high contact pressures between the sliders (during assembly) as well as between mounting elements (for example, at the end of an assembly).

В зависимости от типа клиновидной резьбы расклинивание между боковыми сторонами будет образовываться по-разному. Эффект расклинивания, возникающий на клиновидной резьбе с натягом, происходит из-за особой посадки с натягом между по меньшей мере частью сопряженной нагрузки и закладными сторонами по меньшей мере части резьбовой части.Depending on the type of wedge thread, wedging between the sides will form differently. The wedging effect that occurs on an interference wedge thread is due to a particular interference fit between at least a portion of the coupled load and the embed sides of at least a portion of the threaded portion.

Уплотнения в клиновидной резьбе в основном достигают за счет конической поверхности уплотнения, расположенной на ниппельном конце между концом 216 ниппеля и первой резьбой. Эта поверхность входит в зацепление с конической поверхностью уплотнения на муфте для обеспечения уплотнения металл-металл на нижнем конце ниппеля. Профиль основной поверхности металл-металл может иметь разные формы. В некоторых вариантах реализации изобретения поверхность уплотнения металлметалл выполнена как конус-сфера, сфера-сфера, другой тип профиля и/или другие контактные поверхности. Вторичное уплотнение может быть получено за счет эффекта натяга клиновидной резьбы, например, натяга всей или части наружной клиновидной резьбы ниппеля со всей или частью внутренней клиновидной резьбы муфты.Seals in V-threads are generally achieved by a tapered sealing surface located at the pin end between the pin end 216 and the first thread. This surface engages with the conical sealing surface on the box to provide a metal-to-metal seal at the lower end of the pin. The profile of the main metal-to-metal surface can have different shapes. In some embodiments of the invention, the metal-to-metal sealing surface is made as a cone-sphere, sphere-sphere, another type of profile, and/or other contact surfaces. The secondary seal can be obtained by the effect of the wedge thread interference, for example, the interference of all or part of the male wedge thread of the pin with all or part of the female wedge thread of the box.

Как отмечено в патенте США № 5338074, описание которого включено с помощью ссылки, гибкость в передней части ниппеля (нижняя часть) клиновидной резьбы целесообразна для предотвращения чрезмерного напряжения смятия при контакте металла с металлом, в частности, без удлинения геометрии передней части ниппеля.As noted in U.S. Patent No. 5,338,074, the disclosure of which is incorporated by reference, the flexibility at the front of the pin (bottom) of the wedge thread is useful to prevent excessive metal-to-metal collapse stress, in particular without elongating the geometry of the front of the pin.

Со ссылкой на соединение 100 трубных изделий по фиг. 1, 2А и 2В, в одном варианте реализации изобретения, первый трубный элемент 300 представляет собой первое звено обсадных труб 300, имеющее муфтовый конец 302 трубы и внутреннюю клиновидную резьбу 304, расположенную продольно на муфтовой части 305 муфтового конца 302, выполненного заедино с трубой. Второй трубный элемент 200 представляет собой второе звено обсадных труб 200, имеющее ниппельный конец 202, выполненный заедино с указанным трубным элементом, с наружной клиновидной резьбой 204, расположенный про- 7 043149 дольно на ниппельной части 205 указанного ниппельного конца 202. Наружная клиновидная резьба 204 выполнена с возможностью входить в герметичное зацепление с внутренней клиновидной резьбой 304. Второе звено обсадных труб 200 имеет внутренний диаметр D1 внутренней поверхности 206 второго звена обсадных труб 200. Второе звено обсадных труб 200 также содержит внутреннюю кольцевую выемку 208, расположенную продольно (если смотреть вдоль центральной продольной оси А-А) вдоль внутренней поверхности 206 второго звена обсадных труб 200. Внутренняя кольцевая выемка 208 радиально примыкает к части 203 наружной резьбы 204 и образует внутренний диаметр D2, больший, чем внутренний диаметр D1 внутренней поверхности 206. Например, внутренняя кольцевая выемка 208 выровнена в радиальном направлении с частью 203 наружной резьбы 204, расположенной наиболее близко к продольному концу ниппельного конца 202, показанного на фиг. 1 как нижний продольный конец ниппельного конца 202. Первая виртуальная плоскость 221, проходящая перпендикулярно центральной продольной оси А-А второго звена обсадных труб 200 и через часть внутренней кольцевой выемки 208, радиально примыкающей к части 203 наружной клиновидной резьбы 204, расположенной на нижней части 207 ниппельного конца 202, проходит через указанную часть 203 наружной клиновидной резьбы 204.With reference to tubular connection 100 of FIG. 1, 2A, and 2B, in one embodiment, the first tubular 300 is a first string of casings 300 having a box end 302 of the pipe and an internal V-thread 304 located longitudinally on the box portion 305 of the box end 302 integral with the pipe. The second tubular element 200 is a second string of casing pipes 200 having a pin end 202 integral with said tubular element, with an external wedge thread 204, located longitudinally on the pin portion 205 of said pin end 202. The external wedge thread 204 is made 304. The second casing string 200 has an inside diameter D1 of the inner surface 206 of the second casing string 200. axis A-A) along the inner surface 206 of the second link of the casing pipes 200. The inner annular recess 208 is radially adjacent to the part 203 of the external thread 204 and forms an internal diameter D2 larger than the internal diameter D1 of the inner surface 206. For example, the internal annular recess 208 is aligned in the radial direction with the portion 203 of the male thread 204 closest to the longitudinal end of the pin end 202 shown in FIG. 1 as the lower longitudinal end of the pin end 202. The first virtual plane 221 extending perpendicular to the central longitudinal axis A-A of the second string of casing pipes 200 and through the part of the inner annular recess 208 radially adjacent to the part 203 of the external taper thread 204 located on the lower part 207 pin end 202, passes through the specified part 203 of the external tapered thread 204.

