RU2787856C1

RU2787856C1 - Drill string rod and drilling system

Info

Publication number: RU2787856C1
Application number: RU2021129475A
Authority: RU
Inventors: Томас ЯНССОН; Маттиас ПЕТТЕРССОН
Original assignee: Сандвик Майнинг Энд Констракшн Тулз Аб
Priority date: 2019-03-18
Filing date: 2020-03-05
Publication date: 2023-01-13

Abstract

FIELD: drilling.

SUBSTANCE: group of inventions relates to drill string rods for application with drill bits for percussion rock drilling. Drill string rod is used to form part of the configuration of the connected drill string rods. The drill string rod comprises: a central rod section extending axially between the male end and the female end. The central rod section herein is a hollow cylinder formed by a first inner diameter and a second outer diameter. The male end comprises a nipple, wherein the nipple comprises a base protruding axially from the shoulder, which separates the nipple and the central rod section axially. The female end comprises a coupling section configured to fit tight against the nipple, wherein the base is equipped with an external thread and wherein the coupling section is equipped with an internal thread matching the external thread so that the internal thread of the coupling section is configured to be screwed together with the external thread of the base of the nipple of the connected drill string rod of the configuration. In the radial plane up to the longitudinal axis of the drill string rod, the nipple base is formed by a third outer diameter and a fourth inner diameter, and the coupling section is formed by a fifth outer diameter and a sixth inner diameter. The second diameter herein is >60 mm and the six above diameters are selected within preset limits.

EFFECT: higher reliability and durability of large-sized drill string rods for the efficient washing of the drilled rock.

9 cl, 4 dwg, 1 tbl

Description

Область техники, к которой относится изобретениеThe field of technology to which the invention belongs

Настоящее изобретение относится к штангам бурильной колонны для применения с буровыми долотами для ударного бурения горной породы. В частности, изобретение относится к повышению надежности и долговечности таких штанг бурильной колонны.The present invention relates to drill stems for use with rock percussion drill bits. In particular, the invention relates to improving the reliability and durability of such drill strings.

Уровень техникиState of the art

Ударное бурение применяется для создания протяженного ствола скважины с помощью множества наращиваемых штанг бурильной колонны, соединяемых вместе концами с посредством соединяемых друг с другом охватываемого и охватывающего резьбовых концов. По общепринятой методике разрушают горную породу, нанося серии ударов, передаваемых с бурового долота для горной породы, смонтированного на одном конце бурильной колонны, на горную породу на дне забоя ствола скважины. Обычно, энергия, требуемая для разрушения горной породы генерируется поршнем с гидроприводом, входящим в контакт с концом бурильной колонны (через хвостовой переходник) для создания волны напряжения (или ударной волны), которая распространяется через бурильную колонну и в итоге на горную породу. Обычные охватываемые и охватывающие резьбовые соединения описаны в US 4,332,502; US 4,398,756; US 4,687,368 и DE 2800887.Percussive drilling is used to create an extended wellbore with a plurality of stackable drill strings connected end to end with a male and female threaded ends connected to each other. The conventional technique breaks the rock by applying a series of blows transmitted from a rock drill bit mounted at one end of the drill string to the rock at the bottom of the borehole bottom. Typically, the energy required to break the rock is generated by a hydraulically driven piston coming into contact with the end of the drill string (through the tail adapter) to create a stress wave (or shock wave) that propagates through the drill string and eventually into the rock. Conventional male and female threaded connections are described in US 4,332,502; US 4,398,756; US 4,687,368 and DE 2800887.

Охватываемый и охватывающий резьбовые концы соседних бурильных штанг соединяют для создания бурильной колонны, и бурильный замок обычно подвергается воздействию больших сил во время бурения. Данные силы подвергают усталостному износу соединение и приводят к износу и разрушению в резьбовом участке бурильного замка. Обычно повреждается резьбовой охватываемый ниппель, который и определяет эксплуатационный ресурс соединения. В US 6,767,156 описан резьбовой бурильный замок между двумя ударными бурильными штангами, имеющими конические направляющие поверхности, обеспеченные на ведущих аксиальных концах охватываемого и охватывающего участков, с помощью которых пытаются получить надежное соединение и предотвратить повреждение резьб.The male and female threaded ends of adjacent drill rods are joined to form a drill string, and the tool joint is typically subjected to large forces during drilling. These forces subject the connection to fatigue wear and lead to wear and failure in the threaded section of the tool joint. Usually, the threaded male nipple is damaged, which determines the service life of the connection. US 6,767,156 describes a threaded tool joint between two percussion drill rods having tapered guide surfaces provided at the leading axial ends of the male and female portions which attempt to obtain a secure connection and prevent damage to the threads.

