RU2692177C1 - Резьбовое соединение насосно-компрессорных труб для нефтяных скважин - Google Patents
Резьбовое соединение насосно-компрессорных труб для нефтяных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2692177C1 RU2692177C1 RU2018129939A RU2018129939A RU2692177C1 RU 2692177 C1 RU2692177 C1 RU 2692177C1 RU 2018129939 A RU2018129939 A RU 2018129939A RU 2018129939 A RU2018129939 A RU 2018129939A RU 2692177 C1 RU2692177 C1 RU 2692177C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipe
- inches
- nipple
- coupling
- diameter
- Prior art date
Links
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 24
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 claims abstract description 102
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 56
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 56
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 56
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 34
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 7
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 abstract description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 abstract 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 7
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 6
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 241000543375 Sideroxylon Species 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 230000004323 axial length Effects 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 230000036316 preload Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/04—Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
- E21B17/042—Threaded
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L15/00—Screw-threaded joints; Forms of screw-threads for such joints
- F16L15/04—Screw-threaded joints; Forms of screw-threads for such joints with additional sealings
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Non-Disconnectible Joints And Screw-Threaded Joints (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к резьбовому соединению насосно-компрессорных труб для нефтяных скважин, которое обладает достаточной герметичностью при приложении к резьбовому соединению внешнего давления благодаря исключению пластичной деформации переднего участка и достаточному сопротивлению задиру. Достаточное сопротивление задиру обеспечивается путем предотвращения его возникновения во время выполнения резьбового соединения в ходе проверочного испытания, осуществленного в соответствии с ISO 13679:2002, даже при малой толщине резьбового соединения насосно-компрессорных труб для нефтяных скважин. Параметры резьбового соединения, в том числе размеры при установленном отношении Ls/Ln от 0,2 до 0,6, удовлетворяют формулам: (Ds1–Ds0)/(D1–D0)≥0,30 и tgθ>(ΔD+δ)/[2(Lt–Ls)], где Ds1 – диаметр в дюймах наружного конца поверхности контакта торца ниппельной части трубы с упором в муфте; Ds0 – диаметр в дюймах внутреннего конца поверхности контакта торца ниппельной части трубы с упором в муфте; D1 – внешний диаметр в дюймах несформованного участка ниппельной части трубы; D0 – внутренний диаметр в дюймах несформованного участка ниппельной части трубы; θ – угол наклона в градусах участка уплотнения муфты; ΔD – разность ΔD=Dn–Dsp в дюймах внешнего диаметра Dn соединительного участка переднего участка ниппельной части трубы и внешнего диаметра Dsp точки уплотнения; δ – величина в дюймах натяга в уплотнении, равная предельному перекрытию по диаметру участков уплотнения ниппельной части трубы и муфты в позиции точки уплотнения; Lt – расстояние в дюймах в осевом направлении от конечного положения сужающейся части уплотнения муфты до конечной точки ниппельной части трубы; Ls – расстояние в дюймах от конечной точки ниппельной части трубы до точки уплотнения; Ln – длина в дюймах переднего участка ниппельной части трубы. 4 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к резьбовому соединению труб для нефтяной скважины, которая обычно используется для разведки и добычи нефти или газа, в частности, относится к резьбовому соединению труб для нефтяной скважины, предпочтительно для насосно-компрессорных труб.
Уровень техники
Резьбовые соединения широко используются для соединения стальных труб, применяемых в установках нефтяной промышленности, таких как насосно-компрессорные трубы нефтяных скважин. В последнее время скважины для сырой нефти или природного газа располагаются на все большей глубине, и увеличивается количество горизонтальных и наклонно-направленных скважин для вертикальных скважин и, следовательно, среда для бурения и добычи стала более суровой. Кроме того, увеличивается количество скважин, расположенных в чрезвычайно «тяжелых» средах, таких как океаны и населенные области, и, следовательно, от резьбовых соединений требуются многообразные рабочие характеристики, в том числе прочность на сжатие, прочность на изгиб, герметичность при внешних давлениях (сопротивление внешнему давлению) и т.п. Обычно при соединении стальных труб, используемых при разведке и добыче нефти или газа, используется стандартное резьбовое соединение, которое оговорено в стандарте API (Американский институт нефти). Тем не менее, упомянутое выше многообразие нужных рабочих характеристик увеличило количество случаев использования специальных резьбовых соединений, которые обладают высокими рабочими характеристиками и которые называются «премиальными соединениями», а также постоянно увеличивается потребность в улучшении рабочих характеристик премиальных соединений.
