RU2667552C2 - Замок для труб бурильной колонны с высоким кпд передачи энергии - Google Patents
Замок для труб бурильной колонны с высоким кпд передачи энергии Download PDFInfo
- Publication number
- RU2667552C2 RU2667552C2 RU2016113358A RU2016113358A RU2667552C2 RU 2667552 C2 RU2667552 C2 RU 2667552C2 RU 2016113358 A RU2016113358 A RU 2016113358A RU 2016113358 A RU2016113358 A RU 2016113358A RU 2667552 C2 RU2667552 C2 RU 2667552C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drill string
- female
- outer diameter
- main part
- axial length
- Prior art date
Links
- 230000008878 coupling Effects 0.000 title abstract description 7
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 title abstract description 7
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 title abstract description 7
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 title description 5
- 230000004323 axial length Effects 0.000 claims abstract description 29
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 27
- 238000003780 insertion Methods 0.000 claims description 56
- 230000037431 insertion Effects 0.000 claims description 56
- 230000035939 shock Effects 0.000 abstract description 13
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 4
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000004904 shortening Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/04—Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
- E21B17/042—Threaded
- E21B17/0426—Threaded with a threaded cylindrical portion, e.g. for percussion rods
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/04—Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
- E21B17/042—Threaded
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16D—COUPLINGS FOR TRANSMITTING ROTATION; CLUTCHES; BRAKES
- F16D1/00—Couplings for rigidly connecting two coaxial shafts or other movable machine elements
- F16D1/02—Couplings for rigidly connecting two coaxial shafts or other movable machine elements for connecting two abutting shafts or the like
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L15/00—Screw-threaded joints; Forms of screw-threads for such joints
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L15/00—Screw-threaded joints; Forms of screw-threads for such joints
- F16L15/06—Screw-threaded joints; Forms of screw-threads for such joints characterised by the shape of the screw-thread
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L15/00—Screw-threaded joints; Forms of screw-threads for such joints
- F16L15/08—Screw-threaded joints; Forms of screw-threads for such joints with supplementary elements
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к ударно-поворотному бурению. Технический результат – повышение КПД бурения, максимизация достижимой амплитуды ударной волны без повреждения зоны замка бурильной колонны. Бурильная колонна для ударно-поворотного бурения содержит первую удлиненную штангу ударно-поворотного бурения бурильной колонны, имеющую основную часть и вставной конец, вторую удлиненную штангу ударно-поворотного бурения бурильной колонны, имеющую основную часть и охватывающий конец, вставной и охватывающий концы имеют соответствующие резьбы для ударно-поворотного бурения и обеспечения крепления вставного конца внутри охватывающего конца так, что аксиальная длина (L) вставного и охватывающего концов перекрываются аксиально для образования зоны замка. При этом аксиальная длина (L) перекрывания между вставным и охватывающим концами в зоне замка меньше наружного диаметра (D) охватывающего конца. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Область техники
Настоящее изобретение относится к замку бурильной колонны для соединения индивидуальных удлиненных элементов бурильной колонны и в частности, хотя не исключительно, к замку с высоким кпд передачи энергии, который минимизирует рассогласование импеданса между соединенными элементами.
Предшествующий уровень техники
Ударно-поворотное бурение является устоявшейся методикой, разработанной для разрушения горной породы ударными силами, передаваемыми с бурильной колонны на буровое долото на забое ствола скважины. Обычно, энергия, требуемая для разрушения горной породы генерируется пневматическим или имеющим гидравлический привод ударником, установленным на уровне земли на конце колонны. В частности, под действием давления поршень подается вперед для контакта с хвостовым переходником на конце колонны, при этом кинетическая энергия поршня преобразуется в волну напряжения (или ударную волну), которая проходит через бурильную колонну на буровое долото, установленное на дальнем конце колонны. Для максимизации кпд передачи энергии потерю энергии вследствие отражений волны между соединенными элементами бурильной колонны следует минимизировать.
В частности, общеизвестно, что рассогласование импеданса в системе ударно-поворотного бурения должно уменьшать передаваемую энергию в особенности вследствие отражений волны, которые возникают на каждом резьбовом соединении. Например, обычная энергетическая волна теряет значительный процент своей энергии, каждый раз, когда проходит через соединение. Данные потери отчасти обусловлены разностью площади сечения между резьбовыми вставными и резьбовыми охватывающими частями замков и частично плохим контактом между концами штанг. Кпд ударно-поворотного бурения горной породы по отношению к замкам бурильных штанг рассмотрен в следующих материалах: B. Lundberg: “ Efficiency of of percussive drilling with extension rods”, International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences & Geomechanics Abstracts, Vol. 24, no. 4, 1 August 1987, pages 213-222, ISSN: 0148-9062, DOI: 10.1016/0148-9062(87)90176-8; и также E. Beccu ET AL: “Efficiency of percussive drilling of rock with dissipative joints”, International Journal of Impact Engineering, vol, 9 no. 3, 1 January 1990, pages 277-287, ISSN: 0734-743X, DOI: 10.1016/0734-743X(90)90003-E. Примеры систем бурильной колонны, имеющих резьбовые соединения на концах, описаны в материалах US 6,485,061 и US 2006/0032629.