EP2845992B1 настоящего заявителя нацелен на минимизацию вышеупомянутых недостатков.The present applicant's EP2845992B1 aims to minimize the aforementioned shortcomings.

В современном бурении горной породы требуется бурить все больше скважин больших габаритов, и поэтому существует потребность обеспечения бурильных колонн, способных и работать с буровыми долотами больших диаметров, таких как буровые долота диаметром 130 мм и больше. Обычные штанги бурильной колонны являются слишком слабыми для несения буровых долот большого диаметра, и оказывается, что простое увеличение размеров обычных штанг бурильной колонны не является приемлемым решением, вследствие проявления тенденции к появлению трещин в ниппеле или в муфтовом участке, не допускающих эксплуатацию до износа резьб на участке ниппель /муфта.In today's rock drilling, more and more large holes are required to be drilled, and therefore there is a need to provide drill strings capable of handling large diameter drill bits, such as drill bits with a diameter of 130 mm and larger. Conventional drill stems are too weak to carry large diameter drill bits, and it appears that simply increasing the size of conventional drill stems is not an acceptable solution, due to the tendency for cracks in the pin or box section to prevent operation until the threads on the drill string wear out. nipple/socket section.

Таким образом, требуется создание большеразмерных штанг бурильной колонны с улучшенной надежностью и долговечностью, также обеспечивающих ведение эффективной промывки выбуренной породы.Thus, there is a need for larger drill string rods with improved reliability and durability, which also provide efficient drilling cuttings washing.

Сущность изобретенияThe essence of the invention

Задачей изобретения является создание штанги бурильной колонны, обеспечивающей применение ударных буровых долот, которые больше нормальных, с улучшенной надежностью и долговечностью штанг бурильных колонн. В первом аспекте изобретения данную задачу решают с помощью патентоспособной штанги бурильной колонны по пункту 1 формулы изобретения, альтернативные варианты осуществления определены в зависимых пунктах формулы изобретения. Штанга бурильной колонны должна образовывать часть компоновки таких соединенных штанг бурильной колонны. Штанга бурильной колонны содержит удлиненный центральный участок, проходящий аксиально между охватываемым концом и охватывающим концом. Центральный участок штанги является пустотелым цилиндром, с первым внутренним диаметром (d_rod) и вторым наружным диаметром (D_rod). Охватываемый конец содержит ниппель, при этом ниппель содержит основание, выступающее аксиально от заплечика, которое аксиально разделяет ниппель и центральный участок штанги. Охватывающий конец содержит муфтовый участок, выполненный с возможностью плотного прилегания к ниппелю. Также, основание снабжено наружной резьбой и муфтовый участок снабжен внутренней резьбой, при этом внутренняя резьба соответствует наружной резьбе, так что внутренняя резьба муфтового участка может свинчиваться с наружной резьбой основания ниппеля наращиваемой штанги бурильной колонны компоновки. В радиальный плоскости, проходящей через продольную ось штанги бурильной колонны, основание ниппеля образовано третьим наружным диаметром (D_spigot) и четвертым внутренним диаметром (D_spigot), и муфтовый участок образован пятым наружным диаметром (D_sleeve) и шестым внутренним диаметром (d_sleeve). Настоящее изобретение ограничено штангами бурильной колонны с вторым наружным диаметром (D_rod), больше 60 мм, подходящим для применения с крупногабаритными и тяжелыми ударными буровыми долотами. C_sleeve и C_spigot соотносятся с диаметрами штанги бурильной колонны, как опредлено следующими формулами:It is an object of the invention to provide a drill stem enabling the use of larger percussion drill bits with improved reliability and durability of the drill stems. In a first aspect of the invention, this problem is solved with the inventive drill stem according to claim 1, alternative embodiments are defined in the dependent claims. The drill stem should form part of the assembly of such coupled drill stems. The drill stem contains an elongated central section extending axially between the male end and the female end. The central section of the rod is a hollow cylinder, with a first inner diameter (d _rod ) and a second outer diameter (D _rod ). The male end contains a nipple, while the nipple contains a base protruding axially from the shoulder, which axially separates the nipple and the Central section of the rod. The female end contains a coupling section, made with the possibility of a snug fit to the nipple. Also, the base is provided with an external thread and the sleeve section is provided with an internal thread, the internal thread corresponding to the external thread, so that the internal thread of the sleeve section can be screwed with the external thread of the base of the extension rod of the drill string of the assembly. In the radial plane passing through the longitudinal axis of the drill string, the nipple base is formed by the third outer diameter (D _spigot ) and the fourth inner diameter (D _spigot ), and the sleeve section is formed by the fifth outer diameter ( D _sleeve ) and the sixth inner diameter ( d _sleeve ) . The present invention is limited to drill string rods with a second outer diameter (D _rod ) greater than 60 mm suitable for use with large and heavy percussion drill bits. C _sleeve and C _{spigot are} related to the diameters of the drill string as defined by the following formulas:

