RU2549620C1 - Threaded connection of drill pipes - Google Patents
Threaded connection of drill pipes Download PDFInfo
- Publication number
- RU2549620C1 RU2549620C1 RU2013147759/03A RU2013147759A RU2549620C1 RU 2549620 C1 RU2549620 C1 RU 2549620C1 RU 2013147759/03 A RU2013147759/03 A RU 2013147759/03A RU 2013147759 A RU2013147759 A RU 2013147759A RU 2549620 C1 RU2549620 C1 RU 2549620C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- nipple
- thread
- coupling
- joint
- plane
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
- Non-Disconnectible Joints And Screw-Threaded Joints (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к буровой технике и касается преимущественно бурильных труб, применяемых при высокочастотном алмазном бурении со съемным керноприемником.The invention relates to drilling equipment and relates mainly to drill pipes used in high-frequency diamond drilling with a removable core receiver.
Имеется наиболее близкий аналог, принятый за прототип. Это резьбовое соединение бурильных труб NRQ фирмы Boart Longyear /2/.There is the closest analogue adopted for the prototype. This is a threaded joint for NRQ drill pipes from Boart Longyear / 2 /.
Особенностью конструкции такого резьбового соединения является наличие двух, наружного и внутреннего, упорных стыков, причем в новом, неизношенном соединении площадь внутреннего стыка всегда меньше площади наружного и напряжение от предварительной затяжки определяется площадью упорного торца ниппеля.A design feature of such a threaded connection is the presence of two, external and internal, thrust joints, and in a new, worn-out joint, the area of the inner joint is always less than the area of the outer and the tension from the preliminary tightening is determined by the area of the thrust end of the nipple.
Основным недостатком принятого за прототип резьбового соединения, разработанного фирмой Boart Longyear, является нерациональное соотношение площадей упорных торцов муфты, ниппеля и опасного сечения последнего, что приводит к недостаточной предварительной затяжке соединения, и, как следствие, к снижению его предела выносливости и крутящего момента.The main disadvantage of the threaded connection developed by Boart Longyear as a prototype is the irrational ratio of the areas of the thrust ends of the coupling, nipple and the dangerous section of the latter, which leads to insufficient preliminary tightening of the connection, and, as a result, to a decrease in its endurance and torque limit.
Предел выносливости наиболее точно оценивается по предельному знакопеременному изгибающему моменту (Mпред), и зависит от напряжения предварительной затяжки резьбового соединения /4/. На фиг.1 представлен график зависимости коэффициента влияния на предел выносливости напряжения предварительной затяжки. (Kвпз) от коэффициента Kз, которое определяется выражением /3/:The endurance limit is most accurately assessed by the alternating alternating bending moment (M before ), and depends on the pre-tension of the threaded connection / 4 /. Figure 1 presents a graph of the dependence of the coefficient of influence on the endurance limit of the tension of the pre-tightening. (K VPZ ) from the coefficient K s , which is determined by the expression / 3 /:
где Kз=σз/σт - коэффициент напряжения предварительной затяжки соединения;where K z = σ z / σ t is the stress coefficient of the preliminary tightening of the connection;
σз - напряжение предварительной затяжки в опасном сечении ниппеля;σ s - pre-tension in a dangerous section of the nipple;
σт - предел текучести материала ниппеля.σ t - yield strength of the nipple material.
Данный график показывает, что величина Kвпз возрастает от значения, при котором соединение имело предел выносливости без предварительной затяжки (на графике положение соответствующее нулю), до максимального значения Kвпз=2,80 при Kз=0,66, после чего начинает снижаться.This graph shows that the value of K VPS increases from the value at which the compound had a fatigue limit without preliminary tightening (the position on the graph corresponds to zero) to the maximum value of K VPS = 2.80 at K s = 0.66, after which it begins to decrease .
В резьбовом соединении бурильной трубы NRQ площадь опасного сечения ниппеля составляет 450 мм2 и, при условии, что напряжение в упорном торце ниппеля равно пределу текучести, согласно графику его площадь должна составлять 450·0,66=297 мм2. Фактически она равна 203 мм2, т.е. на 46% меньше необходимой для обеспечения максимального значения Mпред.In the NRQ drill pipe threaded joint, the area of the dangerous section of the nipple is 450 mm 2 and, provided that the stress in the thrust end of the nipple is equal to the yield strength, according to the schedule, its area should be 450 · 0.66 = 297 mm 2 . In fact, it is equal to 203 mm 2 , i.e. 46% less than necessary to ensure the maximum value of M before .