Кольцевая выемка 208 имеет продольную длину L1 относительно (например, параллельно) центральной продольной оси А-А. Длина L1 кольцевой выемки 208 меньше продольной длины L5 наружной клиновой резьбы 204 ниппельного конца 202. Например, продольная длина L1 внутренней кольцевой выемки 208 может составлять половину продольной длины L5 наружной клиновой резьбы 204. В других примерах реализации изобретения продольная длина L1 может иметь другую длину, но длина L1 должна быть меньше продольной длины L5 клиновидной резьбы 204. Как показано на фиг. 1, внутренний диаметр D2 кольцевой выемки 208 может быть одинаковым по всей продольной длине L1 кольцевой выемки 208. Однако в некоторых реализациях изобретения внутренний диаметр D2 может изменяться вдоль длины L1 кольцевой выемки 208. Например, внутренний диаметр D2 кольцевой выемки 208 может быть постепенно увеличен или постепенно уменьшен от первого продольного конца 218 выемки 208 до второго, противоположного продольного конца 219 выемки 208.The annular recess 208 has a longitudinal length L1 relative to (eg, parallel to) the central longitudinal axis A-A. The length L1 of the annular recess 208 is less than the longitudinal length L5 of the external wedge thread 204 of the pin end 202. For example, the longitudinal length L1 of the internal annular recess 208 may be half the longitudinal length L5 of the external wedge thread 204. In other embodiments of the invention, the longitudinal length L1 may have a different length, but the length L1 must be less than the longitudinal length L5 of the taper thread 204. As shown in FIG. 1, the inner diameter D2 of the annular recess 208 may be the same along the entire longitudinal length L1 of the annular recess 208. However, in some embodiments of the invention, the inner diameter D2 may vary along the length L1 of the annular recess 208. For example, the inner diameter D2 of the annular recess 208 may be gradually increased or gradually reduced from the first longitudinal end 218 of the recess 208 to the second, opposite longitudinal end 219 of the recess 208.