C_sleeve должен быть больше 2,31 или C_spigotдолжен быть больше > 0,68.C _sleeve must be greater than 2.31 or C _spigot must be greater than > 0.68.

Штанги бурильной колонны и их применение известны в технике. Вместе с тем, штанги бурильной колонны с наружным диаметром D_rod больше 60 мм не являются обычными. Такие крупногабаритные штанги бурильной колонны являются очень прочными и подходящими для крупногабаритных буровых долот для горной породы. Хотя нормальные штанги бурильной колонны с диаметром штанги меньше 60 мм не проявляют тенденцию к разрушению материала, и их следует браковать и менять только когда резьбы участка ниппеля и муфты изношены, бурильные штанги большего диаметра проявляют тенденцию к поломке от трещин в муфтовом участке или ниппеле. Минимизация образования трещин простым увеличением толщины изделий в общем не является успешной, поскольку либо ослабляет некоторую другую часть бурильной штанги или уменьшает пространство, имеющееся для перемещения промывочной текучей среды и выбуренной породы. Специалисту в данной области техники понятно, что диаметры нельзя свободно выбирать. Например, наружный диаметр ниппеля естественно ограничен внутренним диаметром муфтового участка. Также, наружный диаметр муфтового участка обычно ограничен диаметром ствола, который бурят, и требованием иметь достаточное пространство для удаления промывкой выбуренной породы мимо муфтового участка между муфтовым участком и поверхностью стенки ствола. Аналогично, внутренний диаметр ниппеля ограничивает скорость, с которой можно перекачивать промывочную текучую среду через штангу бурильной колонны, и таким образом не должен быть слишком мал. Разработка данных штанг большого диаметра бурильной колонны является очевидно трудным действием по увязке и согласованию параметров, и настоящее изобретение дает направление специалисту в данной области техники по выбору комбинации параметров, обеспечивающих уменьшенный риск выхода из строя материала в штанге бурильной колонны с удовлетворительными показателями ведения промывки. Решение данной проблемы оказывается более трудным, чем может казаться.Drill rods and their uses are known in the art. However, drill rods with an outer diameter D _rod greater than 60 mm are not common. Such large drill string rods are very strong and suitable for large rock drill bits. Although normal drill stems with a stem diameter less than 60 mm do not tend to break material and should only be discarded and replaced when the threads of the pin and box portion are worn, larger diameter drill stems tend to break from cracks in the box portion or pin. Minimizing the formation of cracks by simply increasing the thickness of the products is generally not successful because it either weakens some other part of the drill rod or reduces the space available for movement of the flushing fluid and cuttings. One skilled in the art will appreciate that the diameters are not freely selectable. For example, the outer diameter of the pin is naturally limited by the inner diameter of the box section. Also, the outside diameter of the box section is typically limited by the diameter of the hole being drilled and the requirement to have sufficient clearance to flush cuttings past the box section between the box section and the wall surface of the hole. Likewise, the inner diameter of the nipple limits the rate at which flushing fluid can be pumped through the drill stem and thus should not be too small. Designing these large diameter drill stems is an obviously difficult matching and matching operation, and the present invention guides the person skilled in the art in selecting a combination of parameters that provides a reduced risk of material failure in the drill stem with satisfactory flushing performance. Solving this problem is more difficult than it might seem.

Изобретатели настоящего изобретения представили себе, что выходы из строя штанг бурильной колонны являются следствием комбинации увеличенной жесткости центрального участка штанги и усиленного изгиба бурильной колонны, создаваемого более твердыми слоями или трещинами в горной породе. Изгиб штанги бурильной колонны происходит при вращении штанги, при этом создается как дополнительное механическое напряжение вследствие изгиба, так и усталостный износ вследствие постоянного изменения оси изгиба, обусловленного вращением штанги в стволе в ее изогнутом состоянии.The present inventors have conceived that drill string failures result from a combination of increased rod center stiffness and increased drill string bending created by harder layers or fractures in the rock. Bending of the drill string stem occurs as the rod rotates, creating both additional mechanical stress due to bending and fatigue wear due to the constant change in the bending axis due to the rotation of the rod in the hole in its bent state.