Премиальное соединение обычно представляет собой соединение, которое содержит: скошенные резьбы, участки уплотнения (в частности, участки уплотнения с контактом металлов); и плечевые участки (более конкретно, плечевые участки для крутящего момента). Таким образом, премиальное соединение является соединением со сцеплением, которое соединяет элементы с наружной резьбой, выполненные на концах труб (здесь и далее называемые «ниппельная часть трубы»), и элемент с внутренней резьбой (здесь и далее называемый «муфтой»), соединяемый с каждой ниппельной частью труб для их соединения друг с другом. Скошенные резьбы важны для надежного закрепления соединения. Контакт металлов муфты и ниппелых частей труб образует между ними участки уплотнения, обеспечивающие герметичность соединения. Плечевые участки образуют поверхности, которые выполняют функцию заглушек по завершении соединения.
Упомянутое выше увеличение глубины скважины увеличивает количество случаев, требующих насосно-компрессорных труб для нефтяных скважин, способных работать в среде с высокой температурой и под высоким давлением. При проектировании скважин наблюдается тенденция, когда внешний диаметр насосно-компрессорной трубы для вытягивания добываемого флюида (сырой нефти, природного газа или подобного) является достаточно малым, и для улучшения производительности уменьшают толщину стенок насосно-компрессорных труб для увеличения внутреннего диаметра насосно-компрессорных труб, через которые проходит флюид.
Было предложено несколько технологий для удовлетворения потребности в резьбовом соединении, которое обладает высокой сопротивляемостью и герметичностью даже при больших сжимающих нагрузках. Например, известна технология по патенту JP 4257707, согласно которой отношение площади поперечного сечения поверхности контакта плечевого участка на стороне муфты (площадь области, полученной в ортогональной проекции поверхности контакта на поверхность, перпендикулярную оси насосно-компрессорных труб) к площади поперечного сечения необработанной трубки ниппельной части трубы (площадь поперечного сечения несформированного ниппельного участка стальной трубы ее на конце) установлено равным заранее заданному значению (0,5) или более.
Раскрытие изобретения
Техническая задача
Значение, вычисленное на основе математического выражения, оговоренного в API 5CТ, используется в качестве внешнего давления при испытании с целью оценки герметичности резьбового соединения, нужной для ISO 13679:2002. В испытании насосно-компрессорной трубы, ниппельная часть которой имеет внешний диаметр 114,3 мм (4,5 дюйма или 4,5′′) или менее, параметр WT/OD, который является отношением толщины (WT) стенки и внешнего диаметра (OD), становится сравнительно большим. Соответственно, такой насосно-компрессорной трубе нужно обладать герметичностью при внешнем давлении, которое больше внешнего давления, которым необходимо обладать насосно-компрессорной трубе с ниппельной частью, имеющей внешний диаметр больше 114,3 мм.
С другой стороны, насосно-компрессорная труба, в общем, имеет малую толщину стенки, следовательно, толщина переднего участка становится малой, при этом существует склонность к тому, что также будет мала площадь поперечного сечения плечевого участка (площадь области, полученной в ортогональной проекции поверхности контакта на поверхность, перпендикулярную центральной оси насосно-компрессорной трубы). Эта склонность может стать причиной некоторой проблемы в форме пластичной деформации переднего участка во время выполнения резьбового соединения. Эту задачу трудно решить с помощью технологии, описанной в документе JP 4257707. Далее, такой обычной технологии по-прежнему недостаточно с точки зрения предотвращения возникновения так называемого «задира», который является захватом, имеющим место во время выполнения резьбового соединения или во время развинчивания соединения.
Настоящее изобретение было предложено с учетом упомянутых выше обстоятельств и задача настоящего изобретения состоит в том, чтобы предложить резьбовое соединение для насосно-компрессорных труб для нефтяных скважин, которое обладает, даже в случае, когда резьбовое соединение для насосно-компрессорных труб для нефтяных скважин является резьбовым соединением для насосно-компрессорных труб с малой толщиной стенок, достаточной герметичностью (достаточной герметичностью относительно внешнего давления) при приложении внешнего давления к резьбовому соединению благодаря сдерживанию пластичной деформации переднего участка при испытании герметичности и достаточному сопротивлению задиру во время выполнения и развинчивания резьбового соединения в испытании, осуществляемом в соответствии с ISO 13679:2002.