Как показано на фиг. 1 и 2В, внутренняя кольцевая выемка 208 радиально примыкает к части наружной клиновидной резьбы 204, при этом также примыкает к безрезьбовой части поверхности 212 уплотнения металл-металл на ниппельном конце 202 и муфтовом конце 302 трубы. Внутренняя кольцевая выемка проходит от первого продольного конца 218 до второго противоположного продольного конца 219. В показанном примере второй продольный конец 219 расположен на конце указанного ниппельного конца. Вторая виртуальная плоскость 222, проходящая перпендикулярно центральной продольной оси АА второго звена обсадных труб 200 и через часть внутренней кольцевой выемки 208, радиально примыкающей к поверхности 212 уплотнения металл-металл ниппельного конца 202, проходит через указанную поверхность 212 уплотнения металл-металл. Поверхность 212 уплотнения металл-металл может быть областью основного уплотнения клиновидного соединения 100, а часть наружной клиновидной резьбы 204, радиально примыкающей к выемке 208, может содержать уплотняющую часть резьбы. Уплотняющая часть резьбы может формировать область вторичного уплотнения клиновидного соединения 100, а выемка 208 выровнена с уплотняющей частью наружной клиновидной резьбы 204. В примере трубного соединения 100 по фиг. 1 внутренняя кольцевая выемка 208 и уплотняющая часть наружной клиновидной резьбы 204 расположены близко к продольной концевой части ниппельного конца 202 таким образом, что выемка 208 радиально примыкает к продольной концевой части 215 наружной клиновидной резьбы 204. Кольцевая выемка 208 выполнена с возможностью обеспечения гибкости продольной концевой части (например, нижней части) ниппельного конца 202 второго звена обсадных труб 200, например, когда первое звено обсадных труб 300 и второе звено обсадных труб 200 собраны в трубное соединение 100. В некоторых вариантах реализации изобретения кольцевая выемка 208 выполнена с возможностью обеспечения гибкости, необходимой для уплотнения нижней концевой части клиновидной резьбы 204 и 304 для формирования вторичного уплотнения, при этом также для обеспечения гибкости поверхности 212 основного уплотнения металл-металл.As shown in FIG. 1 and 2B, an internal annular recess 208 radially abuts a portion of the male taper thread 204 while also abutting a non-threaded portion of the metal-to-metal seal surface 212 at the pin end 202 and box end 302 of the pipe. The inner annular recess extends from the first longitudinal end 218 to the second opposite longitudinal end 219. In the example shown, the second longitudinal end 219 is located at the end of the specified pin end. The second virtual plane 222, passing perpendicular to the central longitudinal axis AA of the second string of casing pipes 200 and through the part of the inner annular recess 208, radially adjacent to the metal-to-metal seal surface 212 of the pin end 202, passes through the specified metal-to-metal seal surface 212. The metal-to-metal seal surface 212 may be the area of the primary seal of the wedge 100, and the portion of the external wedge thread 204 radially adjacent to the recess 208 may comprise a thread seal portion. The seal portion of the thread may form a secondary seal region of the wedge 100, and the notch 208 is aligned with the seal portion of the male wedge thread 204. In the example of tubular joint 100 of FIG. 1, the inner annular recess 208 and the sealing portion of the male taper thread 204 are positioned close to the longitudinal end portion of the pin end 202 such that the recess 208 is radially adjacent to the longitudinal end portion 215 of the male taper thread 204. The annular recess 208 is configured to provide flexibility to the longitudinal end portion. (e.g., the bottom) of the pin end 202 of the second string of casings 200, such as when the first string of casings 300 and the second string of casings 200 are assembled into a tubular connection 100. to seal the lower end of the V-threads 204 and 304 to form a secondary seal, while also providing flexibility to the surface 212 of the primary metal-to-metal seal.

Второе звено обсадных труб 200 также содержит внутренний переходный участок 210, расположенный в переходной области между кольцевой выемкой 208 и остальной частью внутренней поверхности 206 второго звена обсадных труб 200. Например, переходный участок 210 расположен на верхнем продольном конце 220 кольцевой выемки 208, где переходный участок проходит через внутреннюю поверхность 206 второго звена обсадных труб 200 от внутреннего диаметра D2 выемки 208 к внутреннему диаметру D1 остальной части второго звена обсадных труб 200. Со ссылкой на фиг. 1, точка Р1 указывает на первый продольный конец переходного участка 210, а точка Р2 на второй продольный конец переходного участка 210, где точка Р1 расположена в продольном направлении второго звена обсадных труб 200, имеющего диаметр D1, a точка Р2 расположена в продольном направлении второго звена обсадных труб 200, имеющего диаметр D2. Переходный участок 210 может иметь различные формы. Например, переходный участок может содержать линейный профиль между Р1 и Р2 или нелинейный профиль между Р1 и Р2. В примере соединения 100 по фиг. 1 переходный участок 210 имеет коническую форму.The second casing string 200 also includes an internal transition 210 located in the transition region between the annular recess 208 and the remainder of the inner surface 206 of the second casing string 200. For example, the transition 210 is located at the upper longitudinal end 220 of the annular recess 208, where the transition extends through the inner surface 206 of the second string of casings 200 from the inner diameter D2 of the recess 208 to the inner diameter D1 of the remainder of the second string of casings 200. With reference to FIG. 1, point P1 points to the first longitudinal end of the transition section 210, and point P2 points to the second longitudinal end of the transition section 210, where point P1 is located in the longitudinal direction of the second section of casing 200 having a diameter D1, and point P2 is located in the longitudinal direction of the second section casing pipes 200 having a diameter D2. The transition section 210 may take various forms. For example, the transition section may comprise a linear profile between P1 and P2, or a non-linear profile between P1 and P2. In the example connection 100 of FIG. 1 transition section 210 has a conical shape.

В некоторых вариантах реализации изобретения первое звено обсадных труб 300 содержит внутренний уступ 306, состоящий из концевой поверхности, расположенной в основном в осевом направлеIn some embodiments, the first casing string 300 includes an internal shoulder 306 consisting of a generally axial end surface.