Предложено решение подбирать размер ниппеля и муфтового участка так, что вычисленное максимальное напряжение изгиба в ниппеле и муфтовом участке, соответственно соотносят с вычисленным максимальным напряжением изгиба в центральном участке штанги. Вместе с тем, изобретатели осознают, что вычисленные максимальные механические напряжения муфтового участка и ниппеля, соответственно, не должны быть равны вычисленному максимальному напряжению изгиба центрального участка штанги, но вместо этого относятся к вычисленному максимальному напряжению изгиба центрального участка штанги, умноженному на коэффициент C_sleeve или C_spigot, соответственно, для учета отличий в прочности, обычно возникающих, например, вследствие локальных изменений материала, вероятно возникающих вследствие неравномерной закалки и/или станочной обработки при изготовлении штанг бурильной колонны.A solution is proposed to select the size of the pin and box section so that the calculated maximum bending stress in the pin and box section, respectively, is correlated with the calculated maximum bending stress in the central section of the rod. However, the inventors are aware that the calculated maximum stresses of the box section and pin, respectively, should not be equal to the calculated maximum bending stress of the central section of the rod, but instead refer to the calculated maximum bending stress of the central section of the rod, multiplied by the factor C _sleeve or C _spigot , respectively, to account for differences in strength typically resulting from, for example, localized material changes, likely resulting from uneven hardening and/or machining in the manufacture of drill strings.

В некоторых вариантах осуществления C_sleeve > 2,31 и C_spigot > 0,68. Данный баланс имеющихся первого, второго, третьего, четвертого, пятого и шестого диаметров обеспечивают высокую надежность и долговечностью штанги бурильной колонны.In some embodiments, C _sleeve > 2.31 and C _spigot > 0.68. This balance of available first, second, third, fourth, fifth and sixth diameters ensures high reliability and durability of the drill string.

В некоторых вариантах осуществления основание ниппеля является коническим.In some embodiments, the implementation of the base of the nipple is conical.

В некоторых вариантах осуществления, основание ниппеля является цилиндрическим.In some embodiments, the base of the pin is cylindrical.

В некоторых вариантах осуществления первый диаметр (d_rod) составляет 50 мм, при этом второй диаметр (D_rod) составляет 80,5 мм, при этом третий диаметр (D_spigot) составляет 82 мм, при этом четвертый диаметр (d_spigot) составляет 50 мм, при этом пятый диаметр (D_sleeve) составляет 120 мм, и при этом шестой диаметр (d_sleeve) составляет 91,2 мм.In some embodiments, the first diameter (d _rod ) is 50 mm, while the second diameter (D _rod ) is 80.5 mm, while the third diameter (D _spigot ) is 82 mm, while the fourth diameter (d _spigot ) is 50 mm, while the fifth diameter (D _sleeve ) is 120 mm, while the sixth diameter (d _sleeve ) is 91.2 mm.

В некоторых вариантах осуществления штанга бурильной колонны подходит для применения с буровым долотом, имеющим седьмой наружный диаметр (D_hole), при этом пятый диаметр < 0,90* седьмого диаметра (D_hole).In some embodiments, the drill stem is suitable for use with a drill bit having a seventh outside diameter (D _hole ) where the fifth diameter is <0.90* the seventh diameter (D _hole ).

Дополнительный аспект относится к системе, содержащей множество штанг бурильной колонны первого аспекта, описанных выше.An additional aspect relates to a system containing a plurality of drill stems of the first aspect described above.

В некоторых вариантах осуществления штанги бурильной колонны системы имеют тип, упомянутый выше, и подходят для применения с буровым долотом, имеющим седьмой наружный диаметр (D_hole), при этом пятый диаметр < 0,90* седьмого диаметра (D_hole), и при этом система дополнительно содержит буровое долото.In some embodiments, the drill stems of the system are of the type mentioned above and are suitable for use with a drill bit having a seventh outer diameter (D _hole ) where the fifth diameter is < 0.90* the seventh diameter (D _hole ) and the system additionally contains a drill bit.