В системах бурения без удара также применяют штанги, имеющие резьбовые концы, например, в штангах, описанных в следующих материалах: Без автора: “Drill Rod & Casing Dimensions”, 1 December 2012, pages 1-1: URL:http://www.mobiledrill.net/page/drill-rod-and-casing-dimensions; “Tool Joint Dimensional Data”, 1 December 2003, pages 1-3: URL:http://www.oilproduction.net/files/casing_drilling/GP_Tool_Joint_Dimensional_Value.pdf; “ROTARY SHOULDER HANDBOOK”, 1 November 2011, pages 1-116: URL:http//www.nov.com/uploaded Files/Business_Groups/Grant_Prideco/Drilling_Tubulars/Catalog/D392002466-MKT-001 Rev 02 Rotary shoulder Handbook RS.pdf.
Для оптимизации показателей бурения параметры бурения, связанные с ударным давлением, силой подачи и вращением, специально выбираются оператором. Вместе с тем, максимальный кпд ограничивается рассогласованием импеданса замков. Кроме того, максимальная амплитуда ударной волны ограничивается, благодаря конфигурации вставного соединительного устройства. Поэтому требуется улучшить передачу энергии между зонами замков системы бурильной колонны.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Задачей настоящего изобретения является максимизация передачи энергии через замок с резьбовыми вставной и охватывающей частями для бурильной колонны для максимизации кпд бурения. Дополнительной задачей является минимизация рассогласование импеданса с созданием элемента бурильной колонны, совместимого существующими бурильными устройствами и способами, чтобы настоящее изобретение являлось подходящим для применения с существующим оборудованием и технологиями. Дополнительной задачей является максимизации достижимой амплитуды ударной волны без повреждения зоны замка бурильной колонны через который энергетическая волна передается.
Задачи решаются созданием бурильной колонны и в частности резьбового замка для соединения элементов бурильной колонны, где вставная и охватывающая части замка приспособлены специально для максимизации передачи энергии в направлении продольной оси бурильной колонны.
Согласно первому аспекту настоящего изобретения предложена бурильная колонна для ударно-поворотного бурения, содержащая: первый удлиненный элемент бурильной колонны, имеющий основную часть и вставной конец; второй удлиненный элемент бурильной колонны имеющий основную часть и охватывающий конец; наружный диаметр охватывающего конца больше наружного диаметра основной части, и наружный диаметр вставного конца содержит наружный диаметр, который приблизительно равен наружному диаметру основной части; вставной и охватывающий концы имеют соответствующую резьбу для обеспечения крепления вставного конца внутри охватывающего конца так, что отрезок аксиальной длины вставного и охватывающего концов перекрывается аксиально; отличающаяся тем, что: аксиальная длина перекрывания меньше наружного диаметра охватывающего конца.
С помощью минимизации длины вставной соединительной части замка (от которой зависит рассогласование импеданса) рассогласование импеданса соответственно уменьшается. Обнаружено, что соотношение между наружным диаметром охватывающего конца и аксиальной длиной вставного конца значительно влияет на кпд передачи энергии замка. Кроме того, укорачивание вставной части замка также уменьшает генерирование внутренних напряжений в замке. В частности, приходящая волна напряжения сжатия генерирует растягивающее напряжение во вставном конце, когда волна напряжения достигает ‘свободной’ концевой поверхности вставной соединительной части. Вставной конец под действием сил эффективно удлинняется аксиально вперед, поскольку нет ‘останавлиавающего упора’ на свободном конце. При этом создается растягивающее напряжение на участке соединения между частью основной длины бурильной штанги и вставной соединительной частью. Амплитуда данного растягивающего напряжения зависит от длины, и в особенности, массы вставного конца (чем длиннее/тяжелее вставной конец, тем больше растягивающее напряжение). Если его не контролировать, данное растягивающее напряжение обуславливает отрыв на участке соединения основной длины бурильной штанги и вставного конца и эффективно ограничивает максимальную амплитуду динамической нагрузки. Представленная конфигурация, имеющая относительно ‘более короткую’ вставную часть, выполненную с возможностью минимизации растягивающих напряжений, увеличивают эксплуатационный ресурс бурильной штанги и обеспечивает ‘более высокие’ амплитуды динамических нагрузок (которые требуются для максимизации показателей разрушения горной породы на забое ствола скважины).
В подробном описании, ссылка на ‘резьбы’ относится к винтовому гребню и канавке проходящим аксиально вдоль участка длины вставного и охватывающего конца. Данный термин охватывает резьбу, имеющую одиночный аксиально проходящий винтовой гребень и множество винтовых гребней, имеющих множество заходов на резьбе.
Если необходимо, винтовые резьбы на вставном и/или охватывающем концах содержат от двух до четырех полных витков винта. Данная конфигурация обеспечивает удобное соединение элементов бурильной колонны друг с другом и предотвращение любого аксиального проскальзывания или рассоединения вследствие нештатного вращения вокруг продольной оси, проходящей через элементы бурильной колонны.
Вставной конец имеет возможную аксиальную длину от 100 до 150 мм. Аксиальная длина вставного конца определяется, как аксиальное расстояние между самой дальней частью элемента бурильной колонны (на вставном конце) и зоной, где основная часть (или радиально проходящий заплечик, который выступает от основной части) уменьшается, представляя переходную зону между основной частью и вставным концом. Возможная аксиальная длина вставного конца находится в диапазоне 110-140 мм или 120-130 мм.