- 8 043149 нии относительно центральной продольной оси. Концевая поверхность внутреннего уступа 306 может проходить в основном радиально относительно центральной продольной оси. Концевая поверхность внутреннего уступа 306 может проходить в основном перпендикулярно относительно центральной продольной оси. Концевая поверхность внутреннего уступа 306 может иметь другую форму и ориентацию. Уступ 306 может формировать конечное положение муфтового конца 302 трубы. Уступ 306 формирует вставку во внутреннем диаметре D7 первого звена обсадных труб 300, а внутренняя резьба 304 может начинаться рядом с уступом 306 или на заданном продольном расстоянии от уступа. В некоторых вариантах реализации изобретения конец ниппеля 202 контактирует с уступом 306, создавая заплечик для передачи положительного останавливающего крутящего момента. Внутренний диаметр D7 первого звена обсадных труб 300 может быть по существу таким же, как внутренний диаметр D1 второго звена обсадных труб 200.- 8 043149 nii relative to the central longitudinal axis. The end surface of the inner ledge 306 may extend generally radially with respect to the central longitudinal axis. The end surface of the inner ledge 306 may extend generally perpendicular to the central longitudinal axis. The end surface of the inner ledge 306 may have a different shape and orientation. The ledge 306 may form the end position of the coupling end 302 of the pipe. The shoulder 306 forms an insert in the inner diameter D7 of the first string of casing 300, and the female thread 304 may start adjacent to the shoulder 306 or at a predetermined longitudinal distance from the shoulder. In some embodiments, the end of pin 202 contacts shoulder 306 to create a positive stop torque shoulder. The inside diameter D7 of the first casing string 300 may be substantially the same as the inside diameter D1 of the second casing string 200.

Что снова касается второго звена обсадных труб 200, кольцевая выемка 208 создает углубленный участок 130 соединения 100 с внутренним диаметром D2, превышающим внутренний диаметр D1 второго звена обсадных труб 200 и внутренний диаметр первого звена обсадных труб 300. Этот углубленный участок 130 проходит от переходного участка 210 к уступу 306, когда первое звено обсадных труб 300 расположено в уплотнительном зацеплении со вторым звеном обсадных труб 200 и имеет продольную длину L2, как показано на фиг. 1.Again with the second casing string 200, the annular recess 208 creates a recessed portion 130 of the connection 100 with an inner diameter D2 greater than the inner diameter D1 of the second casing string 200 and the inner diameter of the first casing string 300. This recessed portion 130 extends from the transition portion 210 to the shoulder 306 when the first casing string 300 is positioned in sealing engagement with the second casing string 200 and has a longitudinal length L2 as shown in FIG. 1.

Во время буровых работ, колонна 108 бурильных труб имеет первое (верхнее) звено 111 бурильной трубы, несущее замковое соединение 110а, и второе (нижнее) звено 113 бурильной трубы, несущее замковое соединение 110b, которое собрано в замковое соединение 110. Колонна 108 бурильных труб и замковое соединение 110 бурильного замка могут быть выборочно расположены внутри (например, радиально внутри) первой обсадной трубы 300 и второй обсадной трубы 200, и трубного соединения 100. Эта колонна 108 бурильных труб и соединение 110 бурильной колонны могут быть использованы во время бурения нижней части ствола скважины ниже конца ранее установленной колонны обсадных труб, включая первое обсадное звено 300 обсадных труб и второе обсадное звено 200 обсадных труб. Замковое соединение 110 может иметь внешний диаметр D3, который больше диаметра D4 колонны 108 бурильных труб на всей или части всей продольной длины замкового соединения 110, но меньше диаметра D1, чтобы помещаться внутри трубного соединения 100. Замковое соединение 110 также содержит продольную длину L3, где L3 представляет собой длину части замкового соединения 110 с диаметром D3. Продольная длина L1 внутренней кольцевой выемки 208 меньше продольной длины L3 замкового соединения 110, а длина L2 углубленного участка 130 меньше длины L3 замкового соединения 110, например, таким образом, что замковое соединение не может быть расположено в углубленном участке 130 и контактировать с внутренней поверхностью кольцевого углубления 208.During drilling operations, the drill pipe string 108 has a first (upper) drill pipe link 111 carrying a tool joint 110a and a second (lower) drill pipe link 113 carrying a tool joint 110b, which is assembled into a tool joint 110. The drill pipe string 108 and tool joint 110 may be optionally located within (e.g., radially within) the first casing 300 and the second casing 200 and tubing 100. This drill string 108 and the drill string connection 110 may be used during drilling of the bottom wellbore below the end of the previously installed casing string, including the first casing string 300 casing pipes and the second casing string 200 casing pipes. The tool joint 110 may have an outer diameter D3 that is greater than the diameter D4 of the drill string 108 for all or part of the entire longitudinal length of the tool joint 110, but less than the diameter D1 to fit inside the tubular joint 100. The tool joint 110 also includes a longitudinal length L3, where L3 is the length of the part of the tool joint 110 with diameter D3. The longitudinal length L1 of the inner annular recess 208 is less than the longitudinal length L3 of the interlock 110, and the length L2 of the recess 130 is less than the length L3 of the interlock 110, for example, in such a way that the interlock cannot be located in the recess 130 and contact the inner surface of the annular grooves 208.