В то же время площадь упорного торца муфты в предельно изношенном состоянии составляет 242 мм2, что на 19% больше, чем площадь упорного торца ниппеля. Этот излишек площади никак не реализуется, но он и не может реализоваться, так как напряжение от затяжки определяется меньшей площадью упорного торца ниппеля, что указывает на нерациональное использование суммарной площади поперечного сечения данного резьбового соединения.At the same time, the area of the persistent end of the coupling in the extremely worn state is 242 mm 2 , which is 19% more than the area of the persistent end of the nipple. This excess area is not realized in any way, but it cannot be realized, since the tension from the tightening is determined by the smaller area of the thrust end of the nipple, which indicates the irrational use of the total cross-sectional area of this threaded connection.
Кроме того, слишком малая площадь упорного торца ниппеля и упорного торца изношенной муфты резьбового соединения, приводят к известным случаям их деформации при постановке свечи на подсвечник в процессе подъема или на муфту верха колонны при спуске. Нередки также случаи конусообразной деформации торца ниппеля, приводящей к перекрытию внутреннего канала соединения и аварийной ситуации из-за невозможности прохождения керноприемной трубы как при спуске, так и, что особенно опасно, при извлечении ее, наполненной керном, т.е. при подъеме после окончания очередного рейса бурения.In addition, the too small area of the persistent end of the nipple and the persistent end of the worn coupling of the threaded connection, lead to known cases of their deformation when placing the candle on the candlestick during lifting or on the coupling of the top of the column during descent. Cases of cone-shaped deformation of the end face of the nipple are also frequent, leading to the overlap of the internal connection channel and an emergency situation due to the impossibility of passing the core-receiving pipe both during descent and, which is especially dangerous, when removing it filled with core, i.e. when lifting after the end of the next drilling trip.
Недостаточный крутящий момент резьбового соединения ограничивает достижение значительных глубин бурения и лишает также возможности надежного функционирования на небольших глубинах, но отличающихся сложными геолого-техническими условиями, связанными с повышенными затратами мощности на вращение и соответственно высокими крутящими моментами.Insufficient torque of the threaded connection limits the achievement of significant drilling depths and also deprives the possibility of reliable operation at shallow depths, but differing in complex geological and technical conditions associated with increased power consumption for rotation and, accordingly, high torques.
Задача изобретения состоит в том, чтобы создать резьбовое соединение с оптимальным соотношением геометрических параметров, обеспечивающим максимальные величины крутящего момента и предела выносливости соединения, более высокую прочность его упорных торцов для надежной работы бурильной колонны при бурении и спускоподъемных операциях.The objective of the invention is to create a threaded connection with the optimal ratio of geometric parameters, providing maximum values of torque and endurance limit of the connection, higher strength of its thrust ends for reliable operation of the drill string during drilling and hoisting operations.
Для решения этой задачи в резьбовом соединении бурильной трубы, состоящем из ниппеля и муфты, с конической резьбой и двумя, наружным и внутренним, упорными стыками, при заданных значениях наружного и внутреннего диаметров соединения, наружного его диаметра в предельно изношенном состоянии, длины резьбы, высоты ее профиля у ниппеля и муфты, площадь упорного торца муфты в предельно изношенном состоянии равна площади опасного сечения ниппеля, умноженной на коэффициент оптимального напряжения предварительной затяжки и одновременно площади упорного торца ниппеля.To solve this problem, in a threaded joint of a drill pipe, consisting of a nipple and a coupling, with a tapered thread and two, external and internal, thrust joints, at given values of the external and internal diameters of the connection, its outer diameter in the extremely worn state, thread length, height of its profile at the nipple and the coupling, the area of the persistent end of the coupling in the extremely worn state is equal to the area of the dangerous section of the nipple, multiplied by the coefficient of the optimal pre-tension voltage and simultaneously the area persistent end of the nipple.
