RU2728105C1 - Threaded locking conical connection of drilling pipes and method of increasing its carrying capacity and service life - Google Patents
Threaded locking conical connection of drilling pipes and method of increasing its carrying capacity and service life Download PDFInfo
- Publication number
- RU2728105C1 RU2728105C1 RU2019141356A RU2019141356A RU2728105C1 RU 2728105 C1 RU2728105 C1 RU 2728105C1 RU 2019141356 A RU2019141356 A RU 2019141356A RU 2019141356 A RU2019141356 A RU 2019141356A RU 2728105 C1 RU2728105 C1 RU 2728105C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- nipple
- threaded
- coupling
- conical
- extension
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/04—Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
- E21B17/042—Threaded
Abstract
Description
Предлагаемое техническое решение на резьбовое замковое коническое соединение бурильных труб и способ увеличения его несущей способности, и ресурса работы объединены общим изобретательским замыслом, и относится к изделиям нефтяного машиностроения. Оно может быть использовано при бурении глубоких нефтяных и газовых скважин, в том числе с горизонтальными участками их стволов. Известно, что резьбовое замковое коническое соединение для бурильных труб разработано и используется в нефтяной промышленности уже девяносто лет и продолжает модернизироваться до настоящего времени. Это связано с общим развитием нефтяного машиностроения и усложнением задач, возникающих при строительстве нефтяных и газовых скважин. За последние годы отечественные Государственные стандарты на резьбовые замковые соединения перерабатывались несколько раз. Например, ГОСТ 5286-(53)75 [1]; ГОСТ 28487-90 [2]; ГОСТ Р 50864-96 [3]. ГОСТ 34438.2-18 [4]. С 2020 года вводится в действие ГОСТ 28487-2018 [5] «Соединения резьбовые упорные с замковой резьбой элементов бурильной колонны. Общие технические требования».The proposed technical solution for a threaded joint conical connection of drill pipes and a method for increasing its bearing capacity and service life are united by a common inventive concept, and relates to petroleum engineering products. It can be used when drilling deep oil and gas wells, including those with horizontal sections of their wellbores. It is known that the drill pipe tool joint has been developed and used in the oil industry for ninety years and continues to be modernized to this day. This is due to the general development of petroleum engineering and the complication of tasks arising in the construction of oil and gas wells. In recent years, domestic State standards for threaded tool joints have been revised several times. For example, GOST 5286- (53) 75 [1]; GOST 28487-90 [2]; GOST R 50864-96 [3]. GOST 34438.2-18 [4]. Since 2020, GOST 28487-2018 [5] “Threaded thrust connections with tool-joint thread of drill string elements. General technical requirements ".
Резьбовые замковые конические соединения бурильных труб должны выполнять целый ряд важных функций, которые направлены на: - быстрое и надежное соединение (свинчивание) труб между собой; - возможность при высоких значениях осевых растягивающих и сжимающих нагрузок передавать расчетные крутящие моменты бурильным трубам и породоразрушающему инструменту; - обеспечение надежной герметизации труб при высоком давлении промывочной жидкости. В практике работ по проводке глубоких скважин считается, что наиболее уязвимым узлом в компоновке бурильной колонны продолжают оставаться резьбовые замковые соединения. Они воспринимает сложные знакопеременные изгибающие и растягивающие нагрузки и имеет тенденцию (при многократных актах свинчивания и развинчивания труб) к изнашиванию профиля резьбы, с потерей герметизирующей способности и механической прочности, с ростом риска их расчленения и аварии. В этой связи задача по увеличению показателей несущей способности, снижению риска аварийности и ресурса работы резьбового замкового соединения при сложных циклических нагрузках, является актуальной и подлежит рассмотрению, с учетом разрабатываемых инновационных технических и технологических решений.Threaded joint conical joints of drill pipes must perform a number of important functions, which are aimed at: - fast and reliable connection (screwing) of pipes to each other; - the ability, at high values of axial tensile and compressive loads, to transmit the calculated torques to drill pipes and rock cutting tools; - ensuring reliable sealing of pipes at high pressure of the flushing fluid. In the practice of drilling deep wells, it is believed that threaded tool joints remain the most vulnerable node in the drill string assembly. They perceive complex alternating bending and tensile loads and have a tendency (with repeated acts of screwing and unscrewing pipes) to wear of the thread profile, with a loss of sealing ability and mechanical strength, with an increase in the risk of their dismemberment and accident. In this regard, the task of increasing the bearing capacity indicators, reducing the risk of accidents and the service life of the threaded lock joint under complex cyclic loads is relevant and should be considered, taking into account the developed innovative technical and technological solutions.
