RU202565U1 - Резьбовое соединение бурильных труб - Google Patents
Резьбовое соединение бурильных труб Download PDFInfo
- Publication number
- RU202565U1 RU202565U1 RU2020123062U RU2020123062U RU202565U1 RU 202565 U1 RU202565 U1 RU 202565U1 RU 2020123062 U RU2020123062 U RU 2020123062U RU 2020123062 U RU2020123062 U RU 2020123062U RU 202565 U1 RU202565 U1 RU 202565U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- nipple
- thread
- coupling
- nose
- drill pipes
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/04—Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
- E21B17/042—Threaded
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L15/00—Screw-threaded joints; Forms of screw-threads for such joints
- F16L15/001—Screw-threaded joints; Forms of screw-threads for such joints with conical threads
Abstract
Полезная модель Резьбовое соединение бурильных труб, содержащее ниппель и муфту, снабженные каждый резьбой; причем каждый из ниппеля и муфты имеет упорный уступ и содержит носик с упорным торцом, причем резьба ниппеля и резьба муфты выполнены с возможностью взаимодействия друг с другом с обеспечением возможности примыкания упорного торца носика ниппеля к упорному уступу муфты и возможности примыкания упорного торца носика муфты к упорному уступу ниппеля; при этом резьба ниппеля и резьба муфты имеют каждая конусность 1:12 мм/мм и шаг резьбы в диапазоне от 7,22 мм до 7,3 мм, а длина носика ниппеля находится в диапазоне от 12 мм до 13 мм. 5 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Настоящая полезная модель относится к бурильным трубам, в частности к резьбовым соединениям, которые могут быть использованы, в частности, для соединения бурильных труб между собой и с другими составными элементами бурильных колонн, используемых при бурении вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
В настоящее время вертикальное бурение, наклонно-направленное бурение и горизонтальное бурение, а также бурение боковых стволов скважин находит все более широкое применение в мире, в частности на территории РФ, при создании нефтяных и газовых скважин.
При вращательном бурении нефтяных и газовых скважин на бурильные трубы и иные конструктивные элементы бурильной колонны воздействует повышенный крутящий момент. Кроме того, при бурении в сложных условиях изогнутых стволов скважин (наклонно-направленных и горизонтальных скважин, боковых стволов скважин и т.п.) бурильные трубы и иные конструктивные элементы бурильной колонны подвергаются большим изгибающим нагрузкам.
Для работы в вышеописанных сложных условиях бурения используют бурильные трубы со специальными резьбовыми соединениями (так называемыми бурильными замками), которые предназначены для соединения бурильных труб между собой и с иными конструктивными элементами бурильных колонн, при этом такие специальные резьбовые соединения должны иметь повышенную стойкость к воздействию крутящих и изгибающих нагрузок.
Все более усложняющиеся условия бурения нефтяных и/или газовых скважин вызывают потребность в разработке резьбовых соединений бурильных труб, обладающих повышенными эксплуатационными характеристиками.
Один из иллюстративных примеров резьбового соединения бурильных труб описан в патенте РФ №88729 (далее RU 88729), опубликованном 20 ноября 2009 года. В частности, в патенте RU 88729 раскрыто резьбовое соединение бурильных труб, содержащее: ниппель и муфту, снабженные каждый резьбой; причем каждый из ниппеля и муфты имеет упорный уступ и содержит носик с упорным торцом, а резьба ниппеля и резьба муфты выполнены с возможностью взаимодействия друг с другом с обеспечением возможности примыкания упорного торца носика ниппеля к упорному уступу муфты и возможности примыкания упорного торца носика муфты к упорному уступу ниппеля.
Недостаток резьбового соединения бурильных труб, описанного в RU 88729, заключается в том, что оно не сохраняет свои эксплуатационные свойства при работе в сложных условиях бурения, в частности при воздействии на него повышенных крутящих и изгибающих нагрузок. В частности, следует отметить, что в случае застревания бурильной колонны в стволе скважины при бурении горизонтальных скважин, наклонно-направленных скважин или боковых стволов скважин возможно превышение крутящего момента бурения по сравнению с крутящим моментом, применяемым при свинчивании резьбового соединения (в частности, при сборке бурильной колонны) на поверхности скважины, в результате чего может возникнуть дополнительный момент свинчивания, оказывающий повышенное воздействие на резьбовое соединение по RU 88729, которое может превысить предел текучести материала ниппеля и/или муфты этого резьбового соединения по RU 88729 и, следовательно, вызвать их разрушение. Для предотвращения возникновения вышеописанных случаев разрушения резьбового соединения бурильных труб крутящий момент, прикладываемый к резьбовому соединению при свинчивании бурильных труб, должен быть всегда выше крутящего момента, прикладываемого к резьбовому соединению при бурении, с запасом, учитывающим сложные условия бурения или возможные аварийные ситуации, например, застревание бурильной колонны в стволе скважины.
