RU2521123C2 - Threaded connection of drill pipes - Google Patents
Threaded connection of drill pipes Download PDFInfo
- Publication number
- RU2521123C2 RU2521123C2 RU2012121505/03A RU2012121505A RU2521123C2 RU 2521123 C2 RU2521123 C2 RU 2521123C2 RU 2012121505/03 A RU2012121505/03 A RU 2012121505/03A RU 2012121505 A RU2012121505 A RU 2012121505A RU 2521123 C2 RU2521123 C2 RU 2521123C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- thrust
- spring
- joint
- nipple
- threaded connection
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к буровой технике и касается преимущественно резьбового соединения замков бурильных труб нефтяного и геологоразведочного сортамента.The invention relates to drilling equipment and relates mainly to threaded joints of drill pipe locks of oil and exploration assortment.
Известен наиболее близкий аналог, принятый за прототип, резьбовое соединение с конической резьбой бурильного замка фирмы «Хайдрил» /1/, которое имеет два упорных стыка - наружный и внутренний и, как показали исследования, наличие дополнительного внутреннего упорного стыка позволяет в 1,5 раза увеличить крутящий момент затяжки соединения /2/.The closest analogue adopted for the prototype is known, a threaded connection with a tapered thread of a Haidril drill lock / 1 /, which has two thrust joints - an external and an internal one, and, as studies have shown, the presence of an additional internal thrust joint allows 1.5 times increase the tightening torque of the connection / 2 /.
Однако, такое соединение имеет существенный недостаток, заключающийся в том, что обеспечить надежный контакт и заданные нагрузки одновременно по трем поверхностям - по конической резьбе, наружному и внутреннему упорным стыкам - практически невозможно, несмотря на весьма жесткий допуск, задаваемый на расстояние между наружными и внутренними упорными торцами и упорными уступами ниппеля и муфты соединения.However, such a connection has a significant drawback, namely, that it is practically impossible to provide reliable contact and specified loads simultaneously on three surfaces — tapered threads, external and internal thrust joints, despite the very tight tolerance set to the distance between the external and internal persistent ends and persistent ledges of the nipple and coupling of the connection.
В результате, один из упорных стыков оказывается недогруженным, а другой, наоборот, - перегруженным. Особую опасность представляет случай, когда из-за незначительных отклонений от заданных допусков, недогруженным, или даже вовсе открытым, оказывается наружный упорный стык, так как это приводит к ускоренному усталостному разрушению резьбы и, как следствие, к обрыву и аварии с бурильной колонной. Стендовые испытания на усталость при знакопеременном консольном изгибе натурных образцов бурильных труб ССК-59 с такими соединениями показали, что в зависимости от точности исполнения параметров, образующих их упорные стыки, циклическая долговечность соединения может отличаться на порядок /2/.As a result, one of the stubborn joints is underloaded, and the other, on the contrary, is overloaded. Of particular danger is the case when, due to slight deviations from the specified tolerances, the external thrust joint appears to be underloaded, or even completely open, since this leads to accelerated fatigue fracture of the thread and, as a result, to breakage and accident with a drill string. Bench fatigue tests during alternating cantilever bending of full-scale drill pipe SSK-59 with such joints showed that depending on the accuracy of the parameters forming their thrust joints, the cyclic durability of the joint may differ by an order of magnitude / 2 /.
Именно этим недостатком объясняется тот факт, что, несмотря на предложения отдельных фирм, резьбовые соединения с двумя упорными стыками не находят своего отражения как в отечественных (ГОСТ 27834; ГОСТ 7918), так и в международном (7API) стандартах на бурильные замкиIt is this drawback that explains the fact that, despite the proposals of individual firms, threaded joints with two thrust joints are not reflected in both domestic (GOST 27834; GOST 7918) and international (7API) standards for drill joints
Исключение составляют только соединения тонкостенных обсадных и бурильных труб, применяемых при бурении со съемным керноприемником, функциональные возможности которых, в особенности по величине передаваемого на породоразрушающий инструмент крутящего момента последних без дополнительного внутреннего упорного стыка, весьма ограничены.The only exceptions are the connections of thin-walled casing and drill pipes used when drilling with a removable core receiver, the functionality of which, especially in terms of the torque transmitted to the rock cutting tool of the latter without additional internal thrust joint, is very limited.