Решение задачи
Для решения упомянутой выше задачи были проведены обширные исследования, в результате которых было разработано резьбовое соединение насосно-компрессорных труб для нефтяных скважин, которое содержит ниппельную часть трубы, имеющую передний участок на конце наружной резьбы, и муфту с внутренней резьбой, взаимодействующей с наружной резьбой ниппельной части трубы посредством соответствующего зацепления, причем муфта имеет участки, направленные навстречу указанному переднему участку ниппельной части трубы.
Согласно изобретению на конце переднего участка ниппельной части трубы имеется торец, контактирующий с обращенным ему навстречу в осевом направлении упором на муфте;
внешняя поверхность переднего участка ниппельной части трубы выполнена выступающей изогнутой, а внутренняя поверхность муфты выполнена сужающейся с углом θ наклона относительно осевого направления,
внешняя поверхность переднего участка ниппеля и внутренняя поверхность муфты выполнены с возможностью контакта металла по металлу друг с другом в радиальном направлении во время выполнения соединения, образуя тем самым герметичную для флюида конструкцию,
при этом параметры резьбового соединения при отношении расстояния Ls от конечной точки ниппельной части трубы до точки уплотнения, положение которой определено местом, в котором при контакте торца ниппельной части трубы с упором в муфте предельное перекрытие участков уплотнения ниппельной части трубы и муфты максимально в радиальном направлении, к длине Ln переднего участка ниппельной части трубы, равным Ls/Ln = 0,2 – 0,6, удовлетворяют следующим формулам:
(Ds12 – Ds02)/(D12 – D02) ≥ 0,30;
tg θ > (ΔD + δ)/[2(Lt – Ls)], где
Ds1 – диаметр в дюймах наружного конца поверхности контакта торца ниппельной части трубы с упором в муфте;
Ds0 – диаметр в дюймах внутреннего конца поверхности контакта торца ниппельной части трубы с упором в муфте;
D1 – внешний диаметр в дюймах несформованного участка ниппельной части трубы, в дюймах;
D0 – внутренний диаметр в дюймах несформованного участка ниппельной части трубы, в дюймах;
θ: – угол наклона в градусах участка уплотнения муфты;
ΔD – разность ΔD = Dn – Dsp в дюймах внешнего диаметра Dn соединительного участка переднего участка ниппельной части трубы и внешнего диаметра Dsp точки уплотнения;
δ – величина в дюймах натяга в уплотнении, равная предельному перекрытию по диаметру участков уплотнения ниппельной части трубы и муфты в позиции точки уплотнения;
Lt – расстояние в дюймах в осевом направлении от конечного положения сужающейся части уплотнения муфты до конечной точки ниппельной части трубы;
Ls – расстояние в дюймах от конечной точки ниппельной части трубы до точки уплотнения;
Ln – длина в дюймах переднего участка ниппельной части трубы.
Предпочтительно в таком резьбовом соединении внешний диаметр ниппельной части трубы составляет 114,3 мм или менее, а длина Ln составляет 5,08 мм или более.
Полезные свойства изобретения
В соответствии с настоящим изобретением, даже когда резьбовое соединение для насосно-компрессорных труб для нефтяных скважин выполнено как резьбовое соединение для насосно-компрессорных труб с малой толщиной стенок, возможно предотвратить возникновение задира во время выполнения и развинчивания соединения при испытании, осуществляемом в соответствии с ISO 13679:2002. Далее, в ходе испытания герметичности может быть сдержана пластичная деформация, таким образом, при приложении внешнего давления к резьбовому соединению достигается достаточная герметичность (достаточная герметичность относительно внешнего давления).
Изобретение поясняется чертежами.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 схематично показано передний участок премиального соединения насосно-компрессорных труб для нефтяных скважин, в соответствии с изобретением;
фиг. 2 схематично показаны резьбовые участки премиального соединения насосно-компрессорных труб для нефтяных скважин, в соответствии с изобретением;
фиг. 3 схематично показан весь участок премиального соединения насосно-компрессорных труб для нефтяных скважин в соответствии с изобретением;
фиг. 4 схематично показано резьбовое соединение с радиальным уплотнением с указанием параметров, используемых при описании изобретения.