Возможна толщина стенки охватывающего конца, которая больше толщины стенки вставного конца на участке перекрывания. Данная конфигурация является предпочтительной для обеcпечения достаточной прочности в зоне перекрывания замка, позволяющей выдерживать напряжения, возникающие в результате ударной волны и изгибающих перемещений, которые возникают вдоль длины бурильной колонны при эксплуатации.
Предпочтительно, радиальное положение вершины каждого соответствующего витка резьбы (на отличающейся аксиальной позиции вдоль длины резьбы) вставного и охватывающего концов является, по существу, одинаковым, так что выставление или средняя линия, проходящая через каждую вершину является по существу параллельной продольной оси первого и второго элементов. Соответственно, выставление перекрывания является, по существу параллельным продольной оси. Такое устройство является предпочтительным для уменьшения рассогласование импеданса и обеспечивает эффективную передачу ударной волны через зону замка.
Предпочтительно, вставной конец является полым, и внутренний диаметр вставного конца равен внутреннему диаметру основной части длины. Соответствующие внутренние диаметры выполнены с возможностью предотвращения сужения потока промывочных текучих сред, проходящих через бурильную колонну.
Предпочтительно, внутренний диаметр основной части увеличивается на участке соединения с охватывающим концом. Увеличенный диаметр зоны замка является предпочтительным для обеспечения жесткости изгиба колонны, выдерживающей большие изгибающие моменты и внецентренные силы, действующие на колонну. Также такая конфигурация обеспечивает требуемую жесткость зоны замка без ущерба для эффективной передачи ударной волны между соединенными элементами бурильной колонны.
Если необходимо, представленная бурильная колонна и устройство резьбового замка являются подходящими конфигураций замка как для ‘контакта с заплечиком’, так и для ‘контакта с дном’. Понятно, что термин ‘контакт с заплечиком’ относится к конфигурация в которой резьбовой вставной конец завершается на своей аксиально самой дальней от торца зоне радиально выступающим заплечиком, который выполнен с возможностью упираться в аксиально самую дальнюю зону охватывающего конца соседнего элемента бурильной колонны. Термин ‘контакт с дном’ относится замку, в котором самая дальняя зона вставного конца упирается в аксиально самый дальний внутренний конец охватывающей муфты.
Если необходимо, бурильная штанга может содержать заплечик, выступающий радиально от одного конца основной части в зоне вставного конца при этом наружный диаметр заплечика больше чем наружный диаметр основной части.
Вставной конец может содержать не имеющий резьбы хвостовик, установленный аксиально между основной частью и зоной вставного конца, содержащей резьбу.
Аксиальная длина не имеющего резьбы хвостовика по существу может быть равна аксиальной длине, по которой резьба проходит вдоль вставного конца.
Согласно второму аспекту настоящего изобретения предложен резьбовой замок для соединения элементов бурильной колонны для создания бурильной колонны для ударно-поворотного бурения, содержащий: вставной конец имеющий некоторую аксиальную длину и наружный диаметр; полый охватывающий конец имеющий некоторую аксиальную длину и наружный диаметр, наружный диаметр охватывающего конца больше наружного диаметра вставного конца; вставной и охватывающий концы имеют соответствующие резьбы для обеспечения крепления вставного конца внутри охватывающего конца, при этом по меньшей мере часть аксиальной длины вставного и охватывающего концов перекрываются аксиально для образования замка; наружный диаметр охватывающего конца больше наружного диаметра основной части, и наружный диаметр вставного конца содержит наружный диаметр, который приблизительно равен наружному диаметру основной части; отличающийся тем, что: аксиальная длина перекрывания меньше наружного диаметра охватывающего конца.
Краткое описание чертежей
Конкретная реализация настоящего изобретения описана ниже только в качестве примера и со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых показано следующее.
На фиг.1 показан внешний вид бурильной колонны, составленной из множества удлиненных бурильных штанг соединенных торец к торцу, благодаря введенным во взаимодействие вставной и охватывающей части резьбовых замков согласно конкретной реализации настоящего изобретения.
На фиг.2 показано сечение вставной и охватывающей части замка бурильной колонны фиг.1.
На фиг.3 показан график энергии падающей ударной волны на замке и энергии, передаваемой через замок, демонстрирующий кпд передачи настоящего изобретения в сравнении с бурильной колонной, имеющей обычный резьбовые замки.
На фиг.4 показан график кпд передачи энергии через бурильную колонну с замками отличающихся конфигураций.
Подробное описание предпочтительного
варианта осуществления изобретения
Понятно, что волна напряжения или ударная волна, которая передается через бурильную колонну от начального ударного поршня содержит в общем профиль прямоугольной формы, имеющий длину волны, равную приблизительно удвоенной длине поршня, и амплитуду волны, которая зависит от скорости поршня при ударе и соотношения между площадью сечения поршня и бурильной штанги. Обычно, ударная волна теряет значительный процент своей энергии, когда передается через зону замка бурильной колонны. Дополнительно, точно установлено, что разности площади сечения между резьбовыми вставными и охватывающими частями замков вносят вклад в рассогласование импеданса в бурильной системе.