Известны резьбы конические замковые по ГОСТ 28487-90 [2] «Резьба коническая замковая для элементов бурильных колонн» и по ГОСТ Р 50864-96 [3], в которых приведены технические требования к профилю и размерам резьбы, и требования для замковых резьбовых соединений. В настоящее время по приведенным выше стандартам выпускают большую часть отечественных бурильных труб, оснащенных замковыми резьбовыми соединениями, наружный диаметр которых распространяется на замки диаметром от 35 до 279 мм. Основные технические требования стандарта ГОСТ Р 50864-96 совпадают с требованиям стандарта API 7 (American Petroleum Institute, США). По вышеуказанным ГОСТам регламентированы конусности резьбовых замковых соединений с соотношением 1:4 и 1:6; а также шаг резьб треугольного профиля: - 5 или 6 ниток на длине 25,4 мм (дюйм). Недостатком известных технических решений заключается в глобальном отставании изделий отечественного нефтяного машиностроения от метрической системы измерений, в том числе и по резьбовым соединениям, от «засилья» иностранных стандартов с дюймовой системой измерения. Это, в конечном итоге, тормозит разработку и использование отечественных инновационных технологий, направленных на создание резьбового конического соединения с улучшенными эксплуатационными характеристиками, в частности, с увеличенным ресурсом работы и несущей способности в метрической системе измерений.Known conical locking threads according to GOST 28487-90 [2] "Conical locking threads for drill string elements" and according to GOST R 50864-96 [3], which provide technical requirements for the profile and size of threads, and requirements for locking threaded connections. Currently, according to the above standards, most of the domestic drill pipes are produced, equipped with threaded tool joints, the outer diameter of which extends to tool joints with a diameter of 35 to 279 mm. The main technical requirements of the GOST R 50864-96 standard coincide with the requirements of API 7 (American Petroleum Institute, USA). According to the above-mentioned GOSTs, the taper of threaded locking joints with a ratio of 1: 4 and 1: 6 is regulated; and also the pitch of the triangular profile threads: - 5 or 6 threads at a length of 25.4 mm (inch). The disadvantage of the known technical solutions is the global lag of products of the domestic oil engineering industry from the metric measurement system, including threaded connections, from the dominance of foreign standards with an inch measurement system. This ultimately hinders the development and use of domestic innovative technologies aimed at creating a threaded conical connection with improved performance characteristics, in particular, with an increased service life and bearing capacity in the metric system of measurements.
Известно техническое решение - «Герметичное резьбовое соединение нефтепромысловых труб», защищенное патентом RU 2310058 [6]. Это резьбовое соединение рекомендовано к применению в насосно-компрессорных и обсадных трубах с конусностью 1:16, что по техническим и технологическим причинам не может быть использовано для замковых соединениях бурильных труб, имеющих большую конусность (1:4 или 1:6). Известно резьбовое соединение для бурильных труб по патенту Франции SU №1131481 [7], в котором для повышения прочности соединения резьба выполнена со сбегом, заканчивающимся около упорных торцов элементов. Известно устройство для соединения бурильных труб по патенту RU №2354799 [8], от 18.04.2008, в котором на концах замковых ниппеля и муфты выполнены две храповые полумуфты для передачи осевого усилия. Эти технические решения усложняет изготовление и контроль резьбового соединения и не способствует увеличению ресурса его работы. Известно герметичное резьбовое соединение нефтепромысловых труб RU №2297512 [9], опубликованное 20.04.2007 Бюл. №11. Однако, в связи с малой конусностью конической резьбы (1:16) у рассматриваемого резьбового соединения, а также отсутствие торцовых поверхностей у основания большого конуса, исключает его применение в качестве замкового резьбового соединения для бурильных труб.Known technical solution - "Hermetic threaded connection of oil field pipes", protected by patent RU 2310058 [6]. This threaded joint is recommended for use in tubing and casing pipes with a taper of 1:16, which, for technical and technological reasons, cannot be used for tool joints of drill pipes with a large taper (1: 4 or 1: 6). Known threaded connection for drill pipes according to the French patent SU No. 1131481 [7], in which to increase the strength of the connection, the thread is made with a run, ending near the thrust ends of the elements. A device for connecting drill pipes is known according to RU patent No. 2354799 [8], dated April 18, 2008, in which two ratchet half-couplings are made at the ends of the lock nipple and the coupling to transmit the axial force. These technical solutions complicate the manufacture and control of a threaded connection and do not contribute to an increase in its service life. Known sealed threaded connection of oil field pipes RU No. 2297512 [9], published 20.04.2007 Bull. No. 11. However, due to the small taper of the tapered thread (1:16) of the threaded connection under consideration, as well as the absence of end surfaces at the base of the large cone, it excludes its use as a tool joint for drill pipes.
