RU202611U1 - THREADED DRILL PIPE CONNECTION - Google Patents
THREADED DRILL PIPE CONNECTION Download PDFInfo
- Publication number
- RU202611U1 RU202611U1 RU2020123061U RU2020123061U RU202611U1 RU 202611 U1 RU202611 U1 RU 202611U1 RU 2020123061 U RU2020123061 U RU 2020123061U RU 2020123061 U RU2020123061 U RU 2020123061U RU 202611 U1 RU202611 U1 RU 202611U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- nipple
- coupling
- thrust
- thread
- shoulder
- 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
- E21B31/00—Fishing for or freeing objects in boreholes or wells
Abstract
Предложено резьбовое соединение бурильных труб, содержащее: ниппель и муфту, снабженные каждый резьбой; причём каждый из ниппеля и муфты имеет упорный уступ и содержит носик с упорным торцом, причём 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 ниппель дополнительно снабжен уплотняющим уступом, выполненным на расстоянии от упорного уступа ниппеля, и муфта дополнительно снабжена уплотняющим уступом, выполненным на расстоянии от упорного торца носика муфты, причём при примыкании упорного торца носика муфты к упорному уступу ниппеля указанные уплотняющие уступы по меньшей мере частично входят в плотное взаимодействие друг с другом, при котором расстояние от упорного уступа ниппеля до уплотняющего уступа ниппеля по существу соответствует расстоянию от упорного торца носика муфты до уплотняющего уступа муфты и составляет от 2,9 мм до 3,4 мм, а резьба ниппеля и резьба муфты имеют каждая конусность 1:6 мм/мм и шаг резьбы в диапазоне от 6,3 мм до 6,4 мм. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.Proposed is a threaded joint for drill pipes, comprising: a nipple and a sleeve, each provided with a thread; moreover, each of the nipple and the coupling has a thrust ledge and contains a spout with a thrust end, and the thread of the nipple and the thread of the coupling are made with the possibility of interaction with each other to ensure the abutment of the thrust end of the nipple nose to the thrust ledge of the coupling and the possibility of the abutment of the thrust end of the nozzle of the coupling to the thrust nipple ledge; in this case, the nipple is additionally equipped with a sealing shoulder made at a distance from the thrust shoulder of the nipple, and the coupling is additionally equipped with a sealing shoulder made at a distance from the thrust end of the coupling nose, and when the thrust end of the coupling nose is adjacent to the thrust shoulder of the nipple, the said sealing shoulder is at least partially enter into tight interaction with each other, in which the distance from the thrust shoulder of the nipple to the sealing shoulder of the nipple essentially corresponds to the distance from the thrust end of the coupling nose to the sealing shoulder of the sleeve and ranges from 2.9 mm to 3.4 mm, and the nipple thread and thread The couplings each have a taper of 1: 6 mm / mm and a pitch ranging from 6.3 mm to 6.4 mm. 2 c.p. f-ly, 4 dwg
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИFIELD OF TECHNOLOGY
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. This utility model relates to drill pipes, in particular to threaded joints that can be used, in particular, to connect drill pipes to each other and to other components of drill strings used in drilling vertical, directional and horizontal oil and gas wells. ...
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИLEVEL OF TECHNOLOGY
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.Currently, vertical drilling, directional drilling and horizontal drilling, as well as drilling of sidetracks, are increasingly being used in the world, in particular in the Russian Federation, when creating oil and gas wells.
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.During rotary drilling of oil and gas wells, an increased torque is applied to drill pipes and other structural elements of the drill string. In addition, drilling pipes and other structural elements of the drill string are subjected to high bending loads when drilling in difficult conditions in curved wellbores (directional and horizontal wells, sidetracks, etc.).
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.To work in the difficult drilling conditions described above, drill pipes with special threaded joints (so-called drill joints) are used, which are designed to connect drill pipes with each other and with other structural elements of drill strings, while such special threaded connections must have increased resistance to torsion and bending loads.
Все более усложняющиеся условия бурения нефтяных и/или газовых скважин вызывают потребность в разработке резьбовых соединений бурильных труб, обладающих повышенными эксплуатационными характеристиками.The increasingly difficult conditions for drilling oil and / or gas wells are driving the need for the development of threaded connections for drill pipes with improved performance characteristics.