Однако, представленное изобретение предлагает замок с высоким кпд передачи энергии, который минимизирует длину рассогласования импеданса, минимизируя аксиальную длину зоны перекрывания между резьбовыми вставным и охватывающим концами штанг бурильной колонны в замке.
Как показано на фиг.1, бурильная колонна содержит множество соединенных между собой штанг 100 бурильной колонны. Каждая штанга 100 содержит часть 101 основной длины с первым концом 105 и вторым концом 106. Наружный диаметр части 101 основной длины увеличивается на каждом конце 105, 106 для образования радиально расширяющейся в форме раструба замковой концевой зоны 103, 104 соответственно. Часть каждого замкового конца 103, 104 содержит резьбовой участок для обеспечения сцепления концов 103, 104 друг с другом и образования надежного резьбового замка 102 для соединения друг с другом множества штанг 100, образующих бурильную колонну.
На фиг.2 показана зона 102 замка фиг.1 более подробно. В частности, вставной конец 103 выступает аксиально от конца 106 основной части. Кольцевой заплечик 203 выступает радиально от конца 106 так, что диаметр наружной поверхности 202 заплечика 203 больше диаметра основной части 101 на наружной поверхности 219. Радиально самая удаленная от осевой линии зона заплечика 203 граничит на первой стороне с вогнутой сужающейся поверхностью 220 и на второй стороне с кольцевой упорной поверхностью 201, выставленной перпендикулярно продольной оси 221, проходящей через штанги 100. Вставной конец 103 содержит хвостовик 204, выставленный по существу параллельно оси 221 и имеющий наружную поверхность 215, выставленную по существу параллельно оси 221. Хвостовик 204 завершается в своей дальней концевой зоне резьбовой частью, указанной в общем позицией 205. В частности, часть 205 соответствует приблизительно по форме и конфигурации хвостовику 204, но содержит обращенную наружу резьбу проходящую аксиально между кольцевой концевой поверхностью 208 (вставной замковой части 103) и хвостовиком 204. Согласно конкретному варианту реализации, резьба образована из двух винтов имеющих 1,5 витка между хвостовиком 204 и концевой поверхностью 208. Наружная форма профиля резьбовой части 205 поэтому содержит ряд гребней 206 и канавок 207, если смотреть на вставной конец снаружи с одной стороны, например. Согласно конкретному варианту реализации наружный диаметр резьбовой части 205, соответствующий аксиальному и радиальному положению вершины каждого гребня 206, является приблизительно равным наружному диаметру части 101 основной длины. Дополнительно, наружный диаметр поверхности 215 хвостовика приблизительно равен наружному диаметру аксиальной и радиальной позиции, соответствующей каждому гребню 206. Вставной конец 103 является полым, содержащим внутреннюю поверхность 209, которая выставлена параллельно или коаксиально с внутренней поверхностью 210 части 101 основной длины.
Охватывающий конец 104 содержит в общем полую конфигурацию в виде муфты, которая в общем расширяется радиально наружу относительно части 101 основной длины и соединяется с частью 101 радиально сужающейся зоной 217. Муфта 104 содержит наружную поверхность 218 и соответствующую внутреннюю поверхность 216. Аксиально самая дальняя концевая зона 211 муфты 104 содержит внутреннюю поверхность 216, выставленную по существу параллельно оси 221. Резьбовая зона 212 расположена аксиально между самой дальней концевой зоной 211 и расширяющейся зоной 217 и содержит резьбу, выполненную на внутренней поверхности 216. Для соответствия резьбе вставного конца 103 резьба охватывающего конца 104 также содержит 1,5 полных витка винта, образующих проходящий по спирали гребень 213 и канавку 214, где гребень 213 выступает радиально внутрь в направлении к канавкам 207 вставного конца 103.
Вставной конец 103 является полностью сцепленным в конфигурации в виде муфты охватывающего конца 104, когда самая дальняя кольцевая поверхность 200 концевой зоны 211 упирается в кольцевую упорную поверхность 201 на стороне заплечика 203. Представленный вариант реализации здесь описан в качестве примера со ссылкой на конфигурацию ‘контакта с заплечиком’. Однако понятно, что настоящее изобретение можно равноценно реализовать в конфигурации ‘контакта с дном’ в которой поверхность 208 вставного конца должна упираться во взаимодействующую с ней упорную поверхность, созданную на части расширяющейся в виде раструба зоны 217. Как указано, представленное изобретение содержит зону 102 замка, которая оптимизирована для минимизации длины любого рассогласования импеданса между соединенными штангами 100. То есть, длина L, которая представляет собой аксиальную длину перекрывания между вставным концом 103 и охватывающим концом 104 поддерживается минимальной без ущерба для прочности замка и функциональных возможностей бурильной колонны выдерживать напряжения и концентрации напряжений в зоне 102 замка, являющиеся результатом растягивающих и изгибающих сил. В частности, вставной и охватывающий концы 103, 104 оптимизированы так, что аксиальная длина L, соответствующая аксиальному расстоянию между поверхностью 208 вставного конца и поверхностью 200 охватывающего конца, меньше наружного диаметра D охватывающей муфты 104, соответствующей наружной поверхности 218. Дополнительно, аксиальная длина участка конца трубы, заходящего в раструб другой трубы, содержащая объединенные аксиальную длину хвостовика 204 и резьбовой части 205, меньше наружного диаметра D муфты 104. Такая конфигурация минимизирует массу вставного конца 103 и соответственно растягивающее напряжение, создаваемое на стыке между концом 103 и заплечиком 203, что в отсутствие указанного должно привести к отрыву хвостовика 204 от упорной поверхности 201. Представленный замок таким образом выполнен с возможностью выдерживать значительно более высокие падающие ударные волны сжатия, получаемые при более высоких амплитудах динамической нагрузки.