Задача изобретения состоит в создании резьбового соединения, в котором заданная нагрузка на внутренний упорный стык обеспечивается и поддерживается в процессе всего периода его, функционирования и не обусловлена жестким допуском на расстояние между упорными торцами и упорными уступами соединяемых деталей, образующими наружный и внутренний упорный стыки, а также их износомThe objective of the invention is to create a threaded connection in which a given load on the internal thrust joint is provided and maintained during the entire period of its functioning, and is not caused by a tight tolerance on the distance between the thrust ends and the thrust ledges of the parts to be joined, forming the outer and inner thrust joints, and also their wear
Для решения этой задачи в резьбовом соединении бурильной трубы, включающем муфту и ниппель, образующих при свинчивании и затяжке наружный и внутренний упорные стыки, между упорным уступом муфты и упорным торцом ниппеля установлена прорезная пружина так, что между упорным уступом ниппеля и упорным торцом муфты образуется ликвидируемый в процессе затяжки соединения и сжатия пружины зазор, величина которого равна ходу пружины и, согласно ее параметрам, строго соответствует заданной осевой нагрузке на внутренний упорный стык, благодаря чему, после затяжки соединения, обеспечивается также строго заданная осевая нагрузка на наружный стык, как разница между общей силой затяжки резьбового соединения и силой, создаваемой пружиной на внутренний упорный стык.To solve this problem, in the threaded connection of the drill pipe, including the sleeve and the nipple, forming the outer and inner thrust joints when screwing and tightening, a slotted spring is installed between the thrust shoulder of the coupling and the thrust end of the nipple so that a liquidable is formed between the thrust shoulder of the nipple and the thrust end of the sleeve in the process of tightening the connection and compressing the spring, a gap whose size is equal to the spring travel and, according to its parameters, strictly corresponds to the specified axial load on the internal thrust joint, thanks to y, after tightening the compound is provided as a strictly predetermined axial load on the outer joint, as the difference between the total tightening force of the threaded joint and the force of the spring to the inner contact ball joint.
Изобретение иллюстрируется чертежом (фиг.1), где представлено предлагаемое резьбовое соединение в виде бурильного замка, включающего ниппель 1, муфту 2 и прорезную пружину 5, которая установлена между упорным уступом 3 муфты и упорным торцом 4 ниппеля. При этом между упорным уступом 6 ниппеля и упорным торцом 7 муфты образуется зазор h, который ликвидируется в процессе затяжки соединения и сжатия пружины. Величина зазора h равна ходу пружины h0 и, согласно ее параметрам, строго соответствует заданной осевой нагрузке на внутренний упорный стык. Благодаря этому, после затяжки соединения, обеспечивается также строго заданная осевая нагрузка на наружный упорный стык, как разница между общей силой затяжки резьбового соединения и силой, создаваемой пружиной на внутренний упорный стык.The invention is illustrated in the drawing (figure 1), which shows the proposed threaded connection in the form of a drill lock, including a
Заявляемое устройство позволяет решить поставленную задачу.The inventive device allows to solve the problem.
Действительно, установленная в резьбовом соединении бурильных труб между упорным уступом муфты и упорным торцом ниппеля прорезная пружина имеет параметры, обеспечивающие, при ее сжатии на величину хода h=h0, заданную осевую силу затяжки внутреннего упорного стыка. В результате этого одновременно обеспечивается строго заданная осевая сила затяжки наружного упорного стыка, так как она представляет собой разницу между строго задаваемой общей осевой силой затяжки резьбового соединения и строго обеспечиваемой пружиной осевой силой на внутреннем упорном стыке.Indeed, the slotted spring installed in the threaded joint of the drill pipe between the thrust shoulder of the coupling and the thrust end of the nipple has parameters that provide, when it is compressed by the stroke value h = h 0 , the specified axial torque of the inner thrust joint. As a result of this, a strictly specified axial tightening force of the external thrust joint is simultaneously provided, since it represents the difference between the strictly specified total axial tightening force of the threaded joint and the axial force strictly provided by the spring at the internal thrust joint.
В обычном резьбовом соединении сила затяжки наружного и внутреннего упорного стыка обеспечивается деформацией опорных поверхностей соединяемых деталей, которая составляет всего 0,10-0,15 мм, что с одной стороны обусловливает соответствующий весьма жесткий допуск на расстояние между упорными стыками. С другой стороны, в процессе многократной сборки-разборки соединения при спуско-подъемных операциях, это точно заданное расстояние нарушается из-за износа опорных поверхностей, что приводит к существенным изменениям заданных соотношений осевых сил на обоих упорных стыках и снижению функциональных возможностей резьбового соединения.In a conventional threaded connection, the tightening force of the outer and inner thrust joint is ensured by the deformation of the supporting surfaces of the parts to be joined, which is only 0.10-0.15 mm, which on the one hand determines the corresponding very tight tolerance on the distance between the thrust joints. On the other hand, in the process of multiple assembly-disassembly of the joint during tripping operations, this precisely specified distance is violated due to wear of the bearing surfaces, which leads to significant changes in the specified ratios of axial forces at both thrust joints and a decrease in the functionality of the threaded joint.