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; причём 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.One of the illustrative examples of a threaded joint for drill pipes is described in the patent of the Russian Federation No. 88729 (hereinafter RU 88729), published on November 20, 2009. In particular, patent RU 88729 discloses a threaded joint for drill pipes, comprising: a nipple and a sleeve, each provided with a thread; moreover, each of the nipple and the coupling has a thrust ledge and contains a spout with a thrust end, and the thread of the nipple and the thread of the coupling are made with the possibility of interacting with each other to ensure the abutment of the thrust end of the nipple nose to the thrust ledge of the coupling and the possibility of the abutment of the thrust end of the nozzle of the coupling to the thrust nipple ledge.
Недостаток резьбового соединения бурильных труб, описанного в RU 88729, заключается в том, что оно быстро теряет свои эксплуатационные свойства при бурении во влажной среде, в частности при нахождении бурильных труб в текучей среде.The disadvantage of the threaded joint for drill pipes, described in RU 88729, is that it quickly loses its operational properties when drilling in a wet environment, in particular when the drill pipes are in a fluid environment.
Таким образом, очевидна потребность в дальнейшем совершенствовании резьбовых соединений бурильных труб, в частности для повышения срока службы резьбового соединения бурильных труб.Thus, there is an obvious need for further improvement of threaded connections for drill pipes, in particular for increasing the service life of the threaded connection for drill pipes.
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 недостаточной долговечности резьбового соединения бурильных труб, в особенности при эксплуатации бурильных труб во влажной среде.Consequently, the technical problem solved by the present invention consists in creating a threaded joint for drill pipes, which at least partially eliminates the aforementioned drawback of the known threaded joint for drill pipes, which consists in the insufficient durability of the threaded joint of drill pipes, in particular during the operation of drill pipes during humid environment.
РАСКРЫТИЕ СУЩНОСТИ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИDISCLOSURE OF THE USEFUL MODEL
Вышеупомянутая техническая проблема решена в настоящей полезной модели благодаря тому, что в предложенном резьбовом соединении бурильных труб, содержащем ниппель и муфту, снабженные каждый резьбой; причём 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; ниппель дополнительно снабжен уплотняющим уступом, выполненным на расстоянии от упорного уступа ниппеля, и муфта дополнительно снабжена уплотняющим уступом, выполненным на расстоянии от упорного торца носика муфты, причём при примыкании упорного торца носика муфты к упорному уступу ниппеля указанные уплотняющие уступы по меньшей мере частично входят в плотное взаимодействие друг с другом, при котором расстояние от упорного уступа ниппеля до уплотняющего уступа ниппеля по существу соответствует расстоянию от упорного торца носика муфты до уплотняющего уступа муфты и составляет от 2,9 мм до 3,4 мм, а резьба ниппеля и резьба муфты имеют каждая конусность 1:6 мм/мм и шаг резьбы в диапазоне от 6,3 мм до 6,4 мм.The above technical problem is solved in the present invention due to the fact that in the proposed threaded joint of drill pipes, comprising a nipple and a sleeve, each provided with a thread; moreover, each of the nipple and the coupling has a thrust ledge and contains a spout with a thrust end, and the thread of the nipple and the thread of the coupling are made with the possibility of interacting with each other to ensure the abutment of the thrust end of the nipple nose to the thrust ledge of the coupling and the possibility of the abutment of the thrust end of the nozzle of the coupling to the thrust nipple ledge; the nipple is additionally equipped with a sealing shoulder made at a distance from the thrust shoulder of the nipple, and the coupling is additionally equipped with a sealing shoulder made at a distance from the thrust end of the coupling nose, and when the thrust end of the coupling nose is adjacent to the thrust shoulder of the nipple, the said sealing shoulder is at least partially included in tight interaction with each other, in which the distance from the stop shoulder of the nipple to the sealing shoulder of the nipple essentially corresponds to the distance from the stop end of the nose of the coupling to the sealing shoulder of the coupling and ranges from 2.9 mm to 3.4 mm, and the thread of the nipple and the thread of the coupling have each taper is 1: 6 mm / mm and pitch ranges from 6.3 mm to 6.4 mm.