Варианты осуществления изобретения
Далее, изобретение будет описано сначала со ссылками на фиг. 1 – 3, а его технические особенности более подробно будут описаны со ссылкой на фиг. 4.
На фиг. 1 – 3 схематично показано премиальное соединение насосно-компрессорных труб для нефтяных скважин, которое представляет технологию, резьбового соединения насосно-компрессорных труб для нефтяных скважин в соответствии с настоящим изобретением. На этих фигурах резьбовое соединения круглой трубы показано в сечении (в сечении плоскостью, проходящей по оси насосно-компрессорных труб). Резьбовое соединение 100 содержит ниппельную часть 3 трубы и соответствующую ниппельным частям 3 трубы муфту 2. Ниппельная часть 3 трубы содержит наружную резьбу 7 на своей внешней поверхности и передний участок 8 (также называемый носиком) определенной длины, который расположен рядом с наружной резьбой 7 со стороны конца ниппельной части 3 трубы и который не содержит резьбы. Передний участок 8 содержит участок 11 уплотнения (более конкретно, участок уплотнения с контактом металлов), расположенный на наружном краю поверхности переднего участка, и торец 12 на конце переднего участка. На внутренней поверхности муфты 2 выполнена внутренняя резьба 5, а также имеются участок 13 уплотнения и упор 14. Внутренняя резьба 5 находится в зацеплении с наружной резьбой 7 ниппельной части 3 трубы, участок 13 уплотнения муфты контактирует с участком 11 уплотнения ниппельной части 3 трубы, а упор 14 контактирует с торцом 12 ниппельной части 3 трубы.
В технологии резьбового соединения насосно-компрессорных труб для нефтяных скважин резьбовое соединение содержит участок 11 уплотнения на конце ниппельной части 3 трубы. Желательных параметров уплотнения можно добиться путем приложения к участку 11 уплотнения надлежащего завинчивающего крутящего момента. Тем не менее, на завинчивающий крутящий момент влияют условия смазки, свойства поверхности и т.п. Известно резьбовое соединение, слабо зависящее от условий смазки, свойств поверхности и т.п., в котором используется радиальное уплотнение, что относительно увеличивает радиально направленную составляющую давления в уплотняющем контакте (далее называется резьбовым соединением с радиальным уплотнением). Резьбовое соединение с радиальным уплотнением по существу совпадает указанным резьбовым соединением, но при этом участок уплотнения выполнен на конце ниппельной части трубы относительно такой точки, чтобы участок уплотнения находился в позиции, отличной от торца. Тем не менее, достоинство резьбового соединения с радиальным уплотнением заключается в том, что давление в уплотняющем контакте незначительно уменьшается при приложении резьбовому соединению осевой растягивающей нагрузки.
На фиг. 2 символом α обозначен угол опорной стороны. Угол α опорной стороны представляет собой угол между боковой опорной поверхностью 9 резьбы и плоскостью, перпендикулярной центральной оси насосно-компрессорной трубы. Когда внутренний конец боковой опорной поверхности 9 резбы на ниппельной части трубы расположен ближе к концу ниппельной части трубы относительно положения внешнего конца этой поверхности 9, как показано на фиг. 2, угол α является отрицательным (например, α = –5° или около того). В противоположном случае, угол α является положительным (например, α = 5°). Когда угол α не является ни отрицательным, ни положительным, то он равен 0 (α = 0°). Зазор 15 резьбы определен как расстояние между боковой направляющей поверхностью 10 на резьбе ниппельной части трубы и боковой направляющей поверхностью 10 на резьбе муфты (расстояние между боковыми направляющими поверхностями в центральной позиции в направлении высоты резьбы), когда боковая опорная поверхность ниппеля и боковая опорная поверхность гнезда контактируют друг с другом.