Таким образом, очевидна потребность в дальнейшем совершенствовании резьбовых соединений бурильных труб, в частности для улучшения сопротивляемости таких резьбовых соединений повышенным крутящим моментам и, следовательно, их надежности.
Следовательно, техническая проблема, решаемая настоящей полезной моделью, состоит в создании резьбового соединения бурильных труб, в котором по меньшей мере частично устранен обозначенный выше недостаток известного резьбового соединения бурильных труб, заключающийся в возможности разрушения резьбового соединения бурильных труб при осуществлении бурения.
РАСКРЫТИЕ СУЩНОСТИ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ
Вышеупомянутая техническая проблема решена в настоящей полезной модели благодаря тому, что в предложенном резьбовом соединении бурильных труб, содержащем ниппель и муфту, снабженные каждый резьбой; причем каждый из ниппеля и муфты имеет упорный уступ и содержит носик с упорным торцом, а резьба ниппеля и резьба муфты выполнены с возможностью взаимодействия друг с другом с обеспечением возможности примыкания упорного торца носика ниппеля к упорному уступу муфты и возможности примыкания упорного торца носика муфты к упорному уступу ниппеля; резьба ниппеля и резьба муфты имеют каждая конусность 1:12 мм/мм и шаг резьбы в диапазоне от 7,22 мм до 7,3 мм, а длина носика ниппеля находится в диапазоне от 12 мм до 13 мм.
Резьбовое соединение бурильных труб согласно настоящей полезной модели обеспечивает технический результат, заключающийся в повышении его прочности, что позволяет указанному резьбовому соединению выдерживать повышенные крутящие моменты, в частности при использовании бурильных труб в сложных условиях эксплуатации при бурении боковых стволов, хвостовиков в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, а также при проведении различных ремонтных и технологических операций, при которых могут возникнуть большие моменты кручения. В частности, повышение прочности резьбового соединения бурильных труб согласно настоящей полезной модели обусловлено достижением в указанном резьбовом соединении оптимального соотношения между крутящим моментом, воспринимаемым этим резьбовым соединением, и уровнем напряжения, возникающим при примыкании упорного торца носика ниппеля к упорному уступу муфты, что позволяет в целом повысить сопротивляемость резьбового соединения повышенному крутящему моменту.
В одном из вариантов реализации настоящей полезной модели шаг резьбы ниппеля и муфты может составлять 7,26 мм, а длина носика ниппеля в резьбовом соединении бурильных труб может составлять 12,43 мм.
Еще в одном варианте реализации настоящей полезной модели шаг резьбы ниппеля и муфты может составлять 7,26 мм, а длина носика ниппеля в резьбовом соединении бурильных труб может составлять 12,55 мм.
В другом варианте реализации настоящей полезной модели шаг резьбы ниппеля и муфты может составлять 7,26 мм, а длина носика ниппеля в резьбовом соединении бурильных труб может составлять 12,7 мм.
Вышеуказанные конкретные значения шага резьбы ниппеля и муфты и конкретные значения длины носика ниппеля в резьбовом соединении бурильных труб согласно настоящей полезной модели также обеспечивают сформулированный выше технический результат, заключающийся в повышении прочности резьбового соединения бурильных труб.
В другом варианте реализации настоящей полезной модели резьба ниппеля и резьба муфты могут иметь каждая высоту в диапазоне от 3,4 мм до 3,6 мм.
Еще в одном варианте реализации настоящей полезной модели высота резьбы ниппеля и резьбы муфты может составлять 3,556 мм.
Вышеуказанные значения высоты резьбы ниппеля и резьбы муфты также вносят свой дополнительный вклад в сформулированный выше технический результат, заключающийся в повышении прочности резьбового соединения бурильных труб.