В некоторых вариантах реализации изобретения вместо колонны 108 бурильных труб, колонна напорно-компрессорных труб с резьбой и муфтой для капитального ремонта выборочно помещена внутри ствола скважины с одним из соединений на колонне напорно-компрессорных труб для капитального ремонта внутри трубного соединения 100. В других вариантах реализации изобретения вместо колонны 108 бурильных труб, эксплуатационная колонна напорно-компрессорных труб с резьбой и муфтой выборочно помещена внутри ствола скважины с одним из соединений эксплуатационной колонны напорнокомпрессорных труб внутри трубного соединения 100. В этих альтернативных вариантах реализации изобретения, которые схематически показаны на фиг. 6, продольная длина L1 внутренней кольцевой выемки 208 меньше продольной длины L4 соединения 128 (имеющего внешний диаметр D5) на такой колонне 129 напорно-компрессорных труб с резьбой и муфтой (имеющей меньший внешний диаметр D6), выборочно расположенной внутри трубного соединения 100.In some embodiments, instead of the drill string 108, a threaded workover sleeved tubing string is optionally placed within the wellbore with one of the workover tubing string connections within the tubular connection 100. In other embodiments, of the invention, instead of a drill string 108, a threaded and sleeved production string is optionally placed within the wellbore with one of the production string connections within the tubular connection 100. In these alternative embodiments of the invention, which are schematically shown in FIG. 6, the longitudinal length L1 of the inner annular recess 208 is less than the longitudinal length L4 of the joint 128 (having an outer diameter D5) on such a threaded and socketed tubing string 129 (having a smaller outer diameter D6) optionally located inside the pipe joint 100.

Специалисту в данной области техники будет понятно, что эксплуатационная колонна напорнокомпрессорных труб и/или колонна напорно-компрессорных труб для капитального ремонта могут быть выполнены заедино с соединениями вместо наличия отдельных соединений. Такие интегральные соединения имеют внешний диаметр, который больше внешнего диаметра напорно-компрессорных труб, и конический внешний профиль в соединении, аналогичный профилю замкового соединения 110 колонны 108 бурильных труб, показанного на фиг. 1. В таком варианте реализации изобретения вместо колонны 108 бурильных труб, колонна напорно-компрессорных труб для капитального ремонта или эксплуатационная колонна напорно-компрессорных труб выборочно помещена внутри ствола скважины с одним из соединений, выполненных заедино с трубами, внутри трубного соединения 100.One skilled in the art will appreciate that the production tubing string and/or the workover tubing string may be integral with the connections instead of having separate connections. Such integral joints have an outer diameter that is larger than the outer diameter of the tubing and a tapered outer profile at the joint similar to that of the tool joint 110 of the drill string 108 shown in FIG. 1. In this embodiment, instead of the drill string 108, the workover tubing string or production tubing string is selectively placed within the wellbore with one of the integral pipe connections within the tubular connection 100.

Как описано ранее, внутренняя кольцевая выемка 208 представляет собой выемку или полученное с помощью зенковки углубление в ниппельном конце 202 второго звена обсадных труб 200. Длину L1 выемки 208 можно изменять, например, в зависимости от длины L3 замкового соединения 110, в зависимости от желаемой гибкости ниппельного конца 202, сочетания этих параметров или иных факторов. В некоторых вариантах реализации изобретения длину L1 выемки 208 выбирают для поддержания надлежащего функционирования области уплотнения соединения 100, которая может содержать поверхность 212 основного уплотнения и часть наружной резьбы 204, которая входит в зацепление с частью внутренней резьбы 304, расположенной вблизи с нижним продольным концом ниппельного конца 202, при этом также не допускает выход замкового соединения (например, замкового соединения 110 колонны 108 буAs previously described, the inner annular recess 208 is a recess or countersink recess in the pin end 202 of the second string of casing 200. The length L1 of the recess 208 can be varied, for example, depending on the length L3 of the tool joint 110, depending on the desired flexibility pin end 202, a combination of these parameters, or other factors. In some embodiments, the length L1 of recess 208 is selected to maintain proper function of the seal area of joint 100, which may include a primary seal surface 212 and a portion of male thread 204 that engages with a portion of female thread 304 located proximate the lower longitudinal end of the pin end. 202, while also preventing the exit of the interlock (for example, the interlock 110 of the column 108 bu

