RU203057U1 - Резьбовое соединение бурильных труб - Google Patents
Резьбовое соединение бурильных труб Download PDFInfo
- Publication number
- RU203057U1 RU203057U1 RU2020123063U RU2020123063U RU203057U1 RU 203057 U1 RU203057 U1 RU 203057U1 RU 2020123063 U RU2020123063 U RU 2020123063U RU 2020123063 U RU2020123063 U RU 2020123063U RU 203057 U1 RU203057 U1 RU 203057U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- thread
- nipple
- coupling
- nose
- stop
- Prior art date
Links
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 claims abstract description 88
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 63
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 63
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 63
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims abstract description 11
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 23
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 19
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 7
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 4
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000008447 perception Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Non-Disconnectible Joints And Screw-Threaded Joints (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Резьбовое соединение бурильных труб, содержащее: ниппель и муфту, снабженные каждый резьбой; причем каждый имеет упорный уступ и содержит носик с упорным торцом, причем резьба ниппеля и резьба муфты выполнены с возможностью взаимодействия друг с другом, с обеспечением возможности примыкания упорного торца носика ниппеля к упорному уступу муфты и возможности примыкания упорного торца носика муфты к упорному уступу ниппеля; при этом резьба ниппеля и резьба муфты имеют каждая конусность 1:12 мм/мм и шаг резьбы в диапазоне от 7,22 мм до 7,3 мм, а длина носика муфты находится в диапазоне от 14,3 мм до 17,4 мм. 4 ил.
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Настоящая полезная модель относится к бурильным трубам, в частности к резьбовым соединениям, которые могут быть использованы, в частности, для соединения бурильных труб между собой и с другими составными элементами бурильных колонн, используемых при бурении вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
В настоящее время вертикальное бурение, наклонно-направленное бурение и горизонтальное бурение, а также бурение боковых стволов скважин находит все более широкое применение в мире, в частности на территории РФ, при создании нефтяных и газовых скважин.
При вращательном бурении нефтяных и газовых скважин на бурильные трубы и иные конструктивные элементы бурильной колонны воздействует повышенный крутящий момент. Кроме того, при бурении в сложных условиях изогнутых стволов скважин (наклонно-направленных и горизонтальных скважин, боковых стволов скважин и т.п.) бурильные трубы и иные конструктивные элементы бурильной колонны подвергаются большим изгибающим нагрузкам.
Для работы в вышеописанных сложных условиях бурения используют бурильные трубы со специальными резьбовыми соединениями (так называемыми бурильными замками), которые предназначены для соединения бурильных труб между собой и с иными конструктивными элементами бурильных колонн, при этом такие специальные резьбовые соединения должны иметь повышенную стойкость к воздействию крутящих и изгибающих нагрузок.
Все более усложняющиеся условия бурения нефтяных и/или газовых скважин вызывают потребность в разработке резьбовых соединений бурильных труб, обладающих повышенными эксплуатационными характеристиками.
Один из иллюстративных примеров резьбового соединения бурильных труб описан в патенте РФ №88729 (далее RU 88729), опубликованном 20 ноября 2009 года. В частности, в патенте RU 88729 раскрыто резьбовое соединение бурильных труб, содержащее: ниппель и муфту, снабженные каждый резьбой; причем каждый из ниппеля и муфты имеет упорный уступ и содержит носик с упорным торцом, а резьба ниппеля и резьба муфты выполнены с возможностью взаимодействия друг с другом, с обеспечением возможности примыкания упорного торца носика ниппеля к упорному уступу муфты и возможности примыкания упорного торца носика муфты к упорному уступу ниппеля.
Недостаток резьбового соединения бурильных труб, описанного в RU 88729, заключается в том, что оно не сохраняет свои эксплуатационные свойства при работе в сложных условиях бурения, в частности при воздействии на него повышенных крутящих и изгибающих нагрузок. В частности, следует отметить, что в случае застревания бурильной колонны в стволе скважины при бурении горизонтальных скважин, наклонно-направленных скважин или боковых стволов скважин возможно превышение крутящего момента бурения по сравнению с крутящим моментом, применяемым при свинчивании резьбового соединения (в частности, при сборке бурильной колонны) на поверхности скважины, в результате чего может возникнуть дополнительный момент свинчивания, оказывающий повышенное воздействие на резьбовое соединение по RU 88729, которое может превысить предел текучести материала ниппеля и/или муфты этого резьбового соединения по RU 88729 и, следовательно, вызвать их разрушение. Для предотвращения возникновения вышеописанных случаев разрушения резьбового соединения бурильных труб крутящий момент, прикладываемый к резьбовому соединению при свинчивании бурильных труб, должен быть всегда выше крутящего момента, прикладываемого к резьбовому соединению при бурении, с запасом, учитывающим сложные условия бурения или возможные аварийные ситуации, например, застревание бурильной колонны в стволе скважины.