Разность диаметров между скважиной и наружным диаметром муфтового участка обеспечивает эффективную промывку выбуренной породы, проходящей мимо муфтового участка, при этом обеспечены прочные штанги бурильной колонны способные выдерживать действующие силы.The difference in diameter between the borehole and the outside diameter of the sleeve section ensures effective flushing of cuttings passing by the sleeve section, while providing strong drill rods capable of withstanding the acting forces.

В некоторых вариантах осуществления седьмой диаметр > 130 мм. Штанги бурильной колонны, имеющие второй диаметр > 60 мм подходят для таких буровых долот большого диаметра, при этом назначенные ограничения применяемых диаметров штанг бурильной колонны обусловленные C_sleeve и C_spigot обеспечивают прочную буровую систему.In some embodiments, the implementation of the seventh diameter > 130 mm. Drill rods having a second diameter > 60mm are suitable for these large diameter drill bits, while the prescribed limits on applicable drill rod diameters due to C _sleeve and C _spigot provide a robust drilling system.

Краткое описание чертежейBrief description of the drawings

На фиг. 1 показаны в изометрии две идентичных соединенных штанги бурильной колонны.In FIG. 1 is an isometric view of two identical connected drill strings.

На фиг. 2 показан с увеличением в изометрии фрагмент A охватываемого конца штанги бурильной колонны фиг. 1.In FIG. 2 is an enlarged isometric view of fragment A of the male end of the drill string of FIG. 1.

На фиг. 3 показан с увеличением в изометрии фрагмент B охватывающего конца штанги бурильной колонны фиг. 1, который соединен с охватываемым концом другой штанги бурильной колонны.In FIG. 3 is an enlarged isometric view of fragment B of the female end of the drill string of FIG. 1 which is connected to the male end of the other drill string.

На фиг. 4 показано продольное сечение муфтового участка и ниппеля двух соединенных штанг бурильной колонны, также показанных на фиг. 1, сечение проходит в плоскости, проходящей через продольную центральную ось штанги бурильной колонны.In FIG. 4 shows a longitudinal section of the box section and nipple of two connected drill strings, also shown in FIG. 1, the section extends in a plane passing through the longitudinal central axis of the drill string.

11 штанга бурильной колонныdrill rod 9nine продольная ось бурильной
колонныlongitudinal axis of the drill
columns 1b1b дополнительная однотипная
штанга бурильной колонныadditional same type
drill rod 1010 система/компоновка
множества штанг
бурильной колонныsystem/layout
multiple rods
drill string 22 центральный участок штангиcentral section of the rod РR плоскость сечения для
определения C_spigot и C_sleeve section plane for
definitions of C _spigot and C _sleeve 33 охватываемый конецmale end d_rod d _rod внутренний диаметр штанги
/ первый диаметрrod inner diameter
/ first diameter 4four охватывающий конецfemale end D_rod D _rod наружный диаметр штанги
/ второй диаметрrod outside diameter
/ second diameter 5five ниппельnipple D_spigot D _spigot наружный диаметр ниппеля
/третий диаметрnipple outer diameter
/third diameter 66 основание (ниппеля)base (nipple) d_spigot d _spigot внутренний диаметр ниппеля
четвертый диаметрnipple inner diameter
fourth diameter 77 заплечикshoulder D_sleeve D _sleeve наружный диаметр муфтового
участка/пятый диаметрsleeve outside diameter
plot/fifth diameter 88 муфтовой участокcoupling section d_sleeve d _sleeve внутренний диаметр муфтового
участка/шестой диаметрsleeve inner diameter
plot/sixth diameter D_hole D _-hole диаметр скважины, которую
бурят /седьмой диаметрthe diameter of the well
Buryat / seventh diameter

Описание предпочтительных вариантов осуществления изобретенияDescription of preferred embodiments of the invention