Краткое описание чертежей
Прилагаемые чертежи, которые приведены для обеспечения лучшего понимания сущности настоящей полезной модели, составляют часть настоящего документа и включены в него для иллюстрации нижеописанных вариантов реализации настоящей полезной модели. Прилагаемые чертежи в сочетании с приведенным ниже описанием служат для пояснения сущности настоящей полезной модели. На чертежах:
на фиг. 1 показано резьбовое соединение бурильных труб согласно настоящей полезной модели в развинченном состоянии;
на фиг. 2 показано резьбовое соединение бурильных труб согласно настоящей полезной модели в свинченном состоянии;
на фиг. 3 показана часть ниппеля резьбового соединения, показанного на фиг. 1 и 2;
на фиг. 4 показана часть муфты резьбового соединения, показанного на фиг. 1 и 2.
РАСКРЫТИЕ СУЩНОСТИ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ
На фиг. 1 показано резьбовое соединение 100 бурильных труб в развинченном состоянии.
Резьбовое соединение 100 бурильных труб, показанное на фиг. 1, содержит ниппель 1 и муфту 2, выполненные с возможностью резьбового взаимодействия друг с другом при свинчивании или развинчивании резьбового соединения 100, обеспечивающих соответственно соединение и разъединение резьбового соединения 100.
Ниппель 1 снабжен резьбой 3 конической формы, выполненной на поверхности ниппеля 1, которая обращена в сторону муфты 2 при нахождении ниппеля 1 и муфты 2 в резьбовом взаимодействии друг с другом. Таким образом, что резьба 3 ниппеля выполнена с наружной стороны ниппеля 1, противоположной внутренней стороне ниппеля 1, которой он обращен к внутренней полости бурильных труб, предназначенной для пропускания текучей среды, связанной с бурением скважин с использованием этих бурильных труб.
Кроме того, муфта 2 снабжена резьбой 6 конической формы, выполненной на поверхности муфты, которая обращена в сторону ниппеля 1 при взаимодействии муфты 2 и ниппеля 1 друг с другом. Таким образом, что резьба 6 муфты выполнена с внутренней стороны муфты 2, противоположной наружной стороне муфты 2, которой она обращена к среде, окружающей бурильные трубы.
Кроме того, как показано на фиг. 1, ниппель 1 имеет упорный уступ 4 и содержит носик 11 с упорным торцом 5, а муфта 2 имеет упорный уступ 7 и содержит носик 12 с упорным торцом 8.
Кроме того, резьба 3 ниппеля и резьба 6 муфты имеют каждая конусность 1:12 мм/мм, шаг резьбы в диапазоне от 7,22 мм до 7,3 мм, а предпочтительно 7,26 мм (т.е. имеют 3,5 витка на дюйм (на 25,4 мм)), и высоту резьбы в диапазоне от 3,4 мм до 3,6 мм (предпочтительно 3,556 мм). Резьба 3 ниппеля и резьба 6 муфты выполнены с возможностью разъемного соединения или взаимодействия друг с другом с образованием наружного упорного узла 9 и внутреннего упорного узла 10, как показано на фиг. 2.
Основными функциями резьбы 3 ниппеля и резьбы 6 муфты являются восприятие растягивающей нагрузки и выдерживание многократного свинчивания-развинчивания резьбового соединения 100 с одновременным сохранением его эксплуатационных характеристик.
Следует отметить, что выполнение каждой из резьбы 3 ниппеля и резьбы 6 муфты с конусностью 1:12 мм/мм и шагом резьбы в диапазоне от 7,22 мм до 7,3 мм (предпочтительно 7,26 мм) является оптимальным, поскольку обеспечивает оптимальное соотношение между длительностью свинчивания резьбового соединения 100, которая будет увеличиваться при увеличении конусности резьбы 3 ниппеля и резьбы 6 муфты и будет уменьшаться при увеличении шага резьбы для резьбы 3 ниппеля и резьбы 6 муфты, и сопротивляемостью резьбового соединения 100 высокому крутящему моменту при бурении в сложных условиях, повышающейся при увеличении конусности резьбы 3 ниппеля и резьбы 6 муфты.
Внутренний упорный узел 10 образован упорным торцом 5 носика ниппеля и упорным уступом 7 муфты, а наружный упорный узел 9 образован упорным торцом 8 носика муфты и упорным уступом 4 ниппеля.
Следует отметить, что наружный упорный узел 9 обеспечивает передачу высокого крутящего момента при бурении скважины, а также является уплотняющим и обеспечивает герметичность резьбового соединения 100. Внутренний упорный узел 10 дополняет наружный упорный узел 9 и обеспечивает передачу крутящего момента, воспринимаемого резьбовым соединением 100.