Таким образом, очевидна потребность в дальнейшем совершенствовании резьбовых соединений бурильных труб, в частности для улучшения сопротивляемости таких резьбовых соединений повышенным крутящим моментам и, следовательно, их надежности.
Следовательно, техническая проблема, решаемая настоящей полезной моделью, состоит в создании резьбового соединения бурильных труб, в котором по меньшей мере частично устранен обозначенный выше недостаток известного резьбового соединения бурильных труб, заключающийся в возможности разрушения резьбового соединения бурильных труб при осуществлении бурения.
РАСКРЫТИЕ СУЩНОСТИ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ
Вышеупомянутая техническая проблема решена в настоящей полезной модели благодаря тому, что в предложенном резьбовом соединении бурильных труб, содержащем ниппель и муфту, снабженные каждый резьбой; причем каждый из ниппеля и муфты имеет упорный уступ и содержит носик с упорным торцом, а резьба ниппеля и резьба муфты выполнены с возможностью взаимодействия друг с другом с обеспечением возможности примыкания упорного торца носика ниппеля к упорному уступу муфты и возможности примыкания упорного торца носика муфты к упорному уступу ниппеля; резьба ниппеля и резьба муфты имеют каждая конусность 1:12 мм/мм и шаг резьбы в диапазоне от 7,22 мм до 7,3 мм, а длина носика муфты находится в диапазоне от 14,3 мм до 17,4 мм.
Резьбовое соединение бурильных труб согласно настоящей полезной модели обеспечивает технический результат, заключающийся в повышении его прочности, что позволяет указанному резьбовому соединению выдерживать повышенные крутящие моменты, в частности при использовании бурильных труб в сложных условиях эксплуатации при бурении боковых стволов, хвостовиков в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, а также при проведении различных ремонтных и технологических операций, при которых могут возникнуть большие моменты кручения. В частности, повышение прочности резьбового соединения бурильных труб согласно настоящей полезной модели обусловлено достижением в указанном резьбовом соединении оптимального соотношения между крутящим моментом, воспринимаемым этим резьбовым соединением, и уровнем напряжения, возникающим при примыкании упорного торца носика муфты к упорному уступу ниппеля, что позволяет в целом повысить сопротивляемость резьбового соединения повышенному крутящему моменту.
В одном из вариантов реализации настоящей полезной модели шаг резьбы для ниппеля и муфты может составлять 7,26 мм, а длина носика муфты в резьбовом соединении бурильных труб может составлять 15,88 мм.
Еще в одном варианте реализации настоящей полезной модели шаг резьбы для ниппеля и муфты может составлять 7,26 мм, а длина носика муфты в резьбовом соединении бурильных труб может составлять 15,88 мм.
В другом варианте реализации настоящей полезной модели шаг резьбы для ниппеля и муфты может составлять 7,26 мм, а длина носика муфты в резьбовом соединении бурильных труб может составлять 15,88 мм.
Вышеуказанные конкретные значения шага резьбы для ниппеля и муфты и длины носика муфты в резьбовом соединении бурильных труб согласно настоящей полезной модели также обеспечивают сформулированный выше технический результат, заключающийся в повышении прочности резьбового соединения бурильных труб.
В другом варианте реализации настоящей полезной модели резьба ниппеля и резьба муфты могут иметь каждая высоту в диапазоне от 3,4 мм до 3,6 мм.
Еще в одном варианте реализации настоящей полезной модели высота резьбы ниппеля и резьбы муфты может составлять 3,556 мм.
Вышеуказанные значения высоты резьбы ниппеля и резьбы муфты также вносят свой дополнительный вклад в сформулированный выше технический результат, заключающийся в повышении прочности резьбового соединения бурильных труб.