Согласно дополнительным конкретным вариантам реализации каждая из резьбовых частей 205, 212 может содержать одиночный винт, имеющий от двух до четырех полных витков винта, проходящий вдоль всей аксиальной длины резьбовых частей 205, 212.
Для иллюстрации эффективности представленного изобретения для минимизации рассогласования импеданса и соответственно уменьшения потери энергии через многочисленные зоны 102 замков, проводилось сравнение между замком 102 представленного изобретения и обычным замком в котором перекрываемое расстояние L было больше. В частности, и согласно конкретному варианту реализации, оба набора штанг состояли из штанг полной длиной 3 м, имеющих часть 101 основной длины с наружным диаметром 110 мм и внутренним диаметром 80 мм. Наружный диаметр D каждой вставной части 104 замка составлял 140 мм. Аксиальная длина вставного конца 103 трубы, заходящего в раструб другой трубы (включает в себя хвостовик 204 и резьбовую часть 205) составляла 125 мм. Соответствующая аксиальная длина обычного тестируемого вставного конца трубы, заходящего в раструб другой трубы, составляла 190 мм соответствуя расстоянию L фиг.2. Соответственно, зона ‘перекрывания’ штанг двух типов представлена расстоянием L фиг.2.
Затем предприняли имитацию передачи энергии с применением LS-DYNA mpp R6.1.1 rev. 78769 с нормальной точностью и компилированное для Linux CentOS 5.3.1. Вычисления проводили, применяя 12 Xenon64 CPUs. Встроенные функциональные средства применяли для вычисления энергии упругой деформации и кинетической энергии. Данные энергии затем суммировали для получения полной энергии ударной волны, генерируемой начальным ударом поршня по зоне в части 101 основной длины, представляющем входящую энергию вместе с передаваемой через бурильную колонну энергией, после прохода через одну зону 102 замка. Результаты имитации показаны на фиг. 3 где позиция 300 соответствует входящей энергии через часть 101. Профиль передачи энергии для представленного изобретения показан позицией 301 и кпд передачи энергии обычного замка с более длинной зоной L перекрывания показан позицией 302. Как должно быть отмечено, кпд энергии передачи обычного замка составляет приблизительно 96%. В отличие от этого, кпд передачи энергии представленного изобретения составляет 98%. На фиг.4 показан суммарный эффект воздействия последовательных зон 102 замков на итоговый кпд передачи энергии. В частности, на фиг.4 показана кпд системы для четырех отличающихся конфигураций замков, в которых расстояние L является различным, соответствующим системе 400 с кпд 99,5%; 401 с кпд 99%; 402 с кпд 98% (представленное изобретение) и 403 с кпд 96% (имитированный замок существующей техники, подробно описано выше). Понятно, что при проходе через сорок замков обеспечивается увеличение кпд передачи энергия близкое к 30%.
Claims (24)
1.Бурильная колонна для ударно-поворотного бурения, содержащая:
первую удлиненную штангу (100) ударно-поворотного бурения бурильной колонны, имеющую основную часть (101) и вставной конец (103);
вторую удлиненную штангу (100) ударно-поворотного бурения бурильной колонны, имеющую основную часть (101) и охватывающий конец (104);
вставной и охватывающий концы (103) и (104) имеют соответствующие резьбы для ударно-поворотного бурения и обеспечения крепления вставного конца (103) внутри охватывающего конца (104) так, что аксиальная длина (L) вставного и охватывающего концов (103) и (104) перекрываются аксиально для образования зоны (102) замка ;
отличающаяся тем, что аксиальная длина (L) перекрывания между вставным (103) и охватывающим (104) концами в зоне (102) замка меньше наружного диаметра (D) охватывающего конца (104).
2. Бурильная колонна по п. 1, в которой соответствующие резьбы являются винтовыми резьбами, и вставной и/или охватывающий концы (103) и (104) содержат от двух до четырех полных витков винтовой резьбы.
3. Бурильная колонна по п. 1 или 2, в которой вставной конец (103) содержит аксиальную длину от 100 до 150 мм.
4. Бурильная колонна по п. 3, в которой вставной конец (103) содержит аксиальную длину в диапазоне 110-140 мм.
5. Бурильная колонна по п. 3, в которой вставной конец (103) содержит аксиальную длину в диапазоне 120-130 мм.
6. Бурильная колонна по п. 1, в которой толщина стенки охватывающего конца (104) больше толщины стенки вставного конца (103) на участке перекрывания.
7. Бурильная колонна по п.1, в которой продольное выставление соответствующих резьб вставного и охватывающего концов (103) и (104) является по существу параллельным продольной оси (221) первого и второго элементов (101), при этом выставление перекрывания является, по существу, параллельным продольной оси (221).