Первый вариант осуществления изобретения показан на фиг. 1-4. Как показано на фигурах, множество идентичных штанг 1, 1b бурильной колонны можно соединять для формирования системы/компоновки 10. Штанга 1 бурильной колонны содержит удлиненный центральный участок 2 штанги, проходящий аксиально между охватываемым концом 3 и охватывающим концом 4. Как показано на фиг. 4, центральный участок 2 штанги является пустотелым цилиндром, образованным первым внутренним диаметром d_rod и вторым наружным диаметром D_rod. Охватываемый конец 3 содержит ниппель 5, и ниппель 5 содержит основание 6, выступающую аксиально от заплечика 7, который аксиально разделяет ниппель 5 и центральный участок 2 штанги. Охватывающий конец 4 содержит муфту /муфтовый участок 8, выполненный с возможностью плотного прилегания к ниппелю 5. Основание 6 снабжено наружной резьбой, и муфтовый участок 8 снабжен внутренней резьбой, при этом внутренняя резьба соответствует наружной резьбе, так что внутреннюю резьбу муфтового участка 8 можно свинчивать с наружной резьбой основания 6 ниппеля 5 наращиваемой штанги бурильной колонны компоновки. В радиальный плоскости P до продольной оси штанги бурильной колонны основание 6 ниппеля 5 образовано третьим наружным диаметром (D_spigot) и четвертым внутренним диаметром (d_spigot), и муфтовый участок 8 образован пятым наружным диаметром (D_sleeve) и шестым внутренним диаметром (d_sleeve). Следует отметить что на фиг. 4, D_spigot и d_sleeve оба упомянуты в соединении с одинаковой стрелкой хотя в реальности диаметры немного отличаются, d_sleeve больше D_spigot. Масштаб чертежа является таким, что разность диаметров нельзя показать на фиг. 4, применяя отдельные стрелки. Хотя диаметры могут варьироваться по длине ниппеля и муфтового участка, соответственно, радиальная плоскость P, которая по необходимости проходит через оба, ниппель и муфтовый участок, применяется для образования взаимосвязи между диаметрами в однозначном виде. Настоящее изобретение ограничено штангами бурильной колонны с наружным диаметром больше 60 мм, таким образом подходящим для применения с тяжелыми ударными буровыми долотами, такими как крупногабаритные буровые долота с диаметром больше 130 мм. Таким образом, второй диаметр (D_rod) > 60 мм. C_sleeve и C_spigot выводятся для диаметров штанги бурильной колонны с применением следующих формул:The first embodiment of the invention is shown in FIG. 1-4. As shown in the figures, a plurality of identical drill string rods 1, 1b can be connected to form a system/assembly 10. Drill rod 1 comprises an elongated central rod portion 2 extending axially between male end 3 and female end 4. As shown in FIG. 4, the rod center portion 2 is a hollow cylinder formed by a first inner diameter d _rod and a second outer diameter D _rod . The male end 3 comprises a nipple 5 and the nipple 5 comprises a base 6 protruding axially from a shoulder 7 which axially separates the nipple 5 and the central section 2 of the rod. The female end 4 comprises a sleeve/sleeve section 8 configured to fit snugly against the pin 5. The base 6 is provided with an external thread and the sleeve section 8 is provided with an internal thread, the internal thread corresponding to the external thread so that the internal thread of the sleeve section 8 can be screwed together. with an external thread of the base 6 of the nipple 5 of the stackable rod of the drill string of the layout. In the radial plane P to the longitudinal axis of the drill string, the base 6 of the nipple 5 is formed by the third outer diameter (D _spigot ) and the fourth inner diameter (d _spigot ), and the sleeve section 8 is formed by the fifth outer diameter (D _sleeve ) and the sixth inner diameter (d _sleeve ). It should be noted that in Fig. 4, D _spigot and d _sleeve are both mentioned in conjunction with the same arrow although in reality the diameters are slightly different, d _sleeve is larger than D _spigot . The scale of the drawing is such that the difference in diameter cannot be shown in FIG. 4 using individual arrows. Although the diameters may vary along the length of the pin and the box section, respectively, the radial plane P, which necessarily passes through both the pin and the box section, is used to form the relationship between the diameters in an unambiguous manner. The present invention is limited to drill stems with an outer diameter greater than 60 mm, thus suitable for use with heavy impact drill bits such as oversized drill bits greater than 130 mm in diameter. Thus, the second diameter (D _rod ) > 60 mm. C _sleeve and C _spigot are derived for drill string diameters using the following formulas:

Данные формулы получены из вычисления момента сопротивления сечения для пустотелых цилиндрических балок /тел, что обеспечивает удовлетворительную аппроксимацию представленных здесь форм сечения. Конкретно, уравнения момента сопротивления сечения для пустотелых цилиндрический сечений следующие: Данные формулы получены из вычисления момента сопротивления сечения для пустотелых цилиндрических балок /тел, что обеспечивает удовлетворительную аппроксимацию представленных здесь форм сечения. Конкретно, уравнения момента сопротивления сечения для пустотелых цилиндрический сечений следующие: These formulas are derived from calculating the moment of section modulus for hollow cylindrical beams/bodies, which provides a satisfactory approximation of the section shapes presented here. Specifically, the section modulus equations for hollow cylindrical sections are as follows: These formulas are derived from calculating the section modulus for hollow cylindrical beams/bodies, which provides a satisfactory approximation of the section shapes presented here. Specifically, the section modulus equations for hollow cylindrical sections are as follows:

Наша исходная формула следующая:Our original formula is:

и аналогично тому, что S_sleeve=C_sleeve*S_rod ->and similar to S _sleeve =C _sleeve *S _rod ->

В данном варианте осуществления первый диаметр d_rod составляет 50 мм, при этом второй диаметр D_rod составляет 80,5 мм, при этом третий диаметр D_spigot составляет 82 мм, при этом четвертый диаметр D_spigot составляет 50 мм, при этом пятый диаметр D_sleeve составляет 120 мм, и при этом шестой диаметр d_sleeve составляет 91,2 мм.In this embodiment, the first diameter d _rod is 50 mm, while the second diameter D _rod is 80.5 mm, while the third diameter D _spigot is 82 mm, while the fourth diameter D _spigot is 50 mm, while the fifth diameter D _sleeve is 120 mm, while the sixth diameter d _sleeve is 91.2 mm.

Данный вариант осуществления штанги 1, 1b бурильной колонны, подходит для применения с буровым долотом (не показано), имеющим расчетный диаметр (диаметр, не включающий в себя твердосплавные вставки) 140, 152, 165, 172 или 178 мм. Фактический диаметр пробуренных скважин немного больше, поскольку буровые долота выступают радиально. Первый - шестой диаметры можно в других вариантах осуществления выбирать отличающимися, при том, что второй диаметр D_rod, который образует наружный диаметр центрального участка 2 штанги, выполняет приведенное выше ограничение, по которому должен составлять по меньшей мере 60 мм, и другой диаметр выполняет приведенное выше ограничение, по которому C_sleeveдолжен быть больше 2,31 или C_spigotдолжен быть больше 0,68. Предпочтительно, C_sleeve больше 2,31 и C_spigotбольше 0,68.This embodiment of the drill stem 1, 1b is suitable for use with a drill bit (not shown) having a rated diameter (diameter not including carbide inserts) of 140, 152, 165, 172, or 178 mm. The actual diameter of the drilled holes is slightly larger because the drill bits protrude radially. The first to sixth diameters may in other embodiments be chosen to be different, provided that the second diameter D _rod , which forms the outer diameter of the central rod section 2, fulfills the above limitation, which must be at least 60 mm, and the other diameter fulfills the above above the constraint that C _sleeve must be greater than 2.31 or C _spigot must be greater than 0.68. Preferably C _sleeve is greater than 2.31 and C _spigot is greater than 0.68.

Штанги бурильной колонны выполняют из подходящего материала, такого, как сталь, и подвергают закалке, если необходимо.The drill stems are made of a suitable material such as steel and hardened if necessary.

Штанге 1, 1b бурильной колонны, выбирают размеры на основе размера бурового долота, для которого ее применяют. Вместе с тем, следует заботиться об обеспечении достаточного пространства вокруг муфтового участка 8 для промывки с проходом выбуренной породы мимо муфтового участка 8. Для данного действия штанга 1, 1b бурильной колонны может в некоторых вариантах осуществления быть подходящей для применения с буровым долотом, имеющим седьмой наружный диаметр D_hole, при этом наружный пятый диаметр D_sleeve муфтового участка 8 меньше0,90* седьмого диаметра D_hole.Rod 1, 1b of the drill string, choose the size based on the size of the drill bit for which it is used. However, care should be taken to provide sufficient space around the box section 8 to flush the cuttings past the box section 8. For this action, the drill string 1, 1b may in some embodiments be suitable for use with a drill bit having a seventh outer diameter D_hole, while the outer fifth diameter D_sleeve coupling section 8 less0.90* seventh diameter D_hole.

Множество идентичных штанг 1, 1b бурильной колонны можно обеспечивать вместе, как часть системы /компоновки 10 штанг 1, 1b бурильной колонны. Система 10 может альтернативно содержать буровое долото. Штанги 1, 1b бурильной колонны, системы 10 могут иметь седьмой наружный диаметр D_hole, при этом пятый диаметр < 0,90* седьмого диаметра D_hole, и при этом система дополнительно содержит буровое долото.A plurality of identical drill string rods 1, 1b may be provided together as part of a drill string system/assembly 10 of rods 1, 1b. System 10 may alternatively include a drill bit. The drill string rods 1, 1b of the system 10 may have a seventh outer diameter D _hole , whereby the fifth diameter is < 0.90* the seventh diameter D _hole , and the system further comprises a drill bit.