В предлагаемом резьбовом соединении с применением прорезной пружины, деформация которой на порядок выше, чем у материала деталей соединения, требования к точности расстояния между упорными стыками резко снижаются, а износ опорных поверхностей не оказывает существенного влияния на заданную осевую силу затяжки соединения на внутренний стык, так как его величина также на порядок меньше хода пружины.In the proposed threaded connection using a slotted spring, the deformation of which is an order of magnitude higher than that of the material of the connection parts, the requirements for the accuracy of the distance between the abutment joints are sharply reduced, and the wear of the bearing surfaces does not significantly affect the preset axial force of the connection to the inner joint, so as its value is also an order of magnitude less than the stroke of the spring.
Пример реализации предлагаемого резьбового соединения бурильных труб.An example implementation of the proposed threaded connection of drill pipes.
В качестве примере принимаем приварной бурильный замок ЗП-95-32 по ГОСТ 27834 к бурильной трубе ПВ 73×9 по ГОСТ 50278.As an example, we take a welded drill joint ZP-95-32 according to GOST 27834 to a drill pipe PV 73 × 9 according to GOST 50278.
Общая сила затяжки Q резьбового соединенияTotal tightening force Q of the threaded connection
где:Where:
М=4700 Нм - оптимальный момент затяжки для резьбы 3-73 /1/;M = 4700 Nm - optimal tightening torque for thread 3-73 / 1 /;
dcp=0,0667 м - средний наружный диаметр замковой резьбы 3-73 посередине ее длины;d cp = 0,0667 m - the average outer diameter of the locking thread 3-73 in the middle of its length;
µ=0,16 - коэффициент трения в резьбе, подвергнутой фосфатированию или меднению /3/.µ = 0.16 - coefficient of friction in a thread subjected to phosphating or plating / 3 /.
Q=4700/0,0667·0,16=440000 HQ = 4700 / 0.0667.106 = 440000 H
Площадь опорной поверхности упорных стыков, мм2: наружного - 2118; внутреннего - 1280, суммарная 3398. Принимая силы на стыках пропорциональными площади соответствующей опорной поверхности, находим осевую силу, которую необходимо задать для внутреннего стыкаThe surface area of the thrust joints, mm 2 : outer - 2118; internal - 1280, total 3398. Accepting the forces at the joints proportional to the area of the corresponding supporting surface, we find the axial force that must be set for the internal joint
Р=Q·1280/3398=440000·0,376=165000 HP = Q1280 / 3398 = 440000.376 = 165000 H
Подбор и расчет на прочность прорезной пружины проводим согласно рекомендациям, изложенным в работе /4/.The selection and calculation of the strength of the slotted spring is carried out in accordance with the recommendations set forth in / 4 /.
В соответствии с диаметром резьбы 3-73 у большего основания конуса принимаем наружный диаметр прорезной пружины равным 60 мм. Внутренний диаметр ее не может быть меньше диаметра проходного канала соединения, принимаем его равным 32 мм, откуда средний радиус пружины составляет R=23 мм, а ширина ее b=14 мм.In accordance with the diameter of the thread 3-73 at the larger base of the cone, we take the outer diameter of the slotted spring equal to 60 mm. Its internal diameter cannot be less than the diameter of the connecting passage channel, we take it equal to 32 mm, whence the average spring radius is R = 23 mm, and its width is b = 14 mm.
Путем предварительных расчетов с учетом длины корпуса муфты под ключ Iм=204 мм (см. фиг.1) устанавливаем толщину (высоту) образуемых при фрезеровании пазов колец t=25 мм, число колец i=4 и перемычек на одном из торцов кольца n=2. Принимая высоту прорези равной 3 мм, получим высоту (длину) пружины: 25·4+3·3=109 мм (см. фиг.1).By preliminary calculations, taking into account the length of the turnkey coupling housing I m = 204 mm (see Fig. 1), we establish the thickness (height) of the rings formed when milling the grooves t = 25 mm, the number of rings i = 4 and jumpers on one of the ends of the ring n = 2. Taking the slot height equal to 3 mm, we get the height (length) of the spring: 25 · 4 + 3 · 3 = 109 mm (see figure 1).