Изобретение иллюстрируется чертежами (фиг.2), где изображены: 1 - муфта; 2 - ниппель; 3 - упорный торец муфты; 4 - упорный торец ниппеля; 5 - изнашиваемая часть тела соединения по наружному диаметру.The invention is illustrated by drawings (figure 2), which shows: 1 - coupling; 2 - nipple; 3 - persistent end face of the coupling; 4 - persistent end of the nipple; 5 - wear part of the body of the connection along the outer diameter.
Отметим, что плоскости опасных сечений ниппеля и муфты находятся вблизи соответственно плоскости наружного и внутреннего упорных стыков (далее стыков). Для удобства расчетов принимаем, что плоскость опасного сечения ниппеля совпадает с плоскостью наружного стыка, а плоскость опасного сечения муфты с плоскостью внутреннего стыка.Note that the plane of dangerous sections of the nipple and the coupling are located near the plane of the outer and inner thrust joints (hereinafter, joints), respectively. For the convenience of calculations, we assume that the plane of the dangerous section of the nipple coincides with the plane of the outer joint, and the plane of the dangerous section of the coupling with the plane of the inner joint.
Заявляемое изобретение позволяет решить поставленную задачу.The claimed invention allows to solve the problem.
Действительно, имеем следующие исходные параметры резьбового соединения:Indeed, we have the following initial parameters of the threaded connection:
D и d - наружный и внутренний диаметры резьбового соединения;D and d are the outer and inner diameters of the threaded connection;
Dи - наружный диаметр резьбового соединения в предельно изношенном состояния;D and - the outer diameter of the threaded connection in extremely worn condition;
tм и tн - высота профиля резьбы соответственно муфты и ниппеля;t m and t n - the height of the thread profile, respectively, of the coupling and nipple;
L - длина резьбы.L is the length of the thread.
Имеем также два условия оптимизации остальных параметров резьбового соединения. Первое условие:We also have two conditions for optimizing the remaining parameters of the threaded connection. The first condition:
где Sутм - площадь упорного торца муфты в предельно изношенном состоянии;where S utm - the area of the persistent end face of the coupling in extremely worn condition;
Sосн площадь опасного сечения ниппеля;S main area of the dangerous section of the nipple;
Kз - коэффициент напряжения предварительной затяжки резьбового соединения Второе условие:K s - stress coefficient of the preliminary tightening of the threaded connection The second condition:
где Sутм - площадь упорного торца ниппеля.where S utm - the area of the persistent end of the nipple.
Требуется, определить следующие параметры резьбового соединения с учетом заданных условий их оптимизации:It is required to determine the following parameters of the threaded connection taking into account the specified conditions for their optimization:
Dрнс - наружный диаметр резьбы муфты в плоскости наружного стыка;D rns - the outer diameter of the thread of the coupling in the plane of the outer joint;
Dрвс - наружный диаметр резьбы муфты в плоскости внутреннего стыка;D RVS - the outer diameter of the thread of the coupling in the plane of the inner joint;
dрнс - внутренний диаметр резьбы ниппеля в плоскости наружного стыка;d rns - the inner diameter of the thread of the nipple in the plane of the outer joint;
dрвс - внутренний диаметр резьбы ниппеля в плоскости внутреннего стыка;d RVS - the inner diameter of the thread of the nipple in the plane of the inner joint;
Kр - конусность резьбы.K p - the taper of the thread.