Краткое описание чертежей
Прилагаемые чертежи, которые приведены для обеспечения лучшего понимания сущности настоящей полезной модели, составляют часть настоящего документа и включены в него для иллюстрации нижеописанных вариантов реализации настоящей полезной модели. Прилагаемые чертежи в сочетании с приведенным ниже описанием служат для пояснения сущности настоящей полезной модели. На чертежах:
на фиг. 1 показано резьбовое соединение бурильных труб согласно настоящей полезной модели в развинченном состоянии;
на фиг. 2 показано резьбовое соединение бурильных труб согласно настоящей полезной модели в свинченном состоянии;
на фиг. 3 показана часть ниппеля резьбового соединения, показанного на фиг. 1 и 2;
на фиг. 4 показана часть муфты резьбового соединения, показанного на фиг. 1 и 2.
РАСКРЫТИЕ СУЩНОСТИ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ
На фиг. 1 показано резьбовое соединение 100 бурильных труб в развинченном состоянии.
Резьбовое соединение 100 бурильных труб, показанное на фиг. 1, содержит ниппель 1 и муфту 2, выполненные с возможностью резьбового взаимодействия друг с другом при свинчивании или развинчивании резьбового соединения 100, обеспечивающих соответственно соединение и разъединение резьбового соединения 100.
Ниппель 1 снабжен резьбой 3 конической формы, выполненной на поверхности ниппеля 1, которая обращена в сторону муфты 2 при нахождении ниппеля 1 и муфты 2 в резьбовом взаимодействии друг с другом. Таким образом, что резьба 3 ниппеля выполнена с наружной стороны ниппеля 1, противоположной внутренней стороне ниппеля 1, которой он обращен к внутренней полости бурильных труб, предназначенной для пропускания текучей среды, связанной с бурением скважин с использованием этих бурильных труб.
Кроме того, муфта 2 снабжена резьбой 6 конической формы, выполненной на поверхности муфты, которая обращена в сторону ниппеля 1 при взаимодействии муфты 2 и ниппеля 1 друг с другом. Таким образом, что резьба 6 муфты выполнена с внутренней стороны муфты 2, противоположной наружной стороне муфты 2, которой она обращена к среде, окружающей бурильные трубы.
Кроме того, как показано на фиг. 1, ниппель 1 имеет упорный уступ 4 и содержит носик 11 с упорным торцом 5, а муфта 2 имеет упорный уступ 7 и содержит носик 12 с упорным торцом 8.
Кроме того, резьба 3 ниппеля и резьба 6 муфты имеют каждая конусность 1:12 мм/мм, шаг резьбы в диапазоне от 7,22 мм до 7,3 мм, а предпочтительно 7,26 мм (т.е. имеют 3,5 витка на дюйм (на 25,4 мм)), и высоту резьбы в диапазоне от 3,4 мм до 3,6 мм (предпочтительно 3,556 мм). Резьба 3 ниппеля и резьба 6 муфты выполнены с возможностью разъемного соединения или взаимодействия друг с другом с образованием наружного упорного узла 9 и внутреннего упорного узла 10, как показано на фиг. 2.
Основными функциями резьбы 3 ниппеля и резьбы 6 муфты являются восприятие растягивающей нагрузки и выдерживание многократного свинчивания-развинчивания резьбового соединения 100 с одновременным сохранением его эксплуатационных характеристик.
Следует отметить, что выполнение каждой из резьбы 3 ниппеля и резьбы 6 муфты с конусностью 1:12 мм/мм и шагом резьбы в диапазоне от 7,22 мм до 7,3 мм (предпочтительно 7,26 мм) является оптимальным, поскольку обеспечивает оптимальное соотношение между длительностью свинчивания резьбового соединения 100, которая будет увеличиваться при увеличении конусности резьбы 3 ниппеля и резьбы 6 муфты и будет уменьшаться при увеличении шага резьбы для резьбы 3 ниппеля и резьбы 6 муфты, и сопротивляемостью резьбового соединения 100 высокому крутящему моменту при бурении в сложных условиях, повышающейся при увеличении конусности резьбы 3 ниппеля и резьбы 6 муфты.
Внутренний упорный узел 10 образован упорным торцом 5 носика ниппеля и упорным уступом 7 муфты, а наружный упорный узел 9 образован упорным торцом 8 носика муфты и упорным уступом 4 ниппеля.