Ход (осадка) пружины определяется из выражения:The course (draft) of the spring is determined from the expression:
где:Where:
ε - безразмерный коэффициент;ε is the dimensionless coefficient;
P - осевая сила;P is the axial force;
R - средний радиус кольца пружины;R is the average radius of the spring ring;
n - число перемычек на одном из торцов кольца пружины;n is the number of jumpers on one of the ends of the spring ring;
B - жесткость сечения кольца на изгиб;B is the stiffness of the bending section of the ring;
B=b·t3·E/12;B = b · t 3 · E / 12;
b - ширина кольца пружины;b is the width of the spring ring;
t - толщина (высота) кольца пружины;t is the thickness (height) of the spring ring;
E - модуль упругости материала пружины при изгибе;E is the elastic modulus of the spring material in bending;
i - число рабочих колец пружины;i is the number of working rings of the spring;
ε=ν(β-χ·sinβ);ε = ν (β-χ · sinβ);
ν - коэффициент;ν is the coefficient;
ν=B/C;ν = B / C;
C - жесткость сечения кольца на кручение;C is the stiffness of the torsion section of the ring;
C=J·GC = J
J - полярный момент инерции пружины при кручении;J is the polar moment of inertia of the spring during torsion;
G - модуль упругости материала пружины при крученииG - modulus of elasticity of the spring material during torsion
β - половина угла между перемычками пружины;β - half the angle between the jumpers of the spring;
β=0,5 π/n;β = 0.5 π / n;
χ - коэффициент;χ is the coefficient;
χ=2ν·sinβ/|β(1+ν)-0,5((1-ν)sin2β|χ = 2ν · sinβ / | β (1 + ν) -0.5 ((1-ν) sin2β |
Помимо установленных выше, определяем значения остальных исходных величин, входящих в выражение (2)In addition to those established above, we determine the values of the remaining initial quantities included in expression (2)
Е=2,06·105 Н/мм2; В=14·253·2,06·105/12=0,38·1010 Н·мм2; J=0,1(604-324)=0,119·107 мм4; G=7,8·104 Н/мм2; G=0,119·107·7,8·104=0,93·1011 Н·мм2; ν=В/С=0,04; β=0,5·180/2=45°; χ=2·0,04·0,7/45(1+0,04)-0,5(1-0,04)·1=0,001; ε=0,04(45-0,001·0,7)=1,8E = 2.06 · 10 5 N / mm 2 ; B = 14 × 25 3 × 2.06 · 10 5/12 = 0.38 × 10 10 N · mm 2; J = 0.1 (60 4 -32 4 ) = 0.119 · 10 7 mm 4 ; G = 7.8 · 10 4 N / mm 2 ; G = 0.119 · 10 7 · 7.8 · 10 4 = 0.93 · 10 11 N · mm 2 ; ν = B / C = 0.04; β = 0.5 · 180/2 = 45 °; χ = 2 · 0.04 · 0.7 / 45 (1 + 0.04) -0.5 (1-0.04) · 1 = 0.001; ε = 0.04 (45-0.001 0.7) = 1.8
Подставив полученные величины в выражение (2), получим ход разрезной пружиныSubstituting the obtained values in expression (2), we obtain the stroke of the split spring
h0=1,8·165000·233·4/2·0,38·1010=1,90 ммh 0 = 1.8 · 165000 · 23 3 · 4/2 · 0.38 · 10 10 = 1.90 mm
Определяем максимальное приведенное напряжение у перемычек пружиныDetermine the maximum reduced voltage at the spring jumpers
где:Where:
ξ - коэффициент, зависящий от отношения t/b. Согласно таблице, приведенной в работе (4), при значении t/b=25/14=1,78 величина ξ=1,34 и тогдаξ is a coefficient depending on the ratio t / b. According to the table given in (4), for t / b = 25/14 = 1.78, ξ = 1.34 and then
σ=1,34·165000·23/14·252=581 Н/мм2 σ = 1.34 · 165000 · 23/14 · 25 2 = 581 N / mm 2
В качестве материала для прорезной пружины принимаем согласно ГОСТ 14959 рессорно-пружинную сталь марки 60С2А с пределом текучести 1372 Н/мм2. Запас прочности пружины из этой стали составитAs a material for a slotted spring, we take, according to GOST 14959, spring-spring steel grade 60C2A with a yield strength of 1372 N / mm 2 . Safety margin of spring from this steel will be
ϑ=1372/581=2,4.ϑ = 1372/581 = 2.4.