По результатам проведенных патентных исследований выявлено наиболее близкое техническое решение, раскрытое в [10, 11] - прототип. Недостатками выявленного прототипа являются повышенные требования к точности изготовления геометрических параметров резьбы и линейных размеров по опорным поверхностям ниппельной и муфтовой частей. Требование одновременного двухопорного напряженного контакта ниппельной и муфтовой частей требует их точной подгонки (±0,1 мм [11]) и не способствует, в полной мере, увеличению ресурса работы замковых соединений из-за ослабления и релаксации напряжений на опорных поверхностях при работе, а также затрудняет проведение ремонта резьбовых частей в случае их критического износа.According to the results of the conducted patent research, the closest technical solution disclosed in [10, 11] was revealed - a prototype. The disadvantages of the identified prototype are the increased requirements for the accuracy of manufacturing the geometric parameters of the thread and linear dimensions along the supporting surfaces of the nipple and coupling parts. The requirement for simultaneous two-bearing stressed contact of the pin and box parts requires their precise adjustment (± 0.1 mm [11]) and does not fully contribute to an increase in the service life of the tool joints due to the weakening and relaxation of stresses on the supporting surfaces during operation, and also makes it difficult to repair threaded parts in case of critical wear.
Задачей предлагаемого технического решения является увеличение ресурса работы резьбового замкового соединения бурильных труб и показателей несущей способности резьбового соединения в условиях проводки скважин со сложными пространственными параметрами. В том числе при проводке боковых стволов, горизонтальных и разветвленных стволов глубоких нефтяных и газовых скважин, при работах по их капитальному ремонту, а также повышения конкурентоспособности изделий (замковых резьбовых соединений) отечественного нефтегазового машиностроения. Проводка скважин, включающих интервалы с интенсивностью изменения стволов более 2° на 10 метров и использованием известных решений с резьбовыми замковыми соединениями бурильных труб, не обеспечивает, в полной мере, необходимый рост показателей бурения глубоких скважин.The task of the proposed technical solution is to increase the service life of the threaded tool joint of drill pipes and indicators of the bearing capacity of the threaded joint in the conditions of drilling wells with complex spatial parameters. Including when drilling sidetracks, horizontal and branched boreholes of deep oil and gas wells, during work on their overhaul, as well as increasing the competitiveness of products (lock threaded joints) of the domestic oil and gas engineering industry. Drilling wells, including intervals with a borehole change rate of more than 2 ° by 10 meters and using known solutions with threaded tool joints for drill pipes, does not fully ensure the required increase in deep well drilling rates.
Решение поставленной задачи достигается тем, что, полноразмерное резьбовая часть ниппеля типового замкового соединения по ГОСТ 28487 2018 [10] увеличена безрезьбовым коническим удлинителем. При этом линейный размер удлинителя находится в пределах от 0,55 до 0,65 длины его резьбовой части, а в муфтовой части замкового соединения, после окончания резьбовой типовой нарезки, предусмотрена внутренняя конусная расточка (поверхность), конгруэнтная с коническим удлинителем ниппельной части. Смыкаемые опорные поверхности ниппельной и муфтовой частей конструктивно выполнены с возможностью их поэтапного при свинчивании взаимодействия. Так, на этапе свинчивания резьбового соединения, за 30°-45° до положения «стоп» (предельное фиксированное положение элементов ниппеля и муфты при регламентированном крутящем моменте), в напряженный радиальный контакт вводят сначала коническую поверхность удлинителя ниппельной части, с конической поверхностью муфтовой части. Затем, на следующем этапе, при дальнейшем вращении ниппельной части относительно муфтовой части, создают напряженный охват (натяг) резьбовых частей ниппеля и муфты. А на завершающем этапе цикла свинчивания резьбового соединения, с созданием расчетного для каждого типоразмера резьбового соединения крутящего момента, смыкают торцевые поверхности ниппеля и муфты, обеспечивая натяг (напряжение) по их торцам. Согласно предлагаемому техническому решению торцовые части на ниппеле и муфте резьбового соединения выполняют с отрицательной конусностью. Значение параметра угла смыкания (А) в 2-3 раза выше угла трения сталь по стали. Это комплексное техническое решение направлено на выравнивание осевой нагрузки по виткам резьбы в сторону ее нормализации и устранения эффекта неравномерной нагрузки, доказанной профессором Н.