Примем, что tм+tн=a. Тогда согласно условию (2) имеем следующее равенствоWe assume that t m + t n = a . Then, according to condition (2), we have the following equality
После преобразований равенства (4) получаем величину Dрнс из следующего уравненияAfter transformations of equality (4), we obtain the value of D rns from the following equation
где B=2aKз/(Kз+1);where B = 2 a K s / (K s +1);
Определив из выражения (5) наружный диаметр резьбы муфты в плоскости наружного стыка, находим внутренний диаметр резьбы ниппеля в этой же плоскостиHaving determined from the expression (5) the outer diameter of the thread of the coupling in the plane of the outer joint, we find the internal diameter of the thread of the nipple in the same plane
Чтобы определить внутренний диаметр резьбы ниппеля в плоскости внутреннего стыка находим сначала выражение площади упорного торца ниппеляTo determine the inner diameter of the thread of the nipple in the plane of the inner joint, we first find the expression of the area of the thrust end of the nipple
и согласно условию (3) имеемand according to condition (3) we have
откуда находим внутренний диаметр резьбы ниппеля в плоскости внутреннего стыкаwhere do we find the inner diameter of the thread of the nipple in the plane of the inner joint
Поскольку определены наружные диаметры резьбы ниппеля в плоскостях наружного и внутреннего стыков, определяем конусность резьбыSince the outer diameters of the thread of the nipple are determined in the planes of the external and internal joints, we determine the taper of the thread
Наконец, имея выражение конусности, определяем наружный диаметр наружной резьбы в плоскости внутреннего стыкаFinally, having an expression of taper, we determine the outer diameter of the external thread in the plane of the internal joint
Таким образом, все искомые параметры резьбы определены в общем, т.е. в буквенном, виде с учетом исходных данных и заданных условий решения поставленной задачи. Поскольку геометрические параметры резьбового соединения определены с учетом также заданного соотношения площадей упорных торцов муфты ниппеля и его опасного сечения, обеспечивающего оптимальное напряжение предварительной затяжки соединения, крутящий момент и предел выносливости его должны иметь максимальные значения. В этом можно убедиться при решении задачи в численном виде для предлагаемого резьбового соединения и сравнить полученные параметры его с параметрами соединения, принятого за прототип, как это показано в примере реализации изобретения.Thus, all the desired thread parameters are defined in general, i.e. in letter form, taking into account the source data and the given conditions for solving the problem. Since the geometrical parameters of the threaded connection are also determined taking into account the given ratio of the areas of the thrust ends of the nipple coupling and its dangerous section, which ensures the optimum pre-tension of the connection, the torque and its endurance limit must have maximum values. You can verify this when solving the problem in numerical form for the proposed threaded connection and compare the obtained parameters with the connection parameters adopted for the prototype, as shown in the example implementation of the invention.
Пример реализации предлагаемого изобретения.An example implementation of the invention.
Для примера возьмем исходные параметры резьбового соединения, принятого за прототип, т.е. соединения бурильной трубы NRQ:For example, we take the initial parameters of the threaded connection adopted for the prototype, i.e. NRQ drill pipe connections:
D=69,90 мм; d=60,30 мм; Dи=69,00 мм; L=41,99 мм; tм=0,90 мм; tн=0,95 мм; предел текучести стали σт=1000 Мпа; временное сопротивление σв=1200 МПа. Принимаем Kз=0,66.D = 69.90 mm; d = 60.30 mm; D and = 69.00 mm; L = 41.99 mm; t m = 0.90 mm; t n = 0.95 mm; yield strength of steel σ t = 1000 MPa; temporary resistance σ in = 1200 MPa. We take K s = 0.66.
Для определения наружного диаметра резьбы муфты в плоскости наружного стыка вычисляем следующие величины, входящие в уравнение (5):To determine the outer diameter of the thread of the coupling in the plane of the outer joint, we calculate the following quantities included in equation (5):
a=0,90+0,95=1,85 мм; a = 0.90 + 0.95 = 1.85 mm;
B=2·1,85·0,66/(0,66+1)=1,47;B = 2 · 1.85 · 0.66 / (0.66 + 1) = 1.47;
C={0,66(1,852-60,302)-69,002}/(0,66+1)=-4312,4C = {0.66 (1.85 2 -60.30 2 ) -69.00 2 } / (0.66 + 1) = - 4312.4
Подставив эти величины в уравнение (5) имеемSubstituting these quantities into equation (5) we have
Dрнс=1,47/2+|(1,47/2)2+4312,4|0,5=66,40 ммD rns = 1.47 / 2 + | (1.47 / 2) 2 +4312.4 | 0.5 = 66.40 mm
Внутренний диаметр ниппеля в плоскости наружного стыка согласно (6)The inner diameter of the nipple in the plane of the outer joint according to (6)
dрнс=Dрнс-1,85=64,55 мм.d rns = D rns -1.85 = 64.55 mm.