Как показано на фиг. 1, носик 11 ниппеля с упорным торцом 5 имеет длину L1, а носик 12 муфты с упорным торцом 8 имеет длину L2, при этом в резьбовом соединении 100 упорный торец 5 ниппеля и упорный торец 8 муфты выполнены таким образом, что длина L2 носика 12 муфты превышает длину L1 носика 11 ниппеля, при этом длина L1 носика 11 ниппеля имеет значение в диапазоне от 12 мм до 13 мм (L1 предпочтительно составляет 12,43 мм, 12,55 мм или 12,7 мм), а длина L2 носика 12 муфты имеет значение в диапазоне от 14,3 мм до 17,4 мм (L2 предпочтительно составляет 15,88 мм).
Следует отметить, что авторами настоящего документа было установлено, что в случае, когда резьба 3 ниппеля и резьба 6 муфты имеют каждая конусность 1:12 мм/мм и шаг резьбы в диапазоне от 7,22 мм до 7,3 мм (предпочтительно 7,26 мм), а длина L1 носика 11 ниппеля находится в диапазоне от 12 мм до 13 мм (предпочтительно составляет 12,43 мм, 12,55 мм или 12,7 мм), достигается оптимальное соотношение между крутящим моментом, воспринимаемым резьбовым соединением 100, и уровнем напряжения на упорном узле 10, возникающим при примыкании упорного торца 5 носика ниппеля к упорному уступу 7 муфты, что позволяет улучшить надежность резьбового соединения 100 и способность выдерживать большие нагрузки (в частности, крутящий момент) без разрушения, в частности в сложных условиях бурения. Таким образом, вышеуказанное соотношение между параметрами резьб 3, 6 и длиной L1 носика 11 ниппеля не только обеспечивает работоспособность резьбового соединения 100, но и позволяет равномерно распределять нагрузки по виткам резьбы 3 ниппеля для обеспечения надежной передачи осевой нагрузки от ниппеля 1 на муфту 2 посредством резьбы 3 ниппеля и ее уравновешивание внутренним упорным узлом 10. Кроме того, вышеуказанное оптимальное соотношение между крутящим моментом, воспринимаемым резьбовым соединением 100, и уровнем напряжения на упорном узле 10, возникающим при примыкании упорного торца 5 носика ниппеля к упорному уступу 7 муфты, также достигается и при высоте резьбы 3 ниппеля и резьбы 6 муфты от 3,4 мм до 3,6 мм (предпочтительно 3,556 мм), при этом указанный диапазон значений высоты резьбы 3 ниппеля и резьбы 6 муфты (в том числе вышеуказанное конкретное значение высоты резьбы 3 ниппеля и резьбы 6 муфты) позволяет резьбовому соединению 100 выдерживать большие нагрузки (в частности, крутящий момент) без разрушения.
Авторами настоящего документа также было установлено, что в случае, когда резьба 3 ниппеля и резьба 6 муфты имеют каждая конусность 1:12 мм/мм и шаг резьбы в диапазоне от 7,22 мм до 7,3 мм (предпочтительно 7,26 мм), а длина L2 носика 12 муфты находится в диапазоне от 14,3 мм до 17,4 мм (предпочтительно составляет 15,88 мм), достигается оптимальное соотношение между крутящим моментом, воспринимаемым резьбовым соединением 100, и уровнем напряжения на наружном упорном узле 9, возникающим при примыкании упорного торца 8 носика муфты к упорному уступу 4 ниппеля, что позволяет дополнительно улучшить надежность резьбового соединения 100 и способность выдерживать большие нагрузки (в частности, крутящий момент) без разрушения, в частности в сложных условиях бурения. Таким образом, вышеуказанное соотношение между параметрами резьб 3, 6 и длиной L2 носика 12 муфты не только также обеспечивает работоспособность резьбового соединения 100, но и также позволяет равномерно распределять нагрузки по виткам резьбы 6 муфты для обеспечения надежной передачи осевой нагрузки от муфты 2 на ниппель 1 посредством резьбы 6 муфты и ее уравновешивание наружным упорным узлом 9. Кроме того, вышеуказанное оптимальное соотношение между крутящим моментом, воспринимаемым резьбовым соединением 100, и уровнем напряжения на наружном упорном узле 9, возникающим при примыкании упорного торца 8 носика муфты к упорному уступу 4 ниппеля, также достигается и при высоте резьбы 3 ниппеля и резьбы 6 муфты от 3,4 мм до 3,6 мм (предпочтительно 3,556 мм), при этом указанный диапазон значений высоты резьбы 3 ниппеля и резьбы 6 муфты (в том числе вышеуказанное конкретное значение высоты резьбы 3 ниппеля и резьбы 6 муфты) позволяет резьбовому соединению 100 выдерживать большие нагрузки (в частности, крутящий момент) без разрушения.