Е. Жуковским в 1902 г. При этом сводится к минимуму влияние концентрации внутренних напряжений, возникающих при изгибающих нагрузках в зарезьбовых канавках ниппельной части, используемых в известных решениях, а также технических требованиях стандартного исполнения. В предлагаемом резьбовом коническом соединении, для бурильных труб и повышения герметизирующей способности предусмотрен вариант оснащения конического удлинителя канавкой, с размещенной в ней кольцом.The solution to this problem is achieved by the fact that the full-size threaded part of the nipple of a typical tool joint in accordance with GOST 28487 2018 [10] is increased by a threadless conical extension. In this case, the linear dimension of the extension is in the range from 0.55 to 0.65 of the length of its threaded part, and in the sleeve part of the tool joint, after the end of the threaded typical cutting, an internal conical bore (surface) is provided, congruent with the conical extension of the nipple part. The abutting support surfaces of the nipple and coupling parts are structurally made with the possibility of their step-by-step interaction during screwing. So, at the stage of screwing the threaded connection, 30 ° -45 ° before the "stop" position (the limiting fixed position of the nipple and coupling elements at a regulated torque), first the conical surface of the extension of the nipple part, with the conical surface of the coupling part, is introduced into the tense radial contact ... Then, at the next stage, with further rotation of the nipple part relative to the coupling part, a strained coverage (interference) of the threaded parts of the nipple and the coupling is created. And at the final stage of the screwing cycle of the threaded connection, with the creation of the calculated torque for each standard size of the threaded connection, the end surfaces of the nipple and the coupling are closed, providing an interference fit (tension) along their ends. According to the proposed technical solution, the end parts on the nipple and socket of the threaded connection are made with a negative taper. The value of the parameter of the angle of closing (A) is 2-3 times higher than the angle of friction between steel and steel. This complex technical solution is aimed at balancing the axial load along the threads in the direction of its normalization and eliminating the effect of uneven loading, proved by Professor N.E. Zhukovsky in 1902. At the same time, the effect of the concentration of internal stresses arising during bending loads in the threaded grooves of the nipple part used in the known solutions, as well as the technical requirements of the standard design, is minimized. In the proposed threaded conical connection, for drill pipes and increasing the sealing ability, an option is provided for equipping the conical extension with a groove with a ring placed in it.
Ожидаемый результат при использовании рассматриваемого технического предложения связан с возможностью передачи повышенного крутящего момента бурильным трубам и компоновке низа бурильного инструмента (КНБК) в условиях работы со знакопеременными изгибающими нагрузками в искривленных скважинах, повышения герметизирующей способности резьбового соединения и увеличения ресурса его работы.The expected result when using the considered technical proposal is associated with the possibility of transferring increased torque to the drill pipes and the bottom hole assembly (BHA) under conditions of operation with alternating bending loads in deviated wells, increasing the sealing capacity of the threaded joint and increasing its service life.
Резьбовое замковое коническое соединение бурильных труб по настоящему техническому предложению показано на прилагаемых к описанию фигурах (фиг. 1-7) и включает в себя следующие выделенные для понимания основные конструктивные элементы: на фиг. 1 показано резьбовое замковое коническое соединение бурильных труб в свинченном состоянии; на фиг. 2 показан фрагмент II параметров конического резьбового соединения; на фиг. 3 показана (фрагмент I, выделенный на фиг. 1) схема ниппельной части резьбового параметров конического резьбового соединения; на фиг. 4 показаны (фрагмент I выделенный на фиг. 1) параметры муфтовой части конического резьбового соединения; на фиг. 5 показана (фрагмент I, выделенный из фиг. 1) схема резьбового соединения, с визуализацией сил (реакции сил), действующих в элементах резьбового конического соединения после свинчивания с регламентируемым крутящим моментом; на фиг. 6 показаны (для визуализации) эпюры крутящих моментов от сил трения ниппельной части замка в муфтовой части на заключительном этапе свинчивания резьбового соединения; на фиг. 7 показаны (для визуализации) эпюры распределения осевой нагрузки для резьбовой части муфты после свинчивания с ниппелем.The threaded joint conical connection of drill pipes according to the present technical proposal is shown in the accompanying description of the figures (Fig. 1-7) and includes the following highlighted for understanding the main structural elements: Fig. 1 shows a threaded joint conical connection of drill pipes in a screwed state; in fig. 2 shows a fragment of II parameters of a conical threaded connection; in fig. 3 shows (fragment I, highlighted in Fig. 1) a diagram of the nipple part of the threaded parameters of the conical threaded connection; in fig. 4 shows (fragment I highlighted in Fig. 1) the parameters of the coupling part of the conical threaded connection; in fig. 5 shows (fragment I, extracted from Fig. 1) a diagram of a threaded connection, with visualization of forces (reaction of forces) acting in the elements of a threaded conical connection after make-up with a controlled torque; in fig. 6 shows (for visualization) diagrams of torques from the friction forces of the nipple part of the lock in the coupling part at the final stage of screwing the threaded joint; in fig. 7 shows (for visualization) diagrams of the axial load distribution for the threaded part of the coupling after make-up with the nipple.