Следует отметить, что наружный упорный узел 9 обеспечивает передачу высокого крутящего момента при бурении скважины, а также является уплотняющим и обеспечивает герметичность резьбового соединения 100. Внутренний упорный узел 10 дополняет наружный упорный узел 9 и обеспечивает передачу крутящего момента, воспринимаемого резьбовым соединением 100.
Как показано на фиг. 1, носик 11 ниппеля с упорным торцом 5 имеет длину L1, а носик 12 муфты с упорным торцом 8 имеет длину L2, при этом в резьбовом соединении 100 упорный торец 5 ниппеля и упорный торец 8 муфты выполнены таким образом, что длина L2 носика 12 муфты превышает длину L1 носика 11 ниппеля, при этом длина L1 носика 11 ниппеля имеет значение в диапазоне от 12 мм до 13 мм (L1 предпочтительно составляет 12,43 мм, 12,55 мм или 12,7 мм), а длина L2 носика 12 муфты имеет значение в диапазоне от 14,3 мм до 17,4 мм (L2 предпочтительно составляет 15,88 мм).
Следует отметить, что авторами настоящего документа было установлено, что в случае, когда резьба 3 ниппеля и резьба 6 муфты имеют каждая конусность 1:12 мм/мм и шаг резьбы в диапазоне от 7,22 мм до 7,3 мм (предпочтительно 7,26 мм), а длина L1 носика 11 ниппеля находится в диапазоне от 12 мм до 13 мм (предпочтительно составляет 12,43 мм, 12,55 мм или 12,7 мм), достигается оптимальное соотношение между крутящим моментом, воспринимаемым резьбовым соединением 100, и уровнем напряжения на упорном узле 10, возникающим при примыкании упорного торца 5 носика ниппеля к упорному уступу 7 муфты, что позволяет улучшить надежность резьбового соединения 100 и способность выдерживать большие нагрузки (в частности, крутящий момент) без разрушения, в частности в сложных условиях бурения. Таким образом, вышеуказанное соотношение между параметрами резьб 3, 6 и длиной L1 носика 11 ниппеля не только обеспечивает работоспособность резьбового соединения 100, но и позволяет равномерно распределять нагрузки по виткам резьбы 3 ниппеля для обеспечения надежной передачи осевой нагрузки от ниппеля 1 на муфту 2 посредством резьбы 3 ниппеля и ее уравновешивание внутренним упорным узлом 10. Кроме того, вышеуказанное оптимальное соотношение между крутящим моментом, воспринимаемым резьбовым соединением 100, и уровнем напряжения на упорном узле 10, возникающим при примыкании упорного торца 5 носика ниппеля к упорному уступу 7 муфты, также достигается и при высоте резьбы 3 ниппеля и резьбы 6 муфты от 3,4 мм до 3,6 мм (предпочтительно 3,556 мм), при этом указанный диапазон значений высоты резьбы 3 ниппеля и резьбы 6 муфты (в том числе вышеуказанное конкретное значение высоты резьбы 3 ниппеля и резьбы 6 муфты) позволяет резьбовому соединению 100 выдерживать большие нагрузки (в частности, крутящий момент) без разрушения.
Авторами настоящего документа также было установлено, что в случае, когда резьба 3 ниппеля и резьба 6 муфты имеют каждая конусность 1:12 мм/мм и шаг резьбы в диапазоне от 7,22 мм до 7,3 мм (предпочтительно 7,26 мм), а длина L2 носика 12 муфты находится в диапазоне от 14,3 мм до 17,4 мм (предпочтительно составляет 15,88 мм), достигается оптимальное соотношение между крутящим моментом, воспринимаемым резьбовым соединением 100, и уровнем напряжения на наружном упорном узле 9, возникающим при примыкании упорного торца 8 носика муфты к упорному уступу 4 ниппеля, что позволяет дополнительно улучшить надежность резьбового соединения 100 и способность выдерживать большие нагрузки (в частности, крутящий момент) без разрушения, в частности в сложных условиях бурения. Таким образом, вышеуказанное соотношение между параметрами резьб 3, 6 и длиной L2 носика 12 муфты не только также обеспечивает работоспособность резьбового соединения 100, но и также позволяет равномерно распределять нагрузки по виткам резьбы 6 муфты для обеспечения надежной передачи осевой нагрузки от муфты 2 на ниппель 1 посредством резьбы 6 муфты и ее уравновешивание наружным упорным узлом 9. Кроме того, вышеуказанное оптимальное соотношение между крутящим моментом, воспринимаемым резьбовым соединением 100, и уровнем напряжения на наружном упорном узле 9, возникающим при примыкании упорного торца 8 носика муфты к упорному уступу 4 ниппеля, также достигается и при высоте резьбы 3 ниппеля и резьбы 6 муфты от 3,4 мм до 3,6 мм (предпочтительно 3,556 мм), при этом указанный диапазон значений высоты резьбы 3 ниппеля и резьбы 6 муфты (в том числе вышеуказанное конкретное значение высоты резьбы 3 ниппеля и резьбы 6 муфты) позволяет резьбовому соединению 100 выдерживать большие нагрузки (в частности, крутящий момент) без разрушения.