Осевую силу затяжки и соответственно статическую и циклическую прочность резьбового соединения с двумя упорными стыками можно увеличить в 1,5 раза /2/, т.е. принять ее равнойThe axial tightening force and, accordingly, the static and cyclic strength of the threaded connection with two thrust joints can be increased by 1.5 times / 2 /, i.e. accept her equal
165000·1,5=247500 H.165000 1.5 = 247500 H.
Тогда ход пружины согласно выражению (2) также увеличится в 1,5 раза и будет равенThen the spring travel according to expression (2) will also increase by 1.5 times and will be equal to
h0=1,95·1,5=2,85 мм.h 0 = 1.95 · 1.5 = 2.85 mm.
Следовательно, в этом случае (см. фиг.1) величины h=h0 должны быть приняты равными 2,85 мм, а запас прочности пружины соответственно уменьшится в 1,5 раза и составитTherefore, in this case (see Fig. 1), the values h = h 0 should be taken equal to 2.85 mm, and the safety factor of the spring will accordingly decrease by 1.5 times and amount to
2,4/1,5=1,6,2.4 / 1.5 = 1.6,
что достаточно.which is enough.
Общая осевая сила затяжки такого резьбового соединения составитThe total axial tightening force of such a threaded joint will be
Q=440·1,5=660 кН,Q = 440 · 1.5 = 660 kN,
а крутящий момент затяжки согласно выражению (1)and the tightening torque according to the expression (1)
660·0,0667·0,16=7,04 кНм = 7040 Нм.660.0667.0.16 = 7.04 kNm = 7040 Nm.
Таким образом, наличие прорезной пружины в предлагаемом резьбовом соединении обеспечивает создание строго заданных осевых нагрузок на внутренний, и, как следствие, на наружный упорный стык и сохранение их соотношения на весь период эксплуатации, так как оно практически не зависит от допуска на расстояние между ними и от износа составляющих их опорных поверхностей. Надежное функционирование обоих упорных стыков позволяет увеличить общую осевую силу затяжки резьбового соединения в 1,5 раза и соответственно повысить его статическую прочность и циклическую долговечность.Thus, the presence of a slotted spring in the proposed threaded connection provides the creation of strictly defined axial loads on the internal, and, as a result, on the external thrust joint and preserves their ratio for the entire period of operation, since it practically does not depend on the tolerance on the distance between them and from wear of their supporting surfaces. Reliable functioning of both thrust joints allows to increase the total axial tightening force of the threaded connection by 1.5 times and, accordingly, increase its static strength and cyclic durability.
Литература:Literature:
1. Трубы нефтяного сортамента. Справочник / Под общей ред. А.Е. Сарояна. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987. 488 с.1. Oil pipes. Handbook / Under the General Ed. A.E. Saroyan. - 3rd ed., Revised. and add. - M .: Nedra, 1987.488 s.
2. Лачинян Л.А. Работа бурильной колонны. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1992. - 214 с.: ил.2. Lachinyan L.A. The work of the drill string. - 2nd ed., Revised. and add. - M .: Nedra, 1992 .-- 214 p.: Ill.
3. Биргер И.А., Иосилевич Г.Б. Резьбовые и фланцевые соединения. - М.: Машиностроение, 1990. - 368 с.: ил.3. Birger I. A., Iosilevich G. B. Threaded and flange connections. - M.: Mechanical Engineering, 1990. - 368 p.: Ill.