Кроме того, авторами настоящего документа было установлено, что в случае, когда резьба 3 ниппеля и резьба 6 муфты имеют каждая конусность 1:12 мм/мм и шаг резьбы в диапазоне от 7,22 мм до 7,3 мм (предпочтительно 7,26 мм), длина L1 носика 11 ниппеля находится в диапазоне от 12 мм до 13 мм (предпочтительно составляет 12,43 мм, 12,55 мм или 12,7 мм), а длина L2 носика 12 муфты находится в диапазоне от 14,3 мм до 17,4 мм (предпочтительно составляет 15,88 мм), достигается оптимальное соотношение между крутящим моментом, воспринимаемым резьбовым соединением 100, и равномерностью распределения напряжений по наружному и внутреннему упорным узлам 9, 10 с одновременной оптимизацией габаритных размеров соединения в зависимости от диаметра используемых бурильных труб.
Кроме того, длина L1 носика 11 ниппеля в вышеуказанном пределе ([10,1 мм; 11 мм]), в том числе при ее вышеуказанных конкретных значениях (12,43 мм, 12,55 мм или 12,7 мм), позволяет технологически выполнить соответственно нарезание резьбы 3 ниппеля на наружной поверхности ниппеля 1 и нарезание резьбы 6 муфты на внутренней поверхности муфты 2.
Таким образом, длина L1 носика 11 ниппеля в вышеуказанном диапазоне значений и/или длина L2 носика 12 муфты в вышеуказанном диапазоне значений в сочетании с вышеуказанными параметрами резьбы 3 ниппеля и резьбы 6 муфты обеспечивают то, что резьбовое соединение 100 имеет не только высокие прочностные характеристики на растяжение, изгиб и срез, но и обладает высокой скоростью и меньшей трудоемкостью его свинчивания и/или развинчивания.
Как показано на фиг. 3, ниппель 1 также снабжен уплотняющим уступом 13, верхняя бровка которого находится на расстоянии L3 в диапазоне от 2,93 мм до 3,43 мм (предпочтительно расстояние L3 составляет 3,18 мм) от упорного уступа 4 ниппеля, при этом верхняя площадка уплотняющего уступа 13 ниппеля, соединяющаяся с упорным уступом 4 ниппеля, и нижняя площадка уплотняющего уступа 13 ниппеля, расположенная ниже верхней площадки уплотняющего уступа 13 ниппеля по высоте ниппеля, выполнены в целом прямолинейными, а высота уплотняющего уступа 13 ниппеля находится в целом в диапазоне от 0,2 мм до 0,6 мм (предпочтительно высота уплотняющего уступа 13 ниппеля составляет 0,4 мм).
Как показано на фиг. 4, муфта 2 также снабжена уплотняющим уступом 14, верхняя бровка которого находится на расстоянии L4 в диапазоне от 2,93 мм до 3,43 мм (предпочтительно расстояние L4 составляет 3,18 мм) от упорного торца 8 носика муфты, при этом верхняя площадка уплотняющего уступа 14 муфты, соединяющаяся с упорным торцом 8 носика муфты, выполнена в целом прямолинейной, нижняя площадка уплотняющего уступа 14 муфты, расположенная ниже верхней площадки уплотняющего уступа 14 муфты по высоте муфты 2, выполнена в целом прямолинейной, а высота уплотняющего уступа 14 муфты находится в целом в диапазоне от 0,1 мм до 0,3 мм (предпочтительно высота уплотняющего уступа 14 муфты составляет 0,2 мм).
Таким образом, как описано выше, уплотняющий уступ 13 ниппеля в целом расположен на расстоянии L3 от упорного уступа 4 ниппеля, которое по существу соответствует или равно расстоянию, на котором в целом расположен уплотняющий уступ 14 муфты.