8. Бурильная колонна по п. 1, в которой вставной конец (103) является полым, и внутренний диаметр вставного конца (103) равен внутреннему диаметру основной части (101).
9. Бурильная колонна по п. 1, в которой внутренний диаметр основной части (101) увеличивается на участке соединения с охватывающим концом (104).
10. Бурильная колонна по п. 9, в которой наружный диаметр полого охватывающего конца (104) больше, чем наружный диаметр основной части (101).
11. Бурильная колонна по п. 1, дополнительно содержащая заплечик (203), выступающий радиально от одного конца (106) основной части (101) в зоне вставного конца (103), при этом наружный диаметр заплечика (203) больше наружного диаметра основной части (101).
12. Бурильная колонна по п. 1, в которой вставной конец (103) содержит не имеющий резьбы хвостовик (204), установленный аксиально между основной частью (101) и зоной (205) вставного конца (103), содержащей резьбу.
13. Бурильная колонна по п. 12, в которой аксиальная длина не имеющего резьбы хвостовика (204) по существу равна аксиальной длине (205), по которой резьба проходит вдоль вставного конца (103).
14. Бурильная колонна по п. 13, в которой наружный диаметр не имеющего резьбы хвостовика (204) по существу равен наружному диаметру основной части (101).
15. Резьбовой замок (102) для соединения штанг (100) ударно-поворотного бурения для создания колонны ударно-поворотного бурения, содержащий:
вставной конец (103), имеющий аксиальную длину и наружный диаметр;
полый охватывающий конец (104), имеющий аксиальную длину и наружный диаметр (D), причем наружный диаметр (D) охватывающего конца (104) больше наружного диаметра вставного конца (103); при этом
вставной и охватывающий концы (103) и (104) имеют соответствующие резьбы для ударно-поворотного бурения и обеспечения крепления вставного конца (103) внутри охватывающего конца (104) так, что по меньшей мере часть аксиальной длины (L) вставного и охватывающего концов (103) и (104) перекрываются аксиально для образования замка (102);
отличающийся тем, что
аксиальная длина (L) перекрывания между вставным (103) и охватывающим (104) концами в замке (102) меньше наружного диаметра (D) охватывающего конца (104).
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP13183533.2 | 2013-09-09 | ||
| EP13183533.2A EP2845993B1 (en) | 2013-09-09 | 2013-09-09 | Energy transmission efficient percussive drill string coupling |
| PCT/EP2014/067979 WO2015032642A2 (en) | 2013-09-09 | 2014-08-25 | Energy transmission efficient drill string coupling |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016113358A RU2016113358A (ru) | 2017-10-16 |
| RU2667552C2 true RU2667552C2 (ru) | 2018-09-21 |
Family
ID=49150787
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016113358A RU2667552C2 (ru) | 2013-09-09 | 2014-08-25 | Замок для труб бурильной колонны с высоким кпд передачи энергии |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10190372B2 (ru) |
| EP (1) | EP2845993B1 (ru) |
| KR (1) | KR20160051825A (ru) |
| CN (1) | CN105637168B (ru) |
| AU (1) | AU2014317321B2 (ru) |
| CA (1) | CA2922454A1 (ru) |
| CL (1) | CL2016000520A1 (ru) |
| MX (1) | MX371081B (ru) |
| PE (1) | PE20160334A1 (ru) |
| PL (1) | PL2845993T3 (ru) |
| RU (1) | RU2667552C2 (ru) |
| WO (1) | WO2015032642A2 (ru) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP3095954B1 (en) | 2015-05-22 | 2024-05-15 | Sandvik Intellectual Property AB | Drill rod or adaptor with strengthened spigot coupling |
| US20180100356A1 (en) * | 2016-10-10 | 2018-04-12 | Padley & Venables Limited | Drill Rod |
| CN107504088A (zh) * | 2017-09-28 | 2017-12-22 | 江苏唯侓机器人科技有限公司 | 一种耐磨损联轴器 |
| CN110630644A (zh) * | 2018-06-22 | 2019-12-31 | 益航电子股份有限公司 | 传动轴 |
| PL3663506T3 (pl) * | 2018-12-03 | 2023-03-13 | Sandvik Mining And Construction G.M.B.H. | Przewód wiertniczy, połączenie gwintowe i łącznik żerdzi do wiercenia obrotowego |
| PL3712374T3 (pl) * | 2019-03-18 | 2023-01-16 | Sandvik Mining And Construction Tools Ab | Żerdź przewodu wiertniczego |
| EP3819458B1 (en) * | 2019-11-08 | 2022-10-19 | Sandvik Mining and Construction Tools AB | Strengthened percussive drill string female coupling |
| WO2023144377A1 (en) | 2022-01-31 | 2023-08-03 | Sandvik Mining And Construction Tools Ab | Drilling component |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3067593A (en) * | 1960-08-29 | 1962-12-11 | American Iron & Machine Works | Integral tool joint drill pipe |