4. Биргер И.А. и др. Расчет на прочность деталей машин: Справочник / И.А. Биргер, Б.Ф. Шорр, Г.Б. Иосилевич. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Машиностроение, 1993. - 640 с.: ил.4. Birger I.A. et al. Strength calculation of machine parts: Handbook / I.A. Birger, B.F. Shorr, G.B. Iosilevich. - 4th ed., Revised. and add. - M.: Mechanical Engineering, 1993. - 640 p.: Ill.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012121505/03A RU2521123C2 (en) | 2012-05-25 | 2012-05-25 | Threaded connection of drill pipes |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012121505/03A RU2521123C2 (en) | 2012-05-25 | 2012-05-25 | Threaded connection of drill pipes |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2012121505A RU2012121505A (en) | 2013-11-27 |
RU2521123C2 true RU2521123C2 (en) | 2014-06-27 |
Family
ID=49625089
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012121505/03A RU2521123C2 (en) | 2012-05-25 | 2012-05-25 | Threaded connection of drill pipes |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2521123C2 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2616950C2 (en) * | 2016-02-17 | 2017-04-18 | Открытое акционерное общество "Завод бурового оборудования" | Double-shouldered threaded joint of drill pipes |
RU187638U1 (en) * | 2018-12-06 | 2019-03-14 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Drill lock |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU896310A1 (en) * | 1978-03-27 | 1982-01-07 | Предприятие П/Я В-2827 | Threaded quick-release connection of tubular elements |
SU1116139A1 (en) * | 1982-11-26 | 1984-09-30 | Полтавское отделение Украинского научно-исследовательского геологоразведочного института | Disconnector |
US6176524B1 (en) * | 1995-08-19 | 2001-01-23 | Nippon Steel Corporation | Oil well pipe threaded joint |
RU2235180C2 (en) * | 2002-07-29 | 2004-08-27 | Открытое акционерное общество Научно-производственное объединение "Буровая техника" | Device for directional drilling |
EP1945989A2 (en) * | 2005-11-05 | 2008-07-23 | Snap-Tite Technologies, Inc. | Threaded coupling with flow shutoff |
-
2012
- 2012-05-25 RU RU2012121505/03A patent/RU2521123C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU896310A1 (en) * | 1978-03-27 | 1982-01-07 | Предприятие П/Я В-2827 | Threaded quick-release connection of tubular elements |
SU1116139A1 (en) * | 1982-11-26 | 1984-09-30 | Полтавское отделение Украинского научно-исследовательского геологоразведочного института | Disconnector |
US6176524B1 (en) * | 1995-08-19 | 2001-01-23 | Nippon Steel Corporation | Oil well pipe threaded joint |
RU2235180C2 (en) * | 2002-07-29 | 2004-08-27 | Открытое акционерное общество Научно-производственное объединение "Буровая техника" | Device for directional drilling |
EP1945989A2 (en) * | 2005-11-05 | 2008-07-23 | Snap-Tite Technologies, Inc. | Threaded coupling with flow shutoff |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2616950C2 (en) * | 2016-02-17 | 2017-04-18 | Открытое акционерное общество "Завод бурового оборудования" | Double-shouldered threaded joint of drill pipes |
RU187638U1 (en) * | 2018-12-06 | 2019-03-14 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Drill lock |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2012121505A (en) | 2013-11-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2432501C (en) | Connectable rod system for driving downhole pumps for oil field installations | |
US9885214B2 (en) | Threaded tool joint connection | |
US6481760B1 (en) | Threaded connection of two metal tubes with groove in the threading | |
US9273521B2 (en) | Threaded connection | |
RU2687696C1 (en) | Quick-detachable threaded connection with multi-thread thread | |
US20020074799A1 (en) | Open type wedgethread connection | |
US20060273601A1 (en) | Connectable rod system for driving downhole pumps for oil field installations | |
US9869139B2 (en) | Tubular connection with helically extending torque shoulder | |
CN1639494A (en) | Wedgethread pipe connection | |
AU2017201366B2 (en) | Drill string components having multiple-thread joints | |
RU2521123C2 (en) | Threaded connection of drill pipes | |
US20180363387A1 (en) | Near-square modified buttress thread form enabling run-in and run-out threads | |
RU2639343C1 (en) | Threaded joint of casing pipes | |
RU192162U1 (en) | Threaded connection of casing smooth sleeveless pipes | |
RU2728105C1 (en) | Threaded locking conical connection of drilling pipes and method of increasing its carrying capacity and service life | |
AU2011290719B2 (en) | Method and device for inspecting a threading of a tubular connection used in the oil industry | |
US1907522A (en) | Sucker rod | |
WO2016130021A2 (en) | Threaded connector | |
RU2386072C1 (en) | Pipe joint with conical elongated thread of triangular profile | |
RU2616950C2 (en) | Double-shouldered threaded joint of drill pipes | |
RU96161U1 (en) | WEAR-RESISTANT HIGH SEAL THREADED CONNECTION | |
RU126419U1 (en) | LOCKING CONNECTION OF PUMP AND COMPRESSOR PIPES (OPTIONS) | |
RU172778U1 (en) | COUPLING THREADED PIPE CONNECTION | |
RU149815U1 (en) | HIGH SEALED THREADED CONNECTION OF OIL AND GAS PIPES | |
RU2747498C1 (en) | Threaded joint conical connectin of drill pipes |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150526 |