- 9 043149 рильных труб) в выемку 208. В вариантах реализации соединения, которое не содержит выемку 208, как описано в данном документе (например, когда ниппельный конец звена обсадных труб имеет внутренний диаметр, одинаковый по всей своей длине и расположен вровень с верхним и нижним участками труб), механический износ замкового соединения бурильной трубы или иных соединений труб может привести к повреждению области уплотнения соединительной резьбы соединения. Однако в примере соединения 100 трубных изделий по фиг. 1, кольцевая выемка 208 второго звена обсадных труб 200 обеспечивает смещение от обычного внутреннего диаметра (например, D1), что уменьшает или предотвращает механический износ замкового соединения 110, входящего в контакт с областями ниппельного конца 202, прилегающими к частям резьбы 204. Кроме того, кольцевая выемка 208 обеспечивает определенную степень гибкости на ниппельном конце 202 и таким образом обеспечивает гибкость поверхности 212 основного уплотнения металл-металл и/или вторичного уплотнения между клиновидными резьбами 204 и 304, например, для улучшения уплотнения металл-металл, расположенного между первой резьбой (например, самой нижней резьбой 214) и концом 216 ниппеля, и/или улучшения вторичного уплотнения при взаимодействии резьбы 204 с резьбой 304.- 9 043149 drill pipes) into recess 208. In embodiments of the connection that does not contain recess 208, as described in this document (for example, when the pin end of the casing link has an internal diameter that is the same throughout its length and is located flush with the upper and the lower parts of the pipes), mechanical wear of the tool joint of the drill pipe or other pipe connections can lead to damage to the sealing area of the connecting thread of the connection. However, in the example tubular connection 100 of FIG. 1, the annular recess 208 of the second string of casing 200 provides an offset from the normal internal diameter (eg, D1), which reduces or prevents mechanical wear of the tool joint 110 coming into contact with areas of the pin end 202 adjacent to the portions of the thread 204. In addition, the annular recess 208 provides a certain degree of flexibility at the pin end 202 and thus provides flexibility to the surface 212 of the primary metal-to-metal seal and/or the secondary seal between wedge threads 204 and 304, for example, to improve the metal-to-metal seal located between the first thread (for example , lowermost thread 214) and pin end 216, and/or improved secondary sealing when threads 204 interact with threads 304.

Специалисту в области резьбовых соединений может показаться нелогичным включать кольцевую выемку 208 в ниппельный конец 202 второго звена обсадных труб 200, потому что было бы более логичным иметь внутренний диаметр резьбового соединения, который был бы одинаковым, линейным и ровным, например, таким образом, чтобы износ внутренней поверхности резьбового соединения распределялся равномерно по длине его внутренней поверхности. Кроме того, может показаться нелогичным вставлять кольцевую выемку вблизи части конической резьбы и вблизи поверхности 212 уплотнения металл-металл на ниппеле, что таким образом уменьшает толщину стенки и уменьшает количество материала, необходимого для выдерживания разрывающего усилия в соединении. Кроме того, может показаться нелогичным, что уменьшение количества материала может фактически улучшить уплотнение в нижней части клиновидного резьбового соединения, потому что оно обеспечивает большую гибкость, которая снижает концентрацию напряжений в соединении. Однако, как описано в настоящем документе, кольцевая выемка 208 обеспечивает значительные преимущества в снижении износа на уплотняющей части клиновидного резьбового соединения при сохранении механических свойств, улучшении уплотнения резьбового соединения и обеспечении гибкости в резьбовом соединении, которая улучшает уплотнение, среди прочих преимуществ. Например, механические свойства сохраняются, потому что выемка не проходит вдоль части клиновидного участка, который более важен для механической прочности (например, часть конического участка на верхнем продольном конце резьбы 204 и резьбы 304). Иными словами, выемка 208 может быть только вдоль части клиновидного участка, благодаря чему отсутствует углубленная область, непосредственно или радиально примыкающая к части клиновидных участков, которые более важны для механической прочности.It may seem counterintuitive to a person skilled in the art of threaded connections to include an annular recess 208 in the pin end 202 of the second string of casing 200, because it would be more logical to have an internal diameter of a threaded connection that would be uniform, linear and even, for example, so that wear the inner surface of the threaded connection was distributed evenly along the length of its inner surface. In addition, it may seem counterintuitive to insert an annular recess near the tapered thread portion and near the metal-to-metal seal surface 212 on the pin, thus reducing the wall thickness and reducing the amount of material needed to withstand the breaking force in the joint. Also, it may seem counterintuitive that reducing the amount of material can actually improve the seal at the bottom of the wedge threaded joint, because it provides more flexibility, which reduces the stress concentration in the joint. However, as described herein, the annular recess 208 provides significant benefits in reducing wear on the seal portion of the wedge threaded joint while maintaining mechanical properties, improving the sealing of the threaded joint, and providing flexibility in the threaded joint that improves sealing, among other benefits. For example, mechanical properties are preserved because the notch does not extend along the wedge portion that is more important for mechanical strength (eg, the taper portion at the upper longitudinal end of threads 204 and threads 304). In other words, the recess 208 can only be along a portion of the wedge, so that there is no recessed area directly or radially adjacent to the portion of the wedges that are more important for mechanical strength.