| US3537738A (en) * | 1968-04-15 | 1970-11-03 | Sandvikens Jernverks Ab | Drill rod for long hole drilling in the ground |
| SU1574786A1 (ru) * | 1987-06-29 | 1990-06-30 | Институт горного дела им.А.А.Скочинского | Замковое соединение штанг бурового става |
| US6164392A (en) * | 1999-04-26 | 2000-12-26 | Sandvik Ab | Percussive drilling apparatus |
| US6212763B1 (en) * | 1999-06-29 | 2001-04-10 | Frederic M. Newman | Torque-turn system for a three-element sucker rod joint |
| US6485061B1 (en) * | 1996-05-07 | 2002-11-26 | Frank's Casing Crew And Rental Tools, Inc. | Threaded tool joint for connecting large diameter tubulars |
| RU2247219C2 (ru) * | 2000-03-02 | 2005-02-27 | САНДВИК АБ (пабл) | Резьбовое соединение и элемент инструмента для бурения |
| RU2398091C2 (ru) * | 2007-11-16 | 2010-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Пермское конструкторско-технологическое бюро технического проектирования и организации производства" | Полая насосная штанга |
Family Cites Families (27)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US201082A (en) * | 1878-03-12 | Improvement in joints for oil-well tools | ||
| US1394791A (en) * | 1920-07-21 | 1921-10-25 | James P Markham Jr | Pipe-coupling |
| US1515617A (en) * | 1922-09-29 | 1924-11-18 | Clarence D Reynolds | Tool joint |
| US1714818A (en) * | 1925-10-07 | 1929-05-28 | Earl A Reed | Hydraulic rotary drill stem |
| US1589781A (en) * | 1925-11-09 | 1926-06-22 | Joseph M Anderson | Rotary tool joint |
| US1637628A (en) * | 1926-11-15 | 1927-08-02 | Edwin C Weisgerber | Tool joint |
| US1918443A (en) * | 1930-07-11 | 1933-07-18 | Lawrence F Baash | Tool joint |
| US2205697A (en) * | 1938-05-06 | 1940-06-25 | Charles C Scharpenberg | Tool joint for well drilling |
| US3080179A (en) * | 1959-10-06 | 1963-03-05 | Huntsinger Associates | Slip engaging portion of drill string formed of increased wall thickness and reduced hardness |
| US3401371A (en) * | 1966-04-27 | 1968-09-10 | Columbia Products Co | Ferrule for connecting antennae together |
| US3773359A (en) * | 1971-06-24 | 1973-11-20 | Smith International | Intermediate drill stem |
| SU574786A1 (ru) | 1976-06-01 | 1977-09-30 | Харьковское производственное объединение "Радиореле" | Электромагнитное реле и способ его сборки |
| US4509777A (en) * | 1982-11-01 | 1985-04-09 | Dril-Quip Inc. | Weld-on casing connector |
| US4506432A (en) * | 1983-10-03 | 1985-03-26 | Hughes Tool Company | Method of connecting joints of drill pipe |
| US4998831A (en) * | 1987-07-15 | 1991-03-12 | Proni Creations Inc. | Force concentrating unitary fitting |
| US5785357A (en) * | 1995-09-22 | 1998-07-28 | Utd, Inc. | Locking joint |
| US6108268A (en) * | 1998-01-12 | 2000-08-22 | The Regents Of The University Of California | Impedance matched joined drill pipe for improved acoustic transmission |
| CA2370176C (en) * | 1999-04-30 | 2009-06-09 | Richard W. Delange | Threaded connection with high compressive rating |
| AU4522501A (en) * | 1999-12-10 | 2001-06-18 | Ingersoll-Rand Company | Drill rod having selectively hardened sections |
| FR2833335B1 (fr) * | 2001-12-07 | 2007-05-18 | Vallourec Mannesmann Oil & Gas | Joint filete tubulaire superieur contenant au moins un element filete avec levre d'extremite |
| SE520077C2 (sv) * | 2002-06-27 | 2003-05-20 | Sandvik Ab | Handel, borrkrona och gängförband för slående bergborrning |
| SE524322C2 (sv) * | 2002-09-24 | 2004-07-27 | Sandvik Ab | Borrstång och metod för att tillverka denna |
| US7178391B2 (en) | 2002-10-31 | 2007-02-20 | Battelle Energy Alliance, Llc | Insertion tube methods and apparatus |
| FR2868146B1 (fr) * | 2004-03-26 | 2009-01-23 | Vallourec Mannesmann Oil Gas F | Joint filete tubulaire resistant aux contraintes de flexion |
| CN201301670Y (zh) * | 2008-04-23 | 2009-09-02 | 长年Tm公司 | 双钢冲击钻杆 |
| US8678447B2 (en) * | 2009-06-04 | 2014-03-25 | National Oilwell Varco, L.P. | Drill pipe system |
| US8757671B2 (en) * | 2011-12-02 | 2014-06-24 | Vetco Gray Inc. | Slide actuating tubular connector |
-
2013
- 2013-09-09 EP EP13183533.2A patent/EP2845993B1/en not_active Not-in-force
- 2013-09-09 PL PL13183533T patent/PL2845993T3/pl unknown
-
2014
- 2014-08-25 CA CA2922454A patent/CA2922454A1/en not_active Abandoned
- 2014-08-25 CN CN201480049781.1A patent/CN105637168B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2014-08-25 RU RU2016113358A patent/RU2667552C2/ru active
- 2014-08-25 AU AU2014317321A patent/AU2014317321B2/en not_active Ceased