Разность диаметра скважины и наружного пятого диаметра D_sleeveмуфтового участка 8 обеспечивает эффективную промывку выбуренной породы с проходом мимо муфтового участка 8, при этом обеспечивая прочные штанги 1, 1b бурильной колонны, способные выдерживать силы, действующие на них.The difference between the borehole diameter and the outer fifth diameter D _sleeve of the collar section 8 ensures effective flushing of cuttings past the collar section 8, while providing strong drill string rods 1, 1b capable of withstanding the forces acting on them.

В некоторых вариантах осуществления седьмой диаметр D_holeможет составлять 130 мм или больше. Как упомянуто выше, штанги бурильной колонны настоящего изобретения все имеют второй диаметр больше 60 мм и подходят для таких буровых долот большого диаметра. Заданные ограничения применяемых диаметров, данных как C_sleeve и C_spigot обеспечивают прочную систему /компоновку 10.In some embodiments, the implementation of the seventh diameter D _hole may be 130 mm or more. As mentioned above, the drill rods of the present invention all have a second diameter greater than 60 mm and are suitable for such large diameter drill bits. The specified limits on the diameters used, given as C _sleeve and C _spigot , provide a robust system/layout 10.

Claims

1. Rod (1) of the drill string for forming part of the layout (10) of the connected rods (1, 1b) of the drill string, and the rod (1) of the drill string contains:

the central section (2) of the rod, passing axially between the male end (3) and the female end (4),

wherein the central section (2) of the rod is a hollow cylinder formed by the first inner diameter (d _rod ) and the second outer diameter (D _rod ),

wherein the male end (3) contains a nipple (5),

at the same time, the nipple (5) contains a base (6) protruding axially from the shoulder (7), which axially separates the nipple (5) and the central section (2) of the rod,

at the same time, the female end (4) contains a coupling section (8) made with the possibility of a snug fit to the nipple (5),

while the base (6) is provided with an external thread and at the same time the coupling section (8) is provided with an internal thread,

at the same time, the internal thread coincides with the external thread so that the internal thread of the coupling section (8) is made with the possibility of screwing with the external thread of the base (6) of the nipple (5) of the extension rod (1b) of the drill string of the assembly (10),

while in the radial plane (P) to the longitudinal axis (9) of the rod (1) of the drill string, the base (6) of the nipple (5) is formed by the third outer diameter (D _spigot ) and the fourth inner diameter (d _spigot ), and the coupling section (8 ) is formed by the fifth outer diameter (D _sleeve ) and the sixth inner diameter (d _sleeve ), while the second diameter (D _rod )\u003e 60 mm, while

,

wherein

,

whereby C _sleeve > 2.31 or C _spigot > 0.68, where C _sleeve is the sleeve diameter limit and C _spigot is the pin diameter limit.

2. Rod (1) of the drill string according to claim 1, in which C _sleeve > 2.31 and C _spigot > 0.68.

3. Rod (1) drill string according to any one of paragraphs. 1, 2, in which the base (6) of the nipple (5) is conical.

4. Rod drill string (2) according to any one of paragraphs. 1, 2, in which the base (6) of the nipple (5) is cylindrical.

5. The rod (1) of the drill string according to claim 1 or 4, in which the first diameter (d _rod ) is 50 mm, while the second diameter (D _rod ) is 80.5 mm, while the third diameter (D _spigot ) is 82 mm, while the fourth diameter (d _spigot ) is 50 mm, while the fifth diameter (D _sleeve ) is 120 mm and the sixth diameter (d _sleeve ) is 91.2 mm.

6. Rod (1) drill string according to any one of paragraphs. 1-6, in which the drill stem (1) is suitable for use with a drill bit having a seventh outer diameter (D _hole ), while the fifth diameter (D _sleeve ) < 0.90 of the seventh diameter (D _hole ).

7. A drilling system (10) comprising a plurality of drill rods (1, 1b) according to any one of the preceding claims.

8. System (10) according to claim 7, containing a drill bit.

9. System (10) according to claim 8, in which the drill bit has a seventh outer diameter (D _hole ) which is 130 mm or more, such as 140, 152, 165, 172 or 178 mm.