Из выражения (9) находим внутренний диаметр резьбы ниппеля в плоскости внутреннего стыкаFrom expression (9) we find the inner diameter of the thread of the nipple in the plane of the inner joint
dрвс=(69,02-66,42+60,32)0,5=63,15 ммd RVS = (69.0 2 -66.4 2 +60.3 2 ) 0.5 = 63.15 mm
Конусность резьбы из выражения (10)Thread taper from expression (10)
Kр=(64,55-63,15)/41,99=0,0334(1:29,94)K p = (64.55-63.15) / 41.99 = 0.0334 (1: 29.94)
Имея конусность, определяем наружный диаметр резьбы муфты в плоскости внутреннего стыкаHaving taper, determine the outer diameter of the thread of the coupling in the plane of the inner joint
Dрвс=66,40-41,99·0,0334=65,00 ммD RVS = 66.40-41.99.0334 = 65.00 mm
Получив основные параметры резьбового соединения, вычисляем их производные: площади и толщины стенок наружного и внутреннего стыка и опасных сечений ниппеля и муфты, моменты сопротивления при изгибе этих сечений и их толщины стенок, крутящие моменты затяжки резьбового соединения и пределы выносливости соединений в зависимости от их предварительной затяжки и с учетом графика на фиг.1.Having obtained the main parameters of the threaded connection, we calculate their derivatives: the area and wall thicknesses of the external and internal joints and dangerous sections of the nipple and the coupling, the moments of bending resistance of these sections and their wall thicknesses, the tightening torques of the threaded connection and the endurance limits of the joints depending on their preliminary tightening and taking into account the schedule in figure 1.
Все эти параметры для нового соединения (вариант №1) и двух так называемых контрольных вариантов (№2 и №3) соединений в сравнении с аналогичными параметрами соединения, принятого за прототип, приведены в табл.1.All these parameters for the new compound (option No. 1) and two so-called control variants (No. 2 and No. 3) of compounds in comparison with the same parameters of the compound adopted as a prototype are shown in Table 1.
Из приведенных в табл.1 данных следует, что резьбовое соединение, выполненное в соответствии с двумя заданными исходными положениями (2) и (3), обладает оптимальным сочетанием геометрических параметров и, в результате, предельный крутящий момент возрастает на 35%, предельная (в заданных условиях бурения) глубина скважины, как следствие, на 48%, а предел выносливости выше на 17%. Площадь упорного торца ниппеля больше на 33, а муфты в предельно изношенном состоянии на 14%, что способствует более надежному функционированию бурильной колонны с применением съемного керноприемника при спускоподъемных операциях с бурильной колонной.From the data given in Table 1, it follows that a threaded connection made in accordance with two predetermined initial positions (2) and (3) has an optimal combination of geometric parameters and, as a result, the limiting torque increases by 35%, the limiting (in specified drilling conditions) the depth of the well, as a result, is 48%, and the endurance limit is higher by 17%. The area of the persistent end of the nipple is larger by 33, and the couplings in extremely worn condition by 14%, which contributes to a more reliable functioning of the drill string using a removable core receiver during tripping with the drill string.
Следует отметить, что в результате несбалансированности геометрических параметров резьба предельная растягивающая нагрузка у соединения бурильных труб NRQ оказалась на 7% выше, чем предлагаемое, что несущественно, так как практически не реализуется.It should be noted that as a result of the unbalanced geometric parameters of the thread, the ultimate tensile load at the joint of the NRQ drill pipe turned out to be 7% higher than the proposed one, which is insignificant, since it is practically not realized.
Действительно, эта нагрузка закономерно возникает в момент начала подъема колонны бурильных труб с предельной глубины скважины (поз.18, табл.1) и фактически будет равна массе колонны (для вертикальной скважины можно принять, что выталкивающая сила промывочной жидкости уравновешивается силой сопротивления трению о стенки скважины). Для колонны NRQ предельная глубина скважины составляет 2450 м. При удельной массе трубы 7,8 кг/м масса колонны на данной глубине равна 19110 кг или 187 кН, что составляет 42% от ее предельной растягивающей нагрузки и, следовательно, преимущество в 7% по предельной растягивающей нагрузке здесь не играет никакой роли.Indeed, this load naturally arises at the moment of the beginning of the rise of the drill pipe string from the maximum depth of the borehole (pos. 18, Table 1) and will actually be equal to the mass of the string (for a vertical borehole, it can be assumed that the buoyancy force of the flushing fluid is balanced by the resistance to friction against the walls wells). For an NRQ column, the maximum depth of the well is 2450 m. With a specific gravity of 7.8 kg / m, the mass of the column at this depth is 19 110 kg or 187 kN, which is 42% of its ultimate tensile load and, therefore, an advantage of 7% for ultimate tensile load does not play any role here.