- 2014-08-25 MX MX2016003021A patent/MX371081B/es active IP Right Grant
- 2014-08-25 KR KR1020167008301A patent/KR20160051825A/ko not_active Application Discontinuation
- 2014-08-25 WO PCT/EP2014/067979 patent/WO2015032642A2/en active Application Filing
- 2014-08-25 US US14/916,774 patent/US10190372B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2014-08-25 PE PE2016000306A patent/PE20160334A1/es active IP Right Grant
-
2016
- 2016-03-07 CL CL2016000520A patent/CL2016000520A1/es unknown
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3067593A (en) * | 1960-08-29 | 1962-12-11 | American Iron & Machine Works | Integral tool joint drill pipe |
| US3537738A (en) * | 1968-04-15 | 1970-11-03 | Sandvikens Jernverks Ab | Drill rod for long hole drilling in the ground |
| SU1574786A1 (ru) * | 1987-06-29 | 1990-06-30 | Институт горного дела им.А.А.Скочинского | Замковое соединение штанг бурового става |
| US6485061B1 (en) * | 1996-05-07 | 2002-11-26 | Frank's Casing Crew And Rental Tools, Inc. | Threaded tool joint for connecting large diameter tubulars |
| US6164392A (en) * | 1999-04-26 | 2000-12-26 | Sandvik Ab | Percussive drilling apparatus |
| US6212763B1 (en) * | 1999-06-29 | 2001-04-10 | Frederic M. Newman | Torque-turn system for a three-element sucker rod joint |
| RU2247219C2 (ru) * | 2000-03-02 | 2005-02-27 | САНДВИК АБ (пабл) | Резьбовое соединение и элемент инструмента для бурения |
| RU2398091C2 (ru) * | 2007-11-16 | 2010-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Пермское конструкторско-технологическое бюро технического проектирования и организации производства" | Полая насосная штанга |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2015032642A3 (en) | 2015-10-08 |
| CN105637168A (zh) | 2016-06-01 |
| EP2845993B1 (en) | 2018-01-10 |
| AU2014317321B2 (en) | 2018-01-18 |
| CL2016000520A1 (es) | 2016-09-23 |
| EP2845993A1 (en) | 2015-03-11 |
| AU2014317321A1 (en) | 2016-03-10 |
| CN105637168B (zh) | 2019-04-09 |
| CA2922454A1 (en) | 2015-03-12 |
| RU2016113358A (ru) | 2017-10-16 |
| MX2016003021A (es) | 2016-06-10 |
| US20160222737A1 (en) | 2016-08-04 |
| KR20160051825A (ko) | 2016-05-11 |
| WO2015032642A2 (en) | 2015-03-12 |
| US10190372B2 (en) | 2019-01-29 |
| MX371081B (es) | 2020-01-16 |
| PL2845993T3 (pl) | 2018-07-31 |
| PE20160334A1 (es) | 2016-05-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2667552C2 (ru) | Замок для труб бурильной колонны с высоким кпд передачи энергии | |
| CA2289097C (en) | Ultra high torque double shoulder tool joint | |
| US10767422B2 (en) | Pipe joint having coupled adapter | |
| JP3210021B2 (ja) | 非ダブテール型かみ合いクサビ状ネジ山を有する管連結部 | |
| EP0897504B1 (en) | Threaded tool joint with dual mating shoulders | |
| EA027230B1 (ru) | Соединение с конусными шлицами для бурильной трубы, обсадной трубы и насосно-компрессорной трубы | |
| RU2666801C2 (ru) | Бурильная колонна со стойким к изгибу замком | |
| US20080230218A1 (en) | Segmented Sleeve on a Downhole Tool String Component | |
| NO327967B1 (no) | Låsearrangement for en gjenget kopling samt fremgangsmåte ved bruk av samme | |
| EP3194703B1 (en) | Fatigue resistant thread profile with combined curve rounding | |
| SE516651C2 (sv) | Gängförband för slående borrning, en handel och en hondel | |
| GB2553997A (en) | Running tool lock mechanism | |
| US20100018699A1 (en) | Low Stress Threadform with a Non-conic Section Curve | |
| US20060016590A1 (en) | Downhole Component with A Pressure Equalization Passageway | |
| US11204115B2 (en) | Threaded connections for tubular members | |
| RU2347886C2 (ru) | Замковое соединение шнеков | |
| RU2535592C2 (ru) | Комплект для получения резьбового соединения, способ свинчивания и раскрепления указанного соединения, и применение указанного соединения в водоотделяющей колонне | |
| GB2327247A (en) | Threaded coupling for transferring torque | |
| AU2014317268B2 (en) | Shock wave modification in percussion drilling apparatus and method | |
| RU2726758C1 (ru) | Утяжеленная бурильная труба с двухупорным замковым резьбовым соединением | |
| RU2508491C1 (ru) | Резьбовое соединение бурильных труб | |
| RU2508491C9 (ru) | Резьбовое соединение бурильных труб | |
| RU2149976C1 (ru) | Соединение обсадных и бурильных труб | |
| AU2003250653A1 (en) | Welded joints for rotary-vibratory drills having reduced stress | |
| SE528777C2 (sv) | Hangängade och hongängade borrkomponenter och ett gängförband utformat därmed |