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 во влажной среде и/или 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, уровнем напряжения на наружном упорном узле резьбового соединения, образуемом упорным торцом носика муфты и упорным уступом ниппеля, и уровнем герметичности указанного наружного упорного узла. The threaded joint of drill pipes according to the present utility model provides a technical result consisting in increasing its strength, which allows said threaded joint to withstand increased torques, in particular when using drill pipes in a wet environment and / or in difficult operating conditions when drilling sidetracks, liners in directional and horizontal wells, as well as during various workover and technological operations, in which large torsion moments may occur. In particular, an increase in the strength of a threaded joint of drill pipes according to the present invention is due to the achievement in said threaded joint of an optimal ratio between the torque received by this threaded joint, the stress level on the outer thrust unit of the threaded joint formed by the thrust end of the coupling nose and the thrust shoulder of the nipple, and the level of tightness of the specified external thrust assembly.
В одном из вариантов реализации настоящей полезной модели расстояние от упорного уступа ниппеля до уплотняющего уступа ниппеля и расстояние от упорного торца носика муфты до уплотняющего уступа муфты могут составлять каждое 3,175 мм. In one embodiment of the present invention, the distance from the stop shoulder of the pin to the sealing shoulder of the nipple and the distance from the stop end of the coupling nose to the sealing shoulder of the sleeve can each be 3.175 mm.
Вышеуказанное значение расстояния от упорного уступа ниппеля до уплотняющего уступа ниппеля и расстояния от упорного торца носика муфты до уплотняющего уступа муфты также позволяет обеспечить сформулированный выше технический результат, заключающийся в повышении прочности резьбового соединения бурильных труб, в частности за счет достижения максимально допустимого уплотнения при взаимодействии уплотняющего уступа ниппеля и уплотняющего уступа муфты друг с другом с одновременным сохранением оптимального соотношения между крутящим моментом, воспринимаемым указанным резьбовым соединением, уровнем напряжения на наружном упорном узле резьбового соединения, образуемом упорным торцом носика муфты и упорным уступом ниппеля, и уровнем герметичности указанного наружного упорного узла.The above value of the distance from the thrust shoulder of the nipple to the sealing shoulder of the nipple and the distance from the thrust end of the nose of the coupling to the sealing shoulder of the coupling also makes it possible to provide the technical result formulated above, which consists in increasing the strength of the threaded connection of drill pipes, in particular, by achieving the maximum permissible seal during the interaction of the sealing shoulder. shoulder of the nipple and the sealing shoulder of the coupling with each other while maintaining the optimal ratio between the torque received by the specified threaded joint, the stress level on the outer thrust assembly of the threaded joint formed by the thrust end of the coupling nose and the thrust shoulder of the nipple, and the level of tightness of the said outer thrust assembly.
В другом варианте реализации настоящей полезной модели шаг резьбы ниппеля и муфты в резьбовом соединении бурильных труб может составлять 6,35 мм.In another embodiment of the present invention, the thread pitch of the pin and box in the threaded joint of the drill pipes may be 6.35 mm.
Вышеуказанное значение шага резьбы ниппеля и муфты в резьбовом соединении бурильных труб согласно настоящей полезной модели также обеспечивает сформулированный выше технический результат, заключающийся в повышении прочности резьбового соединения бурильных труб.The above value of the pitch of the thread of the pin and box in the threaded joint of the drill pipes according to the present invention also provides the technical result formulated above, which consists in increasing the strength of the threaded joint of the drill pipes.
Краткое описание чертежейBrief Description of Drawings
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:The accompanying drawings, which are given to provide a better understanding of the essence of the present utility model, form a part of this document and are included in it to illustrate the following embodiments of the present utility model. The accompanying drawings, in combination with the description below, serve to clarify the essence of the present utility model. In the drawings:
на фиг. 1 показано резьбовое соединение бурильных труб согласно настоящей полезной модели в развинченном состоянии;in fig. 1 shows a threaded joint for drill pipes according to the present invention in the unscrewed state;
на фиг. 2 показано резьбовое соединение бурильных труб согласно настоящей полезной модели в свинченном состоянии;in fig. 2 shows a threaded joint for drill pipes according to the present utility model in a screwed state;
на фиг. 3 показана часть ниппеля резьбового соединения, показанного на фиг. 1 и 2;in fig. 3 shows a portion of the nipple of the threaded joint shown in FIG. 1 and 2;
на фиг. 4 показана часть муфты резьбового соединения, показанного на фиг. 1 и 2.in fig. 4 shows a portion of a sleeve of the threaded joint shown in FIG. 1 and 2.