Кроме того, авторами настоящего документа было установлено, что в случае, когда резьба 3 ниппеля и резьба 6 муфты имеют каждая конусность 1:12 мм/мм и шаг резьбы в диапазоне от 7,22 мм до 7,3 мм (предпочтительно 7,26 мм), длина L1 носика 11 ниппеля находится в диапазоне от 12 мм до 13 мм (предпочтительно составляет 12,43 мм, 12,55 мм или 12,7 мм), а длина L2 носика 12 муфты находится в диапазоне от 14,3 мм до 17,4 мм (предпочтительно составляет 15,88 мм), достигается оптимальное соотношение между крутящим моментом, воспринимаемым резьбовым соединением 100, и равномерностью распределения напряжений по наружному и внутреннему упорным узлам 9, 10 с одновременной оптимизацией габаритных размеров соединения в зависимости от диаметра используемых бурильных труб.
Кроме того, длина L1 носика 11 ниппеля в вышеуказанном пределе, в том числе при ее вышеуказанных конкретных значениях (12,43 мм, 12,55 мм или 12,7 мм), позволяет технологически выполнить соответственно нарезание резьбы 3 ниппеля на наружной поверхности ниппеля 1 и нарезание резьбы 6 муфты на внутренней поверхности муфты 2.
Таким образом, длина L1 носика 11 ниппеля в вышеуказанном диапазоне значений и/или длина L2 носика 12 муфты в вышеуказанном диапазоне значений в сочетании с вышеуказанными параметрами резьбы 3 ниппеля и резьбы 6 муфты обеспечивают то, что резьбовое соединение 100 имеет не только высокие прочностные характеристики на растяжение, изгиб и срез, но и обладает высокой скоростью и меньшей трудоемкостью его свинчивания и/или развинчивания.
Как показано на фиг. 3, ниппель 1 также снабжен уплотняющим уступом 13, верхняя бровка которого находится на расстоянии L3 в диапазоне от 2,93 мм до 3,43 мм (предпочтительно расстояние L3 составляет 3,18 мм) от упорного уступа 4 ниппеля, при этом верхняя площадка уплотняющего уступа 13 ниппеля, соединяющаяся с упорным уступом 4 ниппеля, и нижняя площадка уплотняющего уступа 13 ниппеля, расположенная ниже верхней площадки уплотняющего уступа 13 ниппеля по высоте ниппеля, выполнены в целом прямолинейными, а высота уплотняющего уступа 13 ниппеля находится в целом в диапазоне от 0,2 мм до 0,6 мм (предпочтительно высота уплотняющего уступа 13 ниппеля составляет 0,4 мм).
Как показано на фиг. 4, муфта 2 также снабжена уплотняющим уступом 14, верхняя бровка которого находится на расстоянии L4 в диапазоне от 2,93 мм до 3,43 мм (предпочтительно расстояние L4 составляет 3,18 мм) от упорного торца 8 носика муфты, при этом верхняя площадка уплотняющего уступа 14 муфты, соединяющаяся с упорным торцом 8 носика муфты, выполнена в целом прямолинейной, нижняя площадка уплотняющего уступа 14 муфты, расположенная ниже верхней площадки уплотняющего уступа 14 муфты по высоте муфты 2, выполнена в целом прямолинейной, а высота уплотняющего уступа 14 муфты находится в целом в диапазоне от 0,1 мм до 0,3 мм (предпочтительно высота уплотняющего уступа 14 муфты составляет 0,2 мм).
Таким образом, как описано выше, уплотняющий уступ 13 ниппеля в целом расположен на расстоянии L3 от упорного уступа 4 ниппеля, которое по существу соответствует или равно расстоянию, на котором в целом расположен уплотняющий уступ 14 муфты.