Следует отметить, что при вводе резьбы 3 ниппеля и резьбы 6 муфты во взаимодействие с обеспечением образования, в частности, наружного упорного узла 9, как показано на фиг. 2 и описано выше в данном документе со ссылкой на фиг. 2, уплотняющий уступ 13 ниппеля входит в плотный контакт или плотное взаимодействие с уплотняющим уступом 14 муфты, при котором вышеописанные верхняя площадка и нижняя площадка уступа 13 ниппеля по меньшей мере частично входят в плотное взаимодействие соответственно с верхней площадкой и нижней площадкой резьбы 6 муфты, что в конечном итоге улучшает прочность и герметичность наружного упорного узла 9 и, следовательно, резьбового соединения 100 в целом.
Резьбовое соединение 100 бурильных труб работает следующим образом. При свинчивании резьбового соединения 100 ниппель 1 и муфту 2 соединяют друг с другом путем ввода резьбы 3 ниппеля во взаимодействие с резьбой 6 муфты, в результате чего происходит продвижение ниппеля 1 вдоль муфты 2 с обеспечением примыкания упорного торца 5 носика 11 ниппеля к упорному уступу 7 муфты или их смыкания, в результате которого образуется внутренний упорный узел 10, приближенный к внутренней полости бурильных труб (см. фиг. 2), предназначенной для пропускания текучей среды, связанной с бурением скважин, и примыкания упорного торца 8 носика 12 муфты к упорному уступу 4 ниппеля или их смыкания, в результате которого образуется наружный упорный узел 9, удаленный от внутренней полости бурильных труб и приближенный к среде, окружающей бурильные трубы (см. фиг. 2). Кроме того, при вышеописанном процессе соединения ниппеля 1 и муфты 2 друг с другом также происходит вход уплотняющего уступа 13 ниппеля в плотный контакт с уплотняющим уступом 14 муфты. При развинчивании резьбового соединения 100 ниппель 1 и муфту 2 отсоединяют друг с другом путем вывода резьбы 3 ниппеля из взаимодействия с резьбой 6 муфты, в результате чего происходит продвижение ниппеля 1 вдоль муфты 2 в обратном направлении с обеспечением постепенного удаления упорного торца 5 носика 11 ниппеля от упорного уступа 7 муфты и соответственно удаления упорного торца 8 носика 12 муфты от упорного уступа 4 ниппеля, при этом уплотняющий уступ 13 ниппеля и уплотняющий уступ 14 муфты оказываются выведенными из взаимодействия друг с другом.
Claims (6)
1. Резьбовое соединение бурильных труб, содержащее ниппель и муфту, снабженные каждый резьбой, причем каждый из ниппеля и муфты имеет упорный уступ и содержит носик с упорным торцом, а резьба ниппеля и резьба муфты выполнены с возможностью взаимодействия друг с другом с обеспечением возможности примыкания упорного торца носика ниппеля к упорному уступу муфты и возможности примыкания упорного торца носика муфты к упорному уступу ниппеля, отличающееся тем, что резьба ниппеля и резьба муфты имеют каждая конусность 1:12 мм/мм и шаг резьбы в диапазоне от 7,22 мм до 7,3 мм, а длина носика ниппеля находится в диапазоне от 12 мм до 13 мм.
2. Резьбовое соединение бурильных труб по п. 1, в котором шаг резьбы составляет 7,26 мм, а длина носика ниппеля составляет 12,43 мм.
3. Резьбовое соединение бурильных труб по п. 1, в котором шаг резьбы составляет 7,26 мм, а длина носика ниппеля составляет 12,55 мм.
4. Резьбовое соединение бурильных труб по п. 1, в котором шаг резьбы составляет 7,26 мм, а длина носика ниппеля составляет 12,7 мм.
5. Резьбовое соединение бурильных труб по любому из пп. 1-4, в котором резьба ниппеля и резьба муфты имеют каждая высоту в диапазоне от 3,4 мм до 3,6 мм.