На фиг. 3 показана блок-схема, описывающая пример способа 350 формирования резьбового соединения, например, такого как соединение 100 трубных изделий по фиг. 1. На этапе 352 обеспечивают звено обсадных труб, имеющее ниппельный конец трубы, с расположенной на нем наружной клиновидной резьбой. Звено обсадных труб имеет внутренний диаметр D1. На этапе 354 формируют внутреннюю кольцевую выемку (например, механической обработкой и/или штамповкой) в звене обсадных труб на ниппельном конце указанных труб, где внутренняя кольцевая выемка имеет внутренний диаметр D2, больший, чем диаметр D1. Внутренняя кольцевая выемка расположена продольно вдоль внутренней поверхности обсадных труб и радиально примыкает к части наружной резьбы, расположенной на нижней части указанного ниппельного конца. В некоторых вариантах реализации соединения кольцевую выемку формируют таким образом (например, механической обработкой и/или штамповкой), чтобы она имела меньшую продольную длину чем продольная длина наружной клиновидной резьбы. В некоторых вариантах реализации изобретения продольную длину внутренней кольцевой выемки выбирают на основании по меньшей мере частично продольной длины замкового соединения, выполненного с возможностью расположения внутри резьбового соединения, располагаемого в стволе скважины, где продольная длина внутренней кольцевой выемки должна быть меньше продольной длины замкового соединения. В некоторых примерах реализации изобретения, механическая обработка внутренней кольцевой выемки в звене обсадных труб предусматривает механическую обработку внутренней кольцевой выемки на токарном станке. В некоторых случаях второе звено обсадных труб, имеющее муфтовый конец трубы с внутренней клиновидной резьбой, может входить в зацепление (например, герметичное зацепление) с наружной клиновидной резьбой, расположенной на ниппельном конце первого упомянутого звена обсадных труб.In FIG. 3 is a flow diagram describing an example of a method 350 for forming a threaded joint, such as, for example, tubular joint 100 of FIG. 1. In step 352, a casing string is provided having a nipple end of the pipe with an external taper thread located thereon. The casing string has an internal diameter of D1. At step 354, an internal annular recess is formed (eg, by machining and/or punching) in the string of casing pipes at the pin end of said pipes, where the internal annular recess has an inner diameter D2 greater than the diameter D1. The inner annular recess is located longitudinally along the inner surface of the casing pipes and is radially adjacent to the part of the external thread located on the lower part of the specified pin end. In some embodiments of the connection, the annular recess is formed in such a way (for example, by machining and/or stamping) that it has a smaller longitudinal length than the longitudinal length of the external tapered thread. In some embodiments of the invention, the longitudinal length of the inner annular recess is selected based at least in part on the longitudinal length of the tool joint, made with the possibility of location inside the threaded connection located in the wellbore, where the longitudinal length of the inner annular recess should be less than the longitudinal length of the tool joint. In some embodiments, machining the inner annular recess in the casing string involves machining the inner annular recess on a lathe. In some instances, a second casing string having a box end of a female wedge threaded pipe may engage (eg, seal engagement) with an external wedge thread located at the pin end of the first said string of casing strings.

На фиг. 4 показана блок-схема, описывающая пример способа 400 формирования резьбового соединения, например, такого как соединение 100 трубных изделий по фиг. 1. На этапе 402 обеспечивают звено обсадных труб, имеющее ниппельный конец, где звено обсадных труб имеет внутренний диаметр D1. На этапе 404 формируют внутреннюю кольцевую выемку (например, механической обработкой и/или штамповкой) продольно на внутренней поверхности звена обсадных труб в заданном положении на ниппельном конце звена труб. Внутренняя кольцевая выемка имеет внутренний диаметр D2, который больше, чем диаметр D1. На этапе 406 наружную клиновидную резьбу подвергают механической обработке на внешней поверхности ниппельного конца, где внутренняя кольцевая выемка расположена продольноIn FIG. 4 is a flow diagram describing an example of a method 400 for forming a threaded joint, such as, for example, the tubular joint 100 of FIG. 1. In step 402, a casing string is provided having a pin end, where the casing string has an internal diameter D1. At 404, an internal annular recess is formed (eg, by machining and/or punching) longitudinally on the inner surface of the casing string at a predetermined position at the pin end of the string. The inner annular recess has an inner diameter D2 which is larger than the diameter D1. In step 406, an external taper thread is machined on the outer surface of the pin end where the internal annular notch is located longitudinally.

- 10 043149 на внутренней поверхности звена обсадных труб и радиально примыкает к участку наружной клиновидной резьбы, расположенной на нижней части ниппельного конца.- 10 043149 on the inner surface of the casing string and is radially adjacent to the section of the external wedge-shaped thread located on the lower part of the pin end.

Было описано несколько вариантов реализации изобретения. Тем не менее, следует понимать, что различные модификации могут быть выполнены без отступления от сущности и объема настоящего изобретения.Several embodiments of the invention have been described. However, it should be understood that various modifications can be made without departing from the spirit and scope of the present invention.