Следует отметить, что при вводе резьбы 3 ниппеля и резьбы 6 муфты во взаимодействие с обеспечением образования, в частности, наружного упорного узла 9, как показано на фиг. 2 и описано выше в данном документе со ссылкой на фиг. 2, уплотняющий уступ 13 ниппеля входит в плотный контакт или плотное взаимодействие с уплотняющим уступом 14 муфты, при котором вышеописанные верхняя площадка и нижняя площадка уступа 13 ниппеля по меньшей мере частично входят в плотное взаимодействие соответственно с верхней площадкой и нижней площадкой резьбы 6 муфты, что в конечном итоге улучшает прочность и герметичность наружного упорного узла 9 и, следовательно, резьбового соединения 100 в целом.
Резьбовое соединение 100 бурильных труб работает следующим образом. При свинчивании резьбового соединения 100 ниппель 1 и муфту 2 соединяют друг с другом путем ввода резьбы 3 ниппеля во взаимодействие с резьбой 6 муфты, в результате чего происходит продвижение ниппеля 1 вдоль муфты 2 с обеспечением примыкания упорного торца 5 носика 11 ниппеля к упорному уступу 7 муфты или их смыкания, в результате которого образуется внутренний упорный узел 10, приближенный к внутренней полости бурильных труб (см. фиг. 2), предназначенной для пропускания текучей среды, связанной с бурением скважин, и примыкания упорного торца 8 носика 12 муфты к упорному уступу 4 ниппеля или их смыкания, в результате которого образуется наружный упорный узел 9, удаленный от внутренней полости бурильных труб и приближенный к среде, окружающей бурильные трубы (см. фиг. 2). Кроме того, при вышеописанном процессе соединения ниппеля 1 и муфты 2 друг с другом также происходит вход уплотняющего уступа 13 ниппеля в плотный контакт с уплотняющим уступом 14 муфты. При развинчивании резьбового соединения 100 ниппель 1 и муфту 2 отсоединяют друг с другом путем вывода резьбы 3 ниппеля из взаимодействия с резьбой 6 муфты, в результате чего происходит продвижение ниппеля 1 вдоль муфты 2 в обратном направлении с обеспечением постепенного удаления упорного торца 5 носика 11 ниппеля от упорного уступа 7 муфты и соответственно удаления упорного торца 8 носика 12 муфты от упорного уступа 4 ниппеля, при этом уплотняющий уступ 13 ниппеля и уплотняющий уступ 14 муфты оказываются выведенными из взаимодействия друг с другом.
Claims (4)
1. Резьбовое соединение бурильных труб, содержащее: ниппель и муфту, снабженные каждый резьбой, причем каждый имеет упорный уступ и содержит носик с упорным торцом, а резьба ниппеля и резьба муфты выполнены с возможностью взаимодействия друг с другом, с обеспечением возможности примыкания упорного торца носика ниппеля к упорному уступу муфты и возможности примыкания упорного торца носика муфты к упорному уступу ниппеля, отличающееся тем, что резьба ниппеля и резьба муфты имеют каждая конусность 1:12 мм/мм и шаг резьбы в диапазоне от 7,22 мм до 7,3 мм, а длина носика муфты находится в диапазоне от 14,3 мм до 17,4 мм, а длина носика ниппеля имеет значение в диапазоне от 12 мм до 13 мм.
2. Резьбовое соединение бурильных труб по п. 1, в котором шаг резьбы составляет 7,26 мм, а длина носика муфты составляет 15,88 мм.
3. Резьбовое соединение бурильных труб по любому из пп. 1, 2, в котором резьба ниппеля и резьба муфты имеют каждая высоту в диапазоне от 3,4 мм до 3,6 мм.