Для бурильной трубы с предлагаемым резьбовым соединением предельная глубина скважины составляет 3700 м при общей массе колонны 28860 кг или 283 кН в то время, как предельная растягивающая нагрузка равна 416 кН, что вполне достаточно.For a drill pipe with the proposed threaded connection, the maximum depth of the well is 3700 m with a total mass of the string of 28860 kg or 283 kN, while the ultimate tensile load is 416 kN, which is quite enough.
Рассмотренный пример реализации показал, что в результате решения поставленной задачи резьбовое соединение бурильных труб благодаря оптимальному сочетанию геометрических параметров имеет преимущества перед прототипом по предельному крутящему моменту и пределу выносливости, обладает более прочными упорными торцами, что в целом обеспечивает более надежное и эффективное функционирование бурильной колонны.The considered implementation example showed that as a result of solving the task, the threaded connection of drill pipes due to the optimal combination of geometric parameters has advantages over the prototype in terms of maximum torque and endurance limit, it has more durable thrust ends, which in general provides more reliable and efficient functioning of the drill string.
ЛитератураLiterature
1. Биргер И.А. Расчет резьбовых соединений. М.: Гос. изд. оборон. пром., 1959, 252 с.1. Birger I.A. Calculation of threaded connections. M .: State. ed. defense. prom., 1959, 252 p.
2. Бурильные и обсадные трубы. Сводный каталог продукции. BOART LONGYEAR™. .2. Drill and casing pipes. Consolidated product catalog. BOART LONGYEAR ™. .
3. Лачинян Л.A., Угаров С.А. Конструирование, расчет и эксплуатация бурильных геологоразведочных труб и их соединений. М.: Недра, 1975, 232 с.3. Lachinyan L.A., Ugarov S.A. Design, calculation and operation of drill exploration pipes and their compounds. M .: Nedra, 1975, 232 p.
4. Лачинян Л.А. Работа бурильной колонны. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1992, - 214 с., ил.4. Lachinyan L.A. The work of the drill string. - 2nd ed., Revised. and add. - M .: Nedra, 1992, - 214 p., Ill.
5. Сароян А.Е. Теория и практика работы бурильной колонны. - М.: Недра, 1990. - 263 с., ил.5. Saroyan A.E. Theory and practice of the drill string. - M .: Nedra, 1990 .-- 263 p., Ill.
6. Сопротивление материалов, Кинасошвили Р.С. Гл. ред. Физико-математической литературы изд. «Наука», 1968, 384 с.6. Resistance of materials, Kinasoshvili RS Ch. ed. Physical and mathematical literature ed. “Science”, 1968, 384 pp.