На фиг. 4 схематично показано резьбовое соединение с радиальным уплотнением с указанием параметров, используемых в настоящем изобретении. На фиг. 4 части, идентичные или соответствующие частям, описанным со ссылками на фиг. 1 – 3, обозначены теми же ссылочныи позициями, а их подробное описание опущено. Резьбовое соединение с радиальным уплотнением содержит: ниппельные части 3 трубы, внешний диаметр которых D1 (который будет описан ниже) равен 114,3 мм или менее, при этом от конца наружной резьбы отходит передний участок; и муфту 2 с внутренней резьбой, взаимодействующей с наружной резьбой ниппельной части 3 трубы посредством соответствующего зацепления, причем муфта имеет участки, направленные навстречу указанным передним участкам 8 ниппельной части трубы. Расположенный на конце переднего участка 8 ниппельной части 3 трубы торец 12 контактирует с упором 14 муфты 2, который направлен навстречу плечевому участку 12 ниппельной части 3 трубы в осевом направлении. Внешняя поверхность переднего участка 8 ниппельной части 3 трубы имеет выпуклую форму, а внутренняя поверхность муфты 2, расположенная напротив внешней поверхности переднего участка 8, выполнена сужающейся относительно осевого направления с углом θ наклона (углом конусности). Как внешняя поверхность переднего участка 8 ниппельной части 3 трубы, так и внутренняя поверхность муфты 2 содержат, соответственно, участок 11 уплотнения на стороне ниппельной части трубы и участок 13 уплотнения на стороне муфты, которые при завершении соединения обеспечивают между собой контакт «металл-металл» в радиальном направлении, образуя тем самым конструкцию, которая герметична для флюида.
Изобретение желательно использовать в соединениях, в которых внешний диаметр ниппельной части трубы составляет 114,3 мм или менее. Хотя настоящее изобретение применимо к соединению с внешним диаметром ниппельной части трубы, который является описанным в API 5CT размером обсадной колонны, и который превышает 114,3 мм, даже если соединение не удовлетворяет приведенным ниже формулам (1), (2), а параметр Ls/Ln не находится в диапазоне, который соответствует настоящему изобретению, можно реализовать как герметичность относительно внешнего давления, так и сопротивление задиру. С другой стороны, если внешний диаметр ниппельной части трубы равен 114,3 мм или менее, если соединение удовлетворяет указанным формулам (1), (2), а параметр Ls/Ln находится в диапазоне, который соответствует настоящему изобретению, можно реализовать как герметичность относительно внешнего давления, так и сопротивление задиру.
На фиг. 4 диаметром Ds1 обозначен диаметр (в дюймах), который определен положением верхнего конца (конца со стороны внешнего диаметра) торцевой поверхности контакта, а диаметром Ds0 обозначен диаметр (в дюймах), который определен положением нижнего конца (конца со стороны внутреннего диаметра) торцевой поверхности контакта. Внешний и внутренний диаметры D1 и D0 (в дюймах) неформованного участка ниппельной части 3 трубы на фиг. 4 не показаны. Торцевая поверхность контакта образуется при контакте торца 12 с упором 14. Неформованный участок ниппельной части 3 трубы является областью, в которой отсутствует наружная резьба 7, и указанный неформованный участок представляет собой гладкую область трубы, в которой внешний и внутренний диаметры имеют постоянные значения вдоль оси.
Угол θ является углом наклона (в °) участка 13 уплотнения муфты 2. Dn является внешним диаметром (в дюймах) переднего участка ниппельной части 3 трубы, измеренным в месте соединения переднего участка 8 с наружной резьбой 7. Dsp является внешним диаметром (в дюймах) ниппельной части 3 трубы в позиции точки уплотнения. ΔD является разностью (в дюймах) внешнего диаметра Dn соединительного участка переднего участка ниппельной части 3 трубы и внешнего диаметра Dsp в позиции точки уплотнения (ΔD = Dn – Dsp). δ является величиной натяга в уплотнении (в дюймах). Величина натяга δ представляет собой предельное перекрытие по диаметру участков уплотнения в области 20, образованной перекрытием участка 11 уплотнения на стороне ниппельной части трубы и участка 13 уплотнения на стороне муфты. Lt обозначает (в дюймах) конечное положение сужающейся части уплотнения муфты 2 относительно конечной точки ниппельной части трубы в осевом направлении. Ls обозначает (в дюймах) положение в осевом направлении точки уплотнения относительно конечной точки ниппельной части трубы. Ln