4. Резьбовое соединение бурильных труб по п. 3, в котором высота резьбы ниппеля и резьбы муфты составляет 3,556 мм.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020123063U RU203057U1 (ru) | 2020-07-11 | 2020-07-11 | Резьбовое соединение бурильных труб |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020123063U RU203057U1 (ru) | 2020-07-11 | 2020-07-11 | Резьбовое соединение бурильных труб |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU203057U1 true RU203057U1 (ru) | 2021-03-19 |
Family
ID=74874207
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020123063U RU203057U1 (ru) | 2020-07-11 | 2020-07-11 | Резьбовое соединение бурильных труб |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU203057U1 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN201546635U (zh) * | 2009-11-24 | 2010-08-11 | 中冶集团武汉勘察研究院有限公司 | 高压摆喷注浆机械钻杆接头 |
| RU132477U1 (ru) * | 2013-04-23 | 2013-09-20 | Открытое акционерное общество "Завод бурового оборудования" | Быстроразъемное резьбовое соединение |
| RU2508491C1 (ru) * | 2012-09-07 | 2014-02-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Тмк-Премиум Сервис" | Резьбовое соединение бурильных труб |
| CN106437552A (zh) * | 2016-11-15 | 2017-02-22 | 东营威玛石油钻具有限公司 | 一种高密封钻杆接头 |
| EA026556B1 (ru) * | 2011-11-18 | 2017-04-28 | Ниппон Стил Энд Сумитомо Метал Корпорейшн | Трубное резьбовое соединение, имеющее улучшенную характеристику высокой моментной нагрузки |
| RU195764U1 (ru) * | 2019-10-11 | 2020-02-05 | Открытое акционерное общество «Завод бурового оборудования» | Резьбовое соединение тонкостенных бурильных труб |
-
2020
- 2020-07-11 RU RU2020123063U patent/RU203057U1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN201546635U (zh) * | 2009-11-24 | 2010-08-11 | 中冶集团武汉勘察研究院有限公司 | 高压摆喷注浆机械钻杆接头 |
| EA026556B1 (ru) * | 2011-11-18 | 2017-04-28 | Ниппон Стил Энд Сумитомо Метал Корпорейшн | Трубное резьбовое соединение, имеющее улучшенную характеристику высокой моментной нагрузки |
| RU2508491C1 (ru) * | 2012-09-07 | 2014-02-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Тмк-Премиум Сервис" | Резьбовое соединение бурильных труб |
| RU132477U1 (ru) * | 2013-04-23 | 2013-09-20 | Открытое акционерное общество "Завод бурового оборудования" | Быстроразъемное резьбовое соединение |
| CN106437552A (zh) * | 2016-11-15 | 2017-02-22 | 东营威玛石油钻具有限公司 | 一种高密封钻杆接头 |
| RU195764U1 (ru) * | 2019-10-11 | 2020-02-05 | Открытое акционерное общество «Завод бурового оборудования» | Резьбовое соединение тонкостенных бурильных труб |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2759755C (en) | Drill stem connection | |
| US2587544A (en) | Threaded joint capable of being quickly made and broken | |
| US4537429A (en) | Tubular connection with cylindrical and tapered stepped threads | |
| US7494159B2 (en) | Threaded joint for steel pipes | |
| US3047316A (en) | Packed pin and box drill pipe coupling with means preventing extrusion of packing ring | |
| US3754609A (en) | Drill string torque transmission sleeve | |
| US6511102B2 (en) | Pipe connector | |
| CA2593234C (en) | Floating wedge thread for tubular connection | |
| CA2418920C (en) | Screw threaded joint for continuous-profile tubes | |
| RU2687696C1 (ru) | Быстроразъемное резьбовое соединение с многозаходной резьбой | |
| US20240018985A1 (en) | Threaded and coupled tubular goods connection | |
| NO171746B (no) | Gjengeforbindelse | |
| US5516158A (en) | Self-swaging threaded tubular connection | |
| RU2716096C2 (ru) | Трубное соединение со спирально проходящим выступом передачи момента | |
| RU179961U1 (ru) | Двухупорное резьбовое соединение | |
| RU88729U1 (ru) | Соединение бурильной колонны | |
| WO1984004352A1 (en) | Tubular connection with cylindrical and tapered stepped threads | |
| RU203057U1 (ru) | Резьбовое соединение бурильных труб | |
| RU202565U1 (ru) | Резьбовое соединение бурильных труб | |
| RU200381U1 (ru) | Резьбовое соединение бурильных труб | |
| RU200794U1 (ru) | Резьбовое соединение бурильных труб | |
| RU202611U1 (ru) | Резьбовое соединение бурильных труб | |
| RU201674U1 (ru) | Резьбовое соединение бурильных труб | |
| US5143411A (en) | Threaded tubular connection | |
| US2454137A (en) | Tubing tool joint |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC91 | Official registration of the transfer of exclusive right (utility model) |
Effective date: 20220126 |