7. Справочник инженера по бурению геологоразведочных скважин: в 2-х томах / Под редакцией проф. Козловского. - Том 2. - М.: Недра, 1984, 437 с.7. Handbook of an engineer for drilling exploration wells: in 2 volumes / Edited by prof. Kozlovsky. -
Claims (1)
где B=2aKз(Kз+1);
a=tм+tн - сумма высот профиля резьбы соответственно муфты и ниппеля;
Kз=σ3/σт=0,66 - коэффициент оптимального напряжения предварительной затяжки соединения;
σз - напряжение предварительной затяжки в опасном сечении ниппеля;
σт - предел текучести материала соединения;
d - внутренний диаметр соединения;
Dи - наружный диаметр соединения в предельно изношенном состоянии, а также внутреннего диаметра резьбы ниппеля в этой же плоскости dрвс=Dрнс - а, внутреннего диаметра резьбы ниппеля в плоскости внутреннего упорного стыка
where B = 2aK s (K s +1);
a = t m + t n - the sum of the heights of the thread profile, respectively, of the coupling and nipple;
K s = σ 3 / σ t = 0,66 - the coefficient of the optimal voltage of the preliminary tightening of the connection;
σ s - pre-tension in a dangerous section of the nipple;
σ t - yield strength of the compound material;
d is the inner diameter of the compound;
D and - the outer diameter of the connection in extremely worn condition, as well as the inner diameter of the thread of the nipple in the same plane d pbc = D rns - D, the inner diameter of the thread of the nipple in the plane of the internal thrust joint
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013147759/03A RU2549620C1 (en) | 2013-10-28 | 2013-10-28 | Threaded connection of drill pipes |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013147759/03A RU2549620C1 (en) | 2013-10-28 | 2013-10-28 | Threaded connection of drill pipes |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2549620C1 true RU2549620C1 (en) | 2015-04-27 |
RU2013147759A RU2013147759A (en) | 2015-05-10 |
Family
ID=53283223
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013147759/03A RU2549620C1 (en) | 2013-10-28 | 2013-10-28 | Threaded connection of drill pipes |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2549620C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2646280C2 (en) * | 2016-12-02 | 2018-03-02 | Открытое акционерное общество "Завод бурового оборудования" | Detachable adapter |
RU2747498C1 (en) * | 2020-10-13 | 2021-05-05 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Threaded joint conical connectin of drill pipes |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1761425A1 (en) * | 1990-01-30 | 1992-09-15 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Assembling method for taper buttress thread connections |
US5492375A (en) * | 1994-07-21 | 1996-02-20 | Grant Tfw, Inc. | Drill pipe with improved connectors |
-
2013
- 2013-10-28 RU RU2013147759/03A patent/RU2549620C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1761425A1 (en) * | 1990-01-30 | 1992-09-15 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Assembling method for taper buttress thread connections |
US5492375A (en) * | 1994-07-21 | 1996-02-20 | Grant Tfw, Inc. | Drill pipe with improved connectors |
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
Бурильные и обсадные трубы. Сводный каталог продукции, 2009, с. 31-34, найдено в сети интернет http://app.boartlongyear.com/brochures/Rods_and_Casing_Catalog_6_19_14.pdf. * |
ЛАЧИНЯН Л.А. Работа бурильной колонны: Недра 1992, с. 128-129 * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2646280C2 (en) * | 2016-12-02 | 2018-03-02 | Открытое акционерное общество "Завод бурового оборудования" | Detachable adapter |
RU2747498C1 (en) * | 2020-10-13 | 2021-05-05 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Threaded joint conical connectin of drill pipes |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2013147759A (en) | 2015-05-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8678447B2 (en) | Drill pipe system | |
US11754207B2 (en) | Thread form and threaded article | |
US9222314B2 (en) | Shale drill pipe | |
US20230129252A1 (en) | Drill pipe | |
RU2549620C1 (en) | Threaded connection of drill pipes | |
WO2010144184A2 (en) | Slip free drill pipe | |
AU2021202556B2 (en) | Pipe connector | |
US20160298400A1 (en) | Pipe Connector | |
RU2728105C1 (en) | Threaded locking conical connection of drilling pipes and method of increasing its carrying capacity and service life | |
CN205778593U (en) | A kind of anti-galling drilling tool thread joint | |
US20200399964A1 (en) | Drill pipe and optimization thereof | |
WO2021096758A1 (en) | Improved drill pipe | |
US20070151739A1 (en) | Connector for use in a wellbore | |
US11092266B2 (en) | Pipe connector | |
US20080289879A1 (en) | Connection Assembly For Drill Collars or Heavy Drill Pipes | |
RU95730U1 (en) | DRILL AUGER | |
US12000214B2 (en) | Drill pipe and optimization thereof | |
RU208444U1 (en) | DRILL PIPE | |
RU210115U1 (en) | Drill pipe with double-shouldered locks of reduced outer diameter | |
RU2747498C1 (en) | Threaded joint conical connectin of drill pipes | |
EP3577304B1 (en) | Modular tubular product for well applications | |
CN105909184A (en) | Anti-galling drilling-tool thread joint | |
RU112975U1 (en) | RESOURCE CONNECTION OF PUMP-COMPRESSOR OR DRILL PIPES | |
RU162489U1 (en) | DRILL RIG ELECTRICAL SEPARATOR | |
RU2403368C2 (en) | Pump rod |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171029 |