RU186585U1 - Двухупорное резьбовое соединение - Google Patents

Двухупорное резьбовое соединение Download PDF

Info

Publication number
RU186585U1
RU186585U1 RU2018128673U RU2018128673U RU186585U1 RU 186585 U1 RU186585 U1 RU 186585U1 RU 2018128673 U RU2018128673 U RU 2018128673U RU 2018128673 U RU2018128673 U RU 2018128673U RU 186585 U1 RU186585 U1 RU 186585U1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
thread
nipple
thrust end
length
connection
Prior art date
Application number
RU2018128673U
Other languages
English (en)
Inventor
Александр Владимирович Шмидт
Леонид Иванович Киселев
Сергей Наумович Долгих
Евгений Дмитриевич Мокроносов
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Пермская компания нефтяного машиностроения"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=65147537&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=RU186585(U1) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Пермская компания нефтяного машиностроения" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Пермская компания нефтяного машиностроения"
Priority to RU2018128673U priority Critical patent/RU186585U1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU186585U1 publication Critical patent/RU186585U1/ru

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/02Couplings; joints
    • E21B17/04Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
    • E21B17/042Threaded
    • E21B17/0423Threaded with plural threaded sections, e.g. with two-step threads
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16LPIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16L15/00Screw-threaded joints; Forms of screw-threads for such joints
    • F16L15/001Screw-threaded joints; Forms of screw-threads for such joints with conical threads
    • F16L15/002Screw-threaded joints; Forms of screw-threads for such joints with conical threads with more then one threaded section

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

Полезная модель относится к резьбовым соединениям труб и может быть использована для соединения элементов бурильной колонны при бурении скважин. Двухупорное резьбовое соединение содержит муфту (1) с резьбой на внутренней поверхности (2), наружным (3) и внутренним (4) упорными торцами, ниппель (5) с соответствующей резьбой на наружной поверхности (6), наружным упорным торцом (7) и носиком (8) с внутренним упорным торцом (9). Длина LH ниппеля (5) определяется соотношением:
LH≥Loc+P⋅n+Lнн, где:
Loc - расстояние от внешнего упорного торца до опасного сечения ниппеля, которое находится в первом полном витке зацепления;
Р - шаг резьбы;
Lнн - длина носика ниппеля;
n - минимально допустимое количество рабочих витков в резьбе, зависит от условия работоспособности соединения при срезе (смятии) витков резьбы и определяется как корень уравнения: an2+bn+c=0. Повышается надежность работы соединения в сложных условиях за счет обеспечения требуемых прочностных характеристик и равномерного распределения нагрузки по виткам резьбы. 2 ил.