Резьбовое замковое коническое соединение бурильных труб включает ниппельную 1 и муфтовую 2 части, соосно соединенных резьбой треугольного профиля (фрагмент II). Резьбовая часть ниппеля 1 снабжена безрезьбовым коническим удлинителем с уплотнительным кольцом 3 на его наружной поверхности, а муфтовая часть 2 имеет внутреннюю коническую расточку, конгруэнтную коническому удлинителю ниппеля 1. Ниппельная часть 1 имеет торцовую поверхность (Тн), а муфтовая часть имеет ответную торцовую поверхность (Тм), которые сомкнуты под углом 60°…75° к главной оси вращения.Threaded tool joint conical connection of drill pipes includes
Работа резьбового замкового соединения бурильных труб заключается в подготовительной операции к свинчиванию, при которой внутреннюю и наружную поверхности ниппельной 1 и муфтовой 2 частей очищают от загрязнений (песка, металлической стружки) струей воды или пара, а затем наносят консистентную антизадирную смазку. После совмещения ниппельной части трубы, как подвижного элемента, с неподвижно-закрепленной муфтовой частью трубы на устье скважины, механическим ключом производят свинчивание. Угловую скорость (ω) при свинчивании принимают ω=(3-6) с-1, с созданием регламентированного крутящего момента (Мкр), установленного для каждого типоразмера замкового соединения. При этом в секторе (β, фиг. 6) - за 30°-45° (за 0,5…0,8 мм до смыкания упорных торцов ниппеля и муфты) до положения «стоп» - (предельное фиксированное положение элементов ниппеля и муфты при регламентированном крутящем моменте) последовательно вводят сначала в напряженный (радиальный) контакт конические поверхности удлинителя ниппельной и муфтовой частей с реакцией от муфтовой части F2 (фиг. 5). Это техническое решение направлено, прежде всего, на противодействие влиянию негативных знакопеременных изгибающих моментов при работе резьбовых соединений в стволе скважин с интенсивным искривлением; а также для выравнивания осевой нагрузки по виткам узла резьбового соединения. При дальнейшем вращении ниппельной части 1 относительно муфтовой части 2, создают напряженный охват (натяг) резьбовых частей ниппеля и муфты (на фиг. 5 показана реакция R муфты 2), а на завершающей стадии цикла свинчивания резьбового соединения, с обеспечением расчетного для каждого типоразмера резьбового соединения крутящего момента Мкр (фиг. 6) смыкают торцевые поверхности ниппеля Тн и муфты Тм с торцевым натягом (напряжением - F1 фиг. 5).The work of a threaded tool joint of drill pipes consists in a preparatory operation for make-up, in which the inner and outer surfaces of the
В качестве примера реализации настоящего технического решения ниже в Таблице приведены размеры, сопоставимые по замковой резьбе с прототипом - З-86 по [10], [11].As an example of the implementation of this technical solution, the Table below shows the dimensions comparable in the locking thread with the prototype - Z-86 according to [10], [11].
Источники информации:Sources of information:
1. ГОСТ 5286-(53)75 «Замки для бурильных труб». Издательство стандартов. 1975;1. GOST 5286- (53) 75 "Locks for drill pipes". Publishing house of standards. 1975;
2. ГОСТ 28487-90 «Резьба коническая замковая для элементов бурильных колонн». Профиль, размеры. Профиль;2. GOST 28487-90 "Taper lock thread for drill string elements". Profile, dimensions. Profile;
3. ГОСТ Р 50864-96 «Резьба коническая замковая для элементов бурильных колонн». Профиль, размеры, технические требования».3. GOST R 50864-96 "Conical locking thread for drill string elements". Profile, dimensions, technical requirements ".
4. ГОСТ 34438.2-2018 «Трубы бурильные и другие элементы бурильных колонн в нефтяной и газовой промышленности». Основные параметры и контроль резьбовых соединений. Основные технические требования.4. GOST 34438.2-2018 "Drill pipes and other elements of drill strings in the oil and gas industry." Basic parameters and control of threaded connections. Basic technical requirements.
5. ГОСТ 28487-2018 «Соединения резьбовые упорные с замковой резьбой элементов бурильной колонны». Общие технические требования.5. GOST 28487-2018 "Threaded connections with tool joint for drill string elements". General technical requirements.
6. Патент RU 2310058. Герметичное резьбовое соединение нефтепромысловых труб. Бюл. №31 2007.6. Patent RU 2310058. Tight threaded connection of oil-field pipes. Bul. No. 31 2007.