РАСКРЫТИЕ СУЩНОСТИ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ DISCLOSURE OF THE USEFUL MODEL
На фиг. 1 показано резьбовое соединение 100 бурильных труб в развинченном состоянии. FIG. 1 shows a threaded
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.The drill pipe threaded
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.The
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.In addition, the sleeve 2 is provided with a
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.In addition, as shown in FIG. 1, the
Кроме того, резьба 3 ниппеля и резьба 6 муфты имеют каждая конусность 1:6 мм/мм, шаг резьбы в диапазоне от 6,3 мм до 6,4 мм, а предпочтительно 6,35 мм (т.е. имеют 4 витка на дюйм (на 25,4 мм)), и высоту резьбы в диапазоне от 3 мм до 3,2 мм (предпочтительно 3,095 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.In addition, the
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.The main functions of the
Следует отметить, что выполнение каждой из резьбы 3 ниппеля и резьбы 6 муфты с конусностью 1:6 мм/мм и шагом резьбы в диапазоне от 6,3 мм до 6,4 мм (предпочтительно 6,35 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. It should be noted that the execution of each of the
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. The
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.It should be noted that the outer thrust unit 9 provides the transmission of high torque when drilling a well, and is also sealing and ensures the tightness of the threaded
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 10,1 мм до 11 мм (L1 предпочтительно составляет 10,24 мм или 10,85 мм), а длина L2 носика 12 муфты имеет значение в диапазоне от 14,2 мм до 17,5 мм (L2 предпочтительно составляет 15,875 мм).As shown in FIG. 1, the
Следует отметить, что авторами настоящего документа было установлено, что в случае, когда резьба 3 ниппеля и резьба 6 муфты имеют каждая конусность 1:6 мм/мм и шаг резьбы в диапазоне от 6,3 мм до 6,4 мм (предпочтительно 6,35 мм), а длина L1 носика 11 ниппеля находится в диапазоне от 10,1 мм до 11 мм (предпочтительно составляет 10,24 мм или 10,85 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 её 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 мм до 3,2 мм (предпочтительно 3,095 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.It should be noted that the authors of this document have found that in the case where the
Авторами настоящего документа также было установлено, что в случае, когда резьба 3 ниппеля и резьба 6 муфты имеют каждая конусность 1:6 мм/мм и шаг резьбы в диапазоне от 6,3 мм до 6,4 мм (предпочтительно 6,35 мм), а длина L2 носика 12 муфты находится в диапазоне от 14,2 мм до 17,5 мм (предпочтительно составляет 15,875 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 её 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 мм до 3,2 мм (предпочтительно 3,095 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.The authors of this document have also found that in the case where the
Кроме того, авторами настоящего документа было установлено, что в случае, когда резьба 3 ниппеля и резьба 6 муфты имеют каждая конусность 1:6 мм/мм и шаг резьбы в диапазоне от 6,3 мм до 6,4 мм (предпочтительно 6,35 мм), длина L1 носика 11 ниппеля находится в диапазоне от 10,1 мм до 11 мм (предпочтительно составляет 10,24 мм или 10,85 мм), а длина L2 носика 12 муфты находится в диапазоне от 14,2 мм до 17,5 мм (предпочтительно составляет 15,875 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.In addition, the authors of this document have found that in the case where the
Кроме того, длина L1 носика 11 ниппеля в вышеуказанном пределе ([10,1 мм; 11 мм]), в том числе при её вышеуказанных конкретных значениях (10,24 мм или 10,85 мм), позволяет технологически выполнить соответственно нарезание резьбы 3 ниппеля на наружной поверхности ниппеля 1 и нарезание резьбы 6 муфты на внутренней поверхности муфты 2.In addition, the length L 1 of the nozzle 11 of the nipple in the above limit ([10.1 mm; 11 mm]), including at its above specific values (10.24 mm or 10.85 mm), makes it possible to technologically perform threading, respectively 3 nipples on the outer surface of the
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.Thus, the length L 1 of the spout 11 of the nipple in the above range of values and / or the length L 2 of the spout 12 of the coupling in the above range of values in combination with the above parameters of the