Description

Полезная модель относится к резьбовым соединениям труб и может быть использована, например, для соединения элементов бурильной колонны при строительстве вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин.
Известно соединение бурильной колонны ГОСТ 27834-95 содержащее муфту с резьбой на внутренней поверхности и наружным упорным торцом, ниппель с соответствующей резьбой на наружной поверхности, наружным упорным торцом.
Недостатком такого соединения является низкая надежность, что объясняется низкой сопротивляемостью повышенному крутящему моменту, отсутствием внутреннего упора соединяемых деталей.
Наиболее близким к заявляемому и принятым в качестве прототипа является соединение бурильных труб (патент RU 88729 U1, МПК Е21В 31/00 (2006.01), опубл. 2009 г.), содержащее муфту с резьбой на внутренней поверхности, наружным и внутренним упорными торцами, ниппель с соответствующей резьбой на наружной поверхности, наружным упорным торцом и носиком с внутренним упорным торцом.
Наличие второго упора повышает сопротивляемость соединения повышенному крутящему моменту.
Однако, в таком соединении не определена необходимая длина ниппеля, обеспечивающая равномерное распределение нагрузки по виткам, что необходимо для повышения долговечности и надежности работы соединения.
Технической задачей, решаемой заявляемой полезной моделью, является повышение надежности работы соединения в сложных условиях за счет обеспечения требуемых прочностных характеристик и равномерного распределения нагрузки по виткам резьбы.
Указанный технический результат достигается за счет усовершенствования двухупорного резьбового соединения, содержащего муфту с резьбой на внутренней поверхности, наружным и внутренним упорными торцами, ниппель с соответствующей резьбой на наружной поверхности, наружным упорным торцом и носиком с внутренним упорным торцом.
Это усовершенствование заключается в том, что длина ниппеля
LH определяется соотношением:
LH≥Loc+P⋅n+Lнн, где:
Loc - расстояние от внешнего упорного торца до опасного сечения ниппеля, которое находится в первом полном витке зацепления;
Р - шаг резьбы;
Lнн - длина носика ниппеля;
n - минимально допустимое количество рабочих витков в резьбе, определяемое как корень уравнения: а⋅n2+b⋅n+c=0, где:
а=-0,5⋅π⋅P⋅K⋅(t+P⋅K),
где: K - конусность резьбы;
t - ширина витка в основании впадины резьбы;
b=π⋅[t⋅(D1-K⋅Loc-2⋅h)+P⋅K⋅(D1-(Loc+Lнн)⋅K-2⋅h1)],
где:
D1 - наружный диаметр резьбы большего основания конуса ниппеля,
h - рабочая высота профиля резьбы,
h1 - высота профиля резьбы;
Figure 00000001
где:
d - внутренний диаметр замка ниппеля.
Выполнение длины ниппеля LH, определяемой вышеприведенным соотношением, обеспечивает работоспособность соединения и равномерное распределение нагрузки по виткам резьбы, что необходимо для надежной передачи осевой нагрузка от ниппеля через резьбу муфте и ее уравновешивание реакцией обоих упоров.
При количестве рабочих витков в резьбе меньше n увеличивается нагрузка на витки, что снижает надежность соединения.
Полезная модель поясняется чертежом, на котором на фиг. 1 изображено заявляемое соединение, на фиг. 2 - выносной элемент I на фиг. 1.
Двухупорное резьбовое соединение содержит муфту 1 с резьбой на внутренней поверхности 2, наружным 3 и внутренним 4 упорными торцами, ниппель 5 с соответствующей резьбой на наружной поверхности 6, наружным упорным торцом 7 и носиком 8 с внутренним упорным торцом 9. Длина LH ниппеля 5 определяется соотношением:
LH≥Loc+P⋅n+Lнн, где:
Loc - расстояние от внешнего упорного торца до опасного сечения ниппеля, которое находится в первом полном витке зацепления;
Р - шаг резьбы;
Lнн - длина носика ниппеля;
n - минимально допустимое количество рабочих витков в резьбе, зависит от условия работоспособности соединения при срезе (смятии) витков резьбы и определяется как корень уравнения: а⋅n2+b⋅n+с=0, где:
а=-0,5⋅π⋅P⋅K⋅(t+P⋅K),
где K - конусность резьбы,
t - ширина витка в основании впадины резьбы,
b=π⋅[t⋅(D1-K⋅Loc-2⋅h)+P⋅K⋅(D1-(Loc+Lнн)⋅K-2⋅h1)],
где:
D1 - наружный диаметр резьбы большего основания конуса ниппеля,
h - рабочая высота профиля резьбы,
h1 - высота профиля резьбы;
Figure 00000001
где:
d - внутренний диаметр замка ниппеля.
Выполнение длины LH ниппеля 5, определяемой вышеприведенным соотношением, обеспечивает работоспособность соединения и равномерное распределение нагрузки по виткам резьбы для надежной передачи осевой нагрузки от ниппеля 5 через резьбу муфте 1 и ее уравновешивание реакцией наружных 3 и 7 и внутренних 4 и 9 упорных торцах.
Соединение бурильной колонны работает следующим образом.
При выполнении операций свинчивания или развинчивания соединения первоначально осуществляется взаимодействие ниппеля 5 и муфты 1 при помощи резьбы. В процессе свинчивания происходит продвижение поверхности муфты 1 вдоль поверхности ниппеля 5 до смыкания поверхностей 3 и 7 наружного упора при достижении момента свинчивания выбирается зазор до смыкания поверхностей 4 и 9 внутреннего упора.
Таким образом, использование заявляемой полезной модели позволяет повысить надежность работы соединения в сложных условиях за счет обеспечения в соединении равномерного распределения нагрузки по виткам резьбы. При этом соединение обеспечивает не только высокие прочностные характеристики на растяжение, изгиб и срез, но и обладает высокой скоростью и меньшей трудоемкостью сборки соединения при производстве.

Claims (15)

  1. Двухупорное резьбовое соединение, содержащее муфту с резьбой на внутренней поверхности, наружным и внутренним упорными торцами, ниппель с соответствующей резьбой на наружной поверхности, наружным упорным торцом и носиком с внутренним упорным торцом, отличающееся тем, что длина ниппеля LH определяется соотношением:
  2. LH≥Loc+P⋅n+Lнн, где:
  3. Loc - расстояние от внешнего упорного торца до опасного сечения ниппеля, которое находится в первом полном витке зацепления;
  4. Р - шаг резьбы;
  5. Lнн - длина носика ниппеля;
  6. n - минимально допустимое количество рабочих витков в резьбе, определяемое как корень уравнения: a⋅n2+b⋅n+c=0, где:
  7. a=-0,5⋅π⋅P⋅K⋅(t+Р⋅K),
  8. где K - конусность резьбы,
  9. t - ширина витка в основании впадины резьбы,
  10. b=π⋅[t⋅(D1-K⋅Loc-2⋅h)+P⋅K⋅(D1-(Loc+Lнн)⋅K-2⋅h1)], где:
  11. D1 - наружный диаметр резьбы большего основания конуса ниппеля,
  12. h - рабочая высота профиля резьбы,
  13. h1 - высота профиля резьбы;
  14. Figure 00000002
    где:
  15. d - внутренний диаметр замка ниппеля.
RU2018128673U 2018-08-03 2018-08-03 Двухупорное резьбовое соединение RU186585U1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018128673U RU186585U1 (ru) 2018-08-03 2018-08-03 Двухупорное резьбовое соединение