Claims

1. Pipe connection (100), which contains the first link of casing pipes (300), containing the box end (302), made integral with the specified link of pipes, with an internal wedge-shaped thread (304) located on the coupling part (305) of the box end pipes (302); and a second casing string (200) containing a nipple end (202) integral with said pipe string, with an external wedge-shaped thread (204) located on the nipple part (205) of said nipple end (202), while the outer wedge-shaped the thread (204) is configured to engage with the internal wedge-shaped thread (304);

wherein said second casing string (200) has an internal diameter D1, and characterized in that said second casing string (200) further comprises an internal annular recess (208) having an internal diameter D2, wherein D2 is larger than D1, the internal the annular recess is located longitudinally along the inner surface (206) of the second link of the casing pipes (200) and is radially adjacent to the part (203) of the external wedge-shaped thread (204) located on the lower part of the specified pin end (202), in which the inner diameter D2 of the inner annular recess (208) is equal to the entire longitudinal length L1 of the inner annular recess.

2. Pipe connection according to claim 1, in which the threads have a wedge-shaped threaded profile of the dovetail type.

3. A tubular connection according to claim 1 or 2, wherein the metal-to-metal sealing surface (212) is located between the lowermost thread and the end (216) of said pin end (202) to form a seal.

4. Pipe connection according to one of claims 1 to 3, in which the external wedge-shaped thread is made with the possibility of being hermetically engaged with the internal wedge-shaped thread.

5. Pipe connection according to one of claims 3, 4, in which the inner annular recess is not located longitudinally along the inner surface of the second casing string, radially adjacent to the part of the external wedge-shaped thread located on the upper part of the specified pin end.

6. Pipe connection according to one of claims 1 to 5, which is made with the possibility of indefinite assembly.

7. A tubular connection according to one of claims 1 to 6, wherein the first casing string comprises an internal shoulder facing the pin end of the second casing string in the final assembled position of the first casing string and the second casing string relative to each other, wherein in the final assembled position, the end of said pin end of the second casing string is not in contact with the inner shoulder, and in which the inner shoulder forms an insert in the inner diameter D7 of the first casing string.

8. A tubular connection according to claim 7, wherein the inner diameter D2 of the inner annular recess is larger than the inner diameter D7 of the first casing string.

9. Pipe connection according to one of claims 1 to 8, in which the second link of casing pipes (200) contains an internal transition section (210) located inside the second element of casing pipes at the upper longitudinal end of the internal annular recess, the specified internal transition section (210 ) is configured to change the inner diameter D2 of the inner annular recess to the inner diameter D1 of the second casing string.

10. A method for forming a pipe connection according to any one of claims 1 to 9, which includes:

providing a second casing string (200) having a nipple end (202) made integral with said pipe string, with an external wedge-shaped thread (204) on it, said casing string having an inner diameter D1; and forming an inner annular recess (208) in the casing string (200) at said pin end (202), said inner annular recess having an inner diameter D2 greater than the diameter D1, and located longitudinally along the inner surface of the casing string and radially adjacent to the part of the external wedge-shaped thread located on the lower part of the specified pin end, while the inner diameter D2 of the inner annular recess (208) is equal to the entire longitudinal length L1 of the inner annular recess; and provide a first casing string (300) having a box end (302) with a portion of an internal wedge thread (304) that is configured to engage with an external wedge thread (204) located at the pin end (202) of the second casing string pipes (200).

- 11 043149

11. The method of claim 10, wherein forming the inner annular recess, punching and/or machining the inner annular recess in the casing string at said pin end is performed.

12. A set of parts containing a pipe connection according to one of claims 1 to 9 and a drill string (108), in which the longitudinal length L1 of the inner annular recess is less than the longitudinal length L3 of the tool joint (110) on the drill string (108) .

13. The set of parts according to claim 12, in which the first link of the casing pipes contains an internal ledge, and the longitudinal length L2 of the recessed section (130) extending from the internal transition section (210) of the internal annular recess to the internal ledge (306) is less than longitudinal length L3 of the tool joint (110) on the drill string (108).

14. A set of parts containing a pipe connection according to one of claims 1 to 9 and a string of pressure pipes with a coupling, in which the longitudinal length L1 of the inner annular recess is less than the longitudinal length L4 of the connection on the string of pressure pipes with a thread and a coupling.

15. The set of parts according to claim 14, in which the first casing string contains an internal ledge, and the longitudinal length L2 of the recessed section extending from the inner transitional section of the inner annular recess to the internal ledge is less than the longitudinal length L4 of the connection on the pressure-compressor string pipes with thread and coupling.

16. The set of parts according to claim 13 or 15, in which the external wedge-shaped threads of the pin end of the pipe and the internal wedge-shaped threads of the socket end of the pipe are screwed together, and the said pin end and the socket end of the pipe are in the final assembled position relative to each other.