Как показано на фиг. 3, ниппель 1 также снабжен уплотняющим уступом 13, верхняя бровка которого находится на расстоянии L3 в диапазоне от 2,925 мм до 3,425 мм (предпочтительно расстояние L3 составляет 3,175 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).As shown in FIG. 3, the
Как показано на фиг. 4, муфта 2 также снабжена уплотняющим уступом 14, верхняя бровка которого находится на расстоянии L4 в диапазоне от 2,925 мм до 3,425 мм (предпочтительно расстояние L4 составляет 3,175 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 наклонной, 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).As shown in FIG. 4, the clutch 2 is also equipped with a sealing
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.Thus, as described above, the
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. It should be noted that when the
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.Threaded connection of 100 drill pipes works as follows. When screwing the threaded
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020123061U RU202611U1 (en) | 2020-07-11 | 2020-07-11 | THREADED DRILL PIPE CONNECTION |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020123061U RU202611U1 (en) | 2020-07-11 | 2020-07-11 | THREADED DRILL PIPE CONNECTION |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU202611U1 true RU202611U1 (en) | 2021-02-26 |
Family
ID=74672670
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2020123061U RU202611U1 (en) | 2020-07-11 | 2020-07-11 | THREADED DRILL PIPE CONNECTION |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU202611U1 (en) |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE50302697D1 (en) * | 2002-12-21 | 2006-05-11 | Kulm Holding Ag Aadorf | Tube Fitting |
RU160886U1 (en) * | 2015-08-21 | 2016-04-10 | Акционерное общество "Выксунский металлургический завод" | HIGH-SEALED THREADED JOINT OF ELECTRIC WELDED CASING OIL PIPES |
RU2604461C1 (en) * | 2015-08-21 | 2016-12-10 | Открытое акционерное общество "Первоуральский новотрубный завод" | Threaded pipe connection |
RU185638U1 (en) * | 2018-08-20 | 2018-12-13 | Общество с ограниченной ответственностью Завод "Авеко Тьюб" | SEALED THREADED CONNECTION |
-
2020
- 2020-07-11 RU RU2020123061U patent/RU202611U1/en active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE50302697D1 (en) * | 2002-12-21 | 2006-05-11 | Kulm Holding Ag Aadorf | Tube Fitting |
RU160886U1 (en) * | 2015-08-21 | 2016-04-10 | Акционерное общество "Выксунский металлургический завод" | HIGH-SEALED THREADED JOINT OF ELECTRIC WELDED CASING OIL PIPES |
RU2604461C1 (en) * | 2015-08-21 | 2016-12-10 | Открытое акционерное общество "Первоуральский новотрубный завод" | Threaded pipe connection |
RU185638U1 (en) * | 2018-08-20 | 2018-12-13 | Общество с ограниченной ответственностью Завод "Авеко Тьюб" | SEALED THREADED CONNECTION |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US6511102B2 (en) | Pipe connector | |
CA2759755C (en) | Drill stem connection | |
US7494159B2 (en) | Threaded joint for steel pipes | |
AU761378B2 (en) | Threaded pipe connection | |
US5427418A (en) | High strength, low torque threaded tubular connection | |
US2587544A (en) | Threaded joint capable of being quickly made and broken | |
US7823931B2 (en) | Tubular threaded joint | |
EP1692424B1 (en) | Improvement of resistance to fatigue of a threaded tubular connection | |
CA2338956C (en) | Threaded and coupled connection for improved fatigue resistance | |
RU2687696C1 (en) | Quick-detachable threaded connection with multi-thread thread | |
CA2593234A1 (en) | Floating wedge thread for tubular connection | |
US5516158A (en) | Self-swaging threaded tubular connection | |
US20240018985A1 (en) | Threaded and coupled tubular goods connection | |
NO171746B (en) | THREAD CONNECTION | |
RU88729U1 (en) | BORING PIP JOINT | |
US4943094A (en) | Threaded pin and box construction for composite tubulars | |
US4750761A (en) | Oilwell tubular connection | |
RU202611U1 (en) | THREADED DRILL PIPE CONNECTION | |
RU201674U1 (en) | THREADED DRILL PIPE CONNECTION | |
RU203057U1 (en) | THREADED DRILL PIPE CONNECTION | |
RU202565U1 (en) | THREADED DRILL PIPE CONNECTION | |
RU200381U1 (en) | THREADED DRILL PIPE CONNECTION | |
RU200794U1 (en) | THREADED DRILL PIPE CONNECTION | |
CA1202565A (en) | Tubular connection | |
US5143411A (en) | Threaded tubular connection |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC91 | Official registration of the transfer of exclusive right (utility model) |
Effective date: 20220127 |