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018128673U RU186585U1 (ru) 2018-08-03 2018-08-03 Двухупорное резьбовое соединение

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU186585U1 true RU186585U1 (ru) 2019-01-24

Family

ID=65147537

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018128673U RU186585U1 (ru) 2018-08-03 2018-08-03 Двухупорное резьбовое соединение

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU186585U1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU200794U1 (ru) * 2020-07-11 2020-11-11 Общество с ограниченной ответственностью "ТЕХНОМАШ" Резьбовое соединение бурильных труб
RU2742962C1 (ru) * 2018-03-05 2021-02-12 ДжФЕ СТИЛ КОРПОРЕЙШН Резьбовое соединение труб для нефтяных скважин

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6050610A (en) * 1997-05-20 2000-04-18 Hydril Company Stress reduction groove for tubular connection
EA007133B1 (ru) * 2003-02-13 2006-06-30 Тенарис Коннекшнс Аг Резьбовое соединение для труб
RU88729U1 (ru) * 2009-01-11 2009-11-20 Общество с ограниченной ответственностью "ТМК-Преимум Сервис" Соединение бурильной колонны
RU2616950C2 (ru) * 2016-02-17 2017-04-18 Открытое акционерное общество "Завод бурового оборудования" Двухупорное резьбовое соединение буровых труб
RU179148U1 (ru) * 2018-02-02 2018-04-28 Общество с ограниченной ответственностью "Пермская компания нефтяного машиностроения" Ниппель двухупорного резьбового соединения
RU179961U1 (ru) * 2017-12-25 2018-05-29 Общество с ограниченной ответственностью "Пермская компания нефтяного машиностроения" Двухупорное резьбовое соединение

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6050610A (en) * 1997-05-20 2000-04-18 Hydril Company Stress reduction groove for tubular connection
EA007133B1 (ru) * 2003-02-13 2006-06-30 Тенарис Коннекшнс Аг Резьбовое соединение для труб
RU88729U1 (ru) * 2009-01-11 2009-11-20 Общество с ограниченной ответственностью "ТМК-Преимум Сервис" Соединение бурильной колонны
RU2616950C2 (ru) * 2016-02-17 2017-04-18 Открытое акционерное общество "Завод бурового оборудования" Двухупорное резьбовое соединение буровых труб
RU179961U1 (ru) * 2017-12-25 2018-05-29 Общество с ограниченной ответственностью "Пермская компания нефтяного машиностроения" Двухупорное резьбовое соединение
RU179148U1 (ru) * 2018-02-02 2018-04-28 Общество с ограниченной ответственностью "Пермская компания нефтяного машиностроения" Ниппель двухупорного резьбового соединения

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2742962C1 (ru) * 2018-03-05 2021-02-12 ДжФЕ СТИЛ КОРПОРЕЙШН Резьбовое соединение труб для нефтяных скважин
RU200794U1 (ru) * 2020-07-11 2020-11-11 Общество с ограниченной ответственностью "ТЕХНОМАШ" Резьбовое соединение бурильных труб

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2483934C (en) Threaded pipe joint
CN111448408B (zh) 多锥度螺纹连接
RU2659291C2 (ru) Трубчатое соединение со спирально проходящим выступом передачи момента
RU179961U1 (ru) Двухупорное резьбовое соединение
US2885225A (en) Drill pipe coupling having particular thread formations
SE520729C2 (sv) Tunnväggig borrstångs- foderrörsförbindning
RU186585U1 (ru) Двухупорное резьбовое соединение
US10077603B2 (en) Threaded connection
EP0205421A1 (en) Oilwell tubing connector
RU88729U1 (ru) Соединение бурильной колонны
US9951569B2 (en) Threaded connection
EP3536894B1 (en) Coupling for connecting downhole tubulars
RU114087U1 (ru) Бурильная труба диаметром 89 мм (варианты)
RU116890U1 (ru) Герметичное муфтовое соединение нефтегазопромысловых труб
US4609212A (en) Oil or gas field casing
RU181276U1 (ru) Резьбовое соединение бурильных труб
RU126419U1 (ru) Замковое соединение насосно-компрессорных труб (варианты)
RU195764U1 (ru) Резьбовое соединение тонкостенных бурильных труб
RU172778U1 (ru) Муфтовое резьбовое соединение труб
RU155486U1 (ru) Ведущая бурильная труба
RU116952U1 (ru) Высокогерметичное резьбовое соединение нефтегазопромысловых труб
RU198398U1 (ru) Резьбовое соединение для бурильных труб
RU78854U1 (ru) Резьбовое соединение тонкостенных бурильных труб
RU181277U1 (ru) Ведущая бурильная труба
CN110359859A (zh) 一种快速上扣变螺距超高抗扭钻杆接头

Legal Events

Date Code Title Description
MF91 Utility model revoked (after utility model was found completely invalid)

Effective date: 20200116