6. Резьбовое соединение бурильных труб по п. 5, в котором высота резьбы ниппеля и резьбы муфты составляет 3,556 мм.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020123062U RU202565U1 (ru) | 2020-07-11 | 2020-07-11 | Резьбовое соединение бурильных труб |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020123062U RU202565U1 (ru) | 2020-07-11 | 2020-07-11 | Резьбовое соединение бурильных труб |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU202565U1 true RU202565U1 (ru) | 2021-02-25 |
Family
ID=74672627
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020123062U RU202565U1 (ru) | 2020-07-11 | 2020-07-11 | Резьбовое соединение бурильных труб |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU202565U1 (ru) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU88729U1 (ru) * | 2009-01-11 | 2009-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТМК-Преимум Сервис" | Соединение бурильной колонны |
| RU2508491C1 (ru) * | 2012-09-07 | 2014-02-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Тмк-Премиум Сервис" | Резьбовое соединение бурильных труб |
| RU166817U1 (ru) * | 2016-06-17 | 2016-12-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Тмк-Премиум Сервис" | Муфтовое резьбовое соединение обсадных труб |
| RU179961U1 (ru) * | 2017-12-25 | 2018-05-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Пермская компания нефтяного машиностроения" | Двухупорное резьбовое соединение |
| US10107423B1 (en) * | 2012-03-23 | 2018-10-23 | Tejas Tubular Products, Inc. | Coupling for connecting threaded tubulars |
| RU185638U1 (ru) * | 2018-08-20 | 2018-12-13 | Общество с ограниченной ответственностью Завод "Авеко Тьюб" | Герметичное резьбовое соединение |
| US10443318B2 (en) * | 2013-12-27 | 2019-10-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Threaded connection with high bend and torque capacities |
-
2020
- 2020-07-11 RU RU2020123062U patent/RU202565U1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU88729U1 (ru) * | 2009-01-11 | 2009-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТМК-Преимум Сервис" | Соединение бурильной колонны |
| US10107423B1 (en) * | 2012-03-23 | 2018-10-23 | Tejas Tubular Products, Inc. | Coupling for connecting threaded tubulars |
| RU2508491C1 (ru) * | 2012-09-07 | 2014-02-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Тмк-Премиум Сервис" | Резьбовое соединение бурильных труб |
| US10443318B2 (en) * | 2013-12-27 | 2019-10-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Threaded connection with high bend and torque capacities |
| RU166817U1 (ru) * | 2016-06-17 | 2016-12-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Тмк-Премиум Сервис" | Муфтовое резьбовое соединение обсадных труб |
| RU179961U1 (ru) * | 2017-12-25 | 2018-05-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Пермская компания нефтяного машиностроения" | Двухупорное резьбовое соединение |
| RU185638U1 (ru) * | 2018-08-20 | 2018-12-13 | Общество с ограниченной ответственностью Завод "Авеко Тьюб" | Герметичное резьбовое соединение |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2759755C (en) | Drill stem connection | |
| US2587544A (en) | Threaded joint capable of being quickly made and broken | |
| US4537429A (en) | Tubular connection with cylindrical and tapered stepped threads | |
| US4244607A (en) | Cylindrical threaded connection | |
| EP0150657B1 (en) | Tubular connection having a parallel chevron thread | |
| CA2593234C (en) | Floating wedge thread for tubular connection | |
| US7494159B2 (en) | Threaded joint for steel pipes | |
| US7823931B2 (en) | Tubular threaded joint | |
| US6511102B2 (en) | Pipe connector | |
| RU2659291C2 (ru) | Трубчатое соединение со спирально проходящим выступом передачи момента | |
| US20240018985A1 (en) | Threaded and coupled tubular goods connection | |
| US5516158A (en) | Self-swaging threaded tubular connection | |
| NO171746B (no) | Gjengeforbindelse | |
| RU179961U1 (ru) | Двухупорное резьбовое соединение | |
| RU2716096C2 (ru) | Трубное соединение со спирально проходящим выступом передачи момента | |
| RU88729U1 (ru) | Соединение бурильной колонны | |
| WO1984004352A1 (en) | Tubular connection with cylindrical and tapered stepped threads | |
| US4943094A (en) | Threaded pin and box construction for composite tubulars | |
| RU202565U1 (ru) | Резьбовое соединение бурильных труб | |
| RU200381U1 (ru) | Резьбовое соединение бурильных труб | |
| RU200794U1 (ru) | Резьбовое соединение бурильных труб | |
| RU203057U1 (ru) | Резьбовое соединение бурильных труб | |
| RU202611U1 (ru) | Резьбовое соединение бурильных труб | |
| RU201674U1 (ru) | Резьбовое соединение бурильных труб | |
| RU186585U1 (ru) | Двухупорное резьбовое соединение |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC91 | Official registration of the transfer of exclusive right (utility model) |
Effective date: 20220128 |