7. Описание к патенту SU №1131481 F16L 15/00, Франция. 1984.7. Description to the patent SU No. 1131481 F16L 15/00, France. 1984.
8. Патент RU №2354799 от 18.04.2008. Устройство для соединения бурильных труб.8. Patent RU No. 2354799 dated 18.04.2008. A device for connecting drill pipes.
9. Патент RU №2297512 Е21В 17/04. Герметичное резьбовое соединение нефтепромысловых труб. Дата публ. 20.04.2007. Бюл. №11.9. Patent RU No. 2297512 Е21В 17/04. Sealed threaded connection of oil field pipes. Date published 04/20/2007. Bul. No. 11.
10. Патент RU 2508491. Резьбовое соединение бурильных труб., Бюл. изоб. №6, 2014.10. Patent RU 2508491. Threaded connection of drill pipes., Bul. fig. No. 6, 2014.
11. Руководство по эксплуатации бурильных труб с приваренными замками ТМК UP EXD. РЭП С 02-015-2015. Редакция 2. ООО «ТМК Премиум Сервис» 2017.11. Operation manual for drill pipes with welded tool joints TMK UP EXD. REP S 02-015-2015.
12. ГОСТ 27834-95 Замки приварные для бурильных труб. Технические условия.12. GOST 27834-95 Welded tool joints for drill pipes. Technical conditions.
Резьбовое замковое коническое соединение бурильных труб и способ увеличения его несущей способности и ресурса работыThreaded joint conical connection of drill pipes and a method for increasing its bearing capacity and service life
Пояснения к чертежам:Explanations for drawings:
1 - ниппельная часть замкового соединения;1 - nipple part of the lock connection;
2 - муфтовая часть замкового соединения;2 - sleeve part of the lock connection;
3 - уплотнительное кольцо;3 - a sealing ring;
4 - кривая распределения нагрузки в резьбовом соединении муфты от реакции Р2;4 - curve of load distribution in the threaded coupling of the coupling from the reaction P2;
5 - кривая распределения нагрузки в резьбовом соединении муфты от реакции Р1;5 - curve of the load distribution in the threaded connection of the coupling from the reaction P1;
6 - итоговая кривая распределения нагрузки в резьбовом соединении муфты от реакции сил Р1 и Р2;6 - the final curve of the load distribution in the threaded coupling of the coupling from the reaction of forces P1 and P2;
S - шаг резьбы;S - thread pitch;
hпр - высота профиля резьбы;h pr - the height of the thread profile;
σ - ширина площадки выступа резьбы;σ is the width of the thread protrusion area;
r1 - радиус сопряжения вершин профиля резьбы;r 1 - radius of conjugation of the tops of the thread profile;
r2 - радиус закругления впадины резьбы;r 2 - radius of rounding of the root of the thread;
Н - длина ниппельной части резьбового соединения с коническим удлинителем;H is the length of the nipple part of the threaded connection with a conical extension;
Тн - торцовая площадка ниппельной части;T n - end platform of the nipple part;
Тм - торцовая площадка муфтовой части;T m - end platform of the coupling part;
α - угловой параметр торцовой площадки ниппельной части;α is the angular parameter of the end area of the nipple part;
β - угловой параметр образующей конусной поверхности ниппельной резьбовой части;β is the angular parameter of the generatrix of the conical surface of the nipple threaded part;
γ - угол конусности удлинителя;γ is the taper angle of the extension;
g - линейный размер от торца ниппеля до основной плоскости;g - linear dimension from the end of the nipple to the main plane;
f - участок сбега резьбы;f - section of thread runaway;
r3 - радиус закругления впадины торца;r 3 - radius of curvature of the end cavity;
r4 - радиус закругления торцовой части ниппеля;r 4 - radius of curvature of the end part of the nipple;
Dн - значение наружного диаметра ниппельной части замка;D n - the value of the outer diameter of the nipple part of the lock;
h1 - участок притупления ниппеля;h 1 - area of nipple blunting;
h2 - конусная часть удлинителя ниппеля;h 2 - the tapered part of the nipple extension;
h3 - значение суммарной длины удлинителя;h 3 - the value of the total length of the extension cord;
h4 - размер пояска для выхода резца;h 4 - the size of the belt for the cutter exit;
h5 - длина резьбы до основной плоскости;h 5 - thread length to the main plane;
h6 - общая длина резьбы ниппельной части;h 6 - the total length of the thread of the nipple part;
h7 - размер ниппельной части от торца до основной плоскости уплотняющего конуса;h 7 - the size of the nipple part from the end to the main plane of the sealing cone;
h8 - размер пояска для выхода резца;h 8 - the size of the belt for the cutter exit;
h9 - общая длина резьбы;h 9 - total thread length;
h10 - размер пояска для выхода резца;h 10 - the size of the belt for the cutter exit;
h11 - ширина расточки;h 11 - bore width;
h12 - расчетная длина положения основной плоскости внутреннего конуса муфты;h 12 - the estimated length of the position of the main plane of the inner cone of the coupling;
h13 - общая длина расточки внутренней части муфты;h 13 - the total length of the bore of the inner part of the coupling;
d1 - наружный диаметр удлинителя;d 1 - the outer diameter of the extension;
d2 - наружный диаметр шейки удлинителя;d 2 - outer diameter of the extension neck;
d3 - наружный диаметр основания малого конуса резьбы;d 3 - outer diameter of the base of the small thread cone;
d4 - наружный диаметр основания большого конуса резьбы;d 4 - outer diameter of the base of the large thread cone;
d5 - наружный диаметр расточки конуса;d 5 - outer diameter of the cone bore;
d6 - внутренний диаметр расточки муфты;d 6 - inner diameter of the coupling bore;
d7 - внутренний диаметр резьбы малого конуса резьбы;d 7 - inner diameter of the thread of the small thread cone;
d8 - внутренний расчетный диаметр резьбы у основания конуса резьбы;d 8 - calculated inner diameter of the thread at the base of the thread cone;
d9 - внутренний диаметр расточки у основания конуса муфты;d 9 - inner diameter of the bore at the base of the coupling cone;
dвн - внутренний диаметр ниппеля;d ext - inner diameter of the pin;
dcp - средний диаметр резьбы в основной плоскости;d cp - average thread diameter in the main plane;
η - размер фаски начала нарезки резьбы;η - size of the chamfer of the beginning of thread cutting;
R - реакция сил участка резьбового соединения;R - reaction of forces of the section of the threaded connection;
F1 - реакция сил торца торца муфтовой части;F 1 - reaction of forces of the end face of the end face of the coupling part;
F2 - реакция сил на коническом участке муфтовой части;F 2 - the reaction of forces on the conical section of the coupling part;
Р1; Р2; Т2; К1 - составляющие реакции сил, разложенные по осям;P 1 ; P 2 ; T 2 ; K 1 - components of the reaction of forces, decomposed along the axes;
ϕ - центральный угол начала радиального контакта конуса ниппельного удлиняется с конической расточкой муфтовой частью;ϕ - the central angle of the beginning of the radial contact of the nipple cone is extended with the conical bore by the coupling part;
ϕ1 - центральный угол начала радиального контакта резьбового ниппеля с внутренней конической резьбой муфты;ϕ 1 - the central angle of the beginning of the radial contact of the threaded nipple with the internal tapered thread of the coupling;
ϕ2 - центральный угол начала торцового контакта ниппеля с торцом муфты;ϕ 2 - the central angle of the beginning of the end contact of the nipple with the end of the coupling;
M(F2) - максимальное значение тормозного (крутящего) момента от реакции муфтовой части от контакта конического удлинителя;M (F 2 ) - the maximum value of the braking (torque) moment from the reaction of the coupling part from the contact of the conical extension;
М(R) -максимальное значение тормозного (крутящего) момента от реакции резьбового участка муфты части от контакта с резьбой ниппеля;M (R) is the maximum value of the braking (torque) moment from the reaction of the threaded section of the coupling of the part from contact with the thread of the nipple;
М(кр) - максимальное значение крутящего момента от реакции муфтовой части, в момент прекращения относительного вращения ниппеля и муфта (положение «стоп»).M (cr) - the maximum value of the torque from the reaction of the coupling part, at the moment when the relative rotation of the nipple and the coupling stops ("stop" position).
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019141356A RU2728105C1 (en) | 2019-12-11 | 2019-12-11 | Threaded locking conical connection of drilling pipes and method of increasing its carrying capacity and service life |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019141356A RU2728105C1 (en) | 2019-12-11 | 2019-12-11 | Threaded locking conical connection of drilling pipes and method of increasing its carrying capacity and service life |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2728105C1 true RU2728105C1 (en) | 2020-07-28 |
Family
ID=72085262
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019141356A RU2728105C1 (en) | 2019-12-11 | 2019-12-11 | Threaded locking conical connection of drilling pipes and method of increasing its carrying capacity and service life |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2728105C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
RU208444U1 (en) * | 2021-08-03 | 2021-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью «Темерсо-инжиниринг» | DRILL PIPE |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP0364413A1 (en) * | 1988-10-03 | 1990-04-18 | DALMINE S.p.A. | Hermetic metal pipe joint |
SU1810472A1 (en) * | 1990-02-14 | 1993-04-23 | Ivano Frankovskij Inst Nefti I | Taper threaded joint of drill string |
FR2798716A1 (en) * | 1999-09-21 | 2001-03-23 | Siderca Sa Ind & Com | High pressure pipe connector comprises threaded male connectors on pipe ends with noses which lodge against shoulders on central section of double-ended socket with threaded ends |
RU2449198C2 (en) * | 2007-03-14 | 2012-04-27 | Валлурек Маннесманн Ойл Энд Гэс Франс | Threaded pipe connection which is tight at inner and outer series loads created with pressure |
RU2508491C1 (en) * | 2012-09-07 | 2014-02-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Тмк-Премиум Сервис" | Drill pipe threaded joint |
RU192162U1 (en) * | 2019-04-15 | 2019-09-05 | Александр Алексеевич Погожев | Threaded connection of casing smooth sleeveless pipes |
RU2704075C1 (en) * | 2018-11-02 | 2019-10-23 | Публичное акционерное общество "Трубная металлургическая компания" (ПАО "ТМК") | Casing threaded connection |
-
2019
- 2019-12-11 RU RU2019141356A patent/RU2728105C1/en active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP0364413A1 (en) * | 1988-10-03 | 1990-04-18 | DALMINE S.p.A. | Hermetic metal pipe joint |
SU1810472A1 (en) * | 1990-02-14 | 1993-04-23 | Ivano Frankovskij Inst Nefti I | Taper threaded joint of drill string |
FR2798716A1 (en) * | 1999-09-21 | 2001-03-23 | Siderca Sa Ind & Com | High pressure pipe connector comprises threaded male connectors on pipe ends with noses which lodge against shoulders on central section of double-ended socket with threaded ends |
RU2449198C2 (en) * | 2007-03-14 | 2012-04-27 | Валлурек Маннесманн Ойл Энд Гэс Франс | Threaded pipe connection which is tight at inner and outer series loads created with pressure |
RU2508491C1 (en) * | 2012-09-07 | 2014-02-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Тмк-Премиум Сервис" | Drill pipe threaded joint |
RU2704075C1 (en) * | 2018-11-02 | 2019-10-23 | Публичное акционерное общество "Трубная металлургическая компания" (ПАО "ТМК") | Casing threaded connection |
RU192162U1 (en) * | 2019-04-15 | 2019-09-05 | Александр Алексеевич Погожев | Threaded connection of casing smooth sleeveless pipes |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
RU208444U1 (en) * | 2021-08-03 | 2021-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью «Темерсо-инжиниринг» | DRILL PIPE |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5788401A (en) | Rod joint | |
CA2483934C (en) | Threaded pipe joint | |
CA2932527C (en) | Threaded joint for steel pipes | |
US7510219B2 (en) | Threaded connection for oil field applications | |
US9869139B2 (en) | Tubular connection with helically extending torque shoulder | |
US9677346B2 (en) | Tubular connection with helically extending torque shoulder | |
RU2728105C1 (en) | Threaded locking conical connection of drilling pipes and method of increasing its carrying capacity and service life | |
US20180363387A1 (en) | Near-square modified buttress thread form enabling run-in and run-out threads | |
AU2015332753B2 (en) | Multipurpose double abutment sealed connection | |
RU88729U1 (en) | BORING PIP JOINT | |
RU192162U1 (en) | Threaded connection of casing smooth sleeveless pipes | |
US11204115B2 (en) | Threaded connections for tubular members | |
RU2747498C1 (en) | Threaded joint conical connectin of drill pipes | |
RU126419U1 (en) | LOCKING CONNECTION OF PUMP AND COMPRESSOR PIPES (OPTIONS) | |
US20070151739A1 (en) | Connector for use in a wellbore | |
RU208444U1 (en) | DRILL PIPE | |
RU210115U1 (en) | Drill pipe with double-shouldered locks of reduced outer diameter | |
US20230228350A1 (en) | High performance shoulder ring for pipe and other tubular goods in the oil and gas industry | |
US20080289879A1 (en) | Connection Assembly For Drill Collars or Heavy Drill Pipes | |
US11898666B1 (en) | High torque threaded connections with triple taper thread profiles | |
US20230027183A1 (en) | Threaded connection partially in a self-locking engagement with an external shoulder capable to resist elevated torque | |
US20240052710A1 (en) | High torque threaded connections with external upset and multiple seals | |
Zhovtikhanov et al. | Threaded lock conic connection of drill pipes and method to increase its carrying ability and resource of work | |
RU2669018C2 (en) | Drill pipe joint and method for manufacture thereof | |
WO2013033684A1 (en) | Drill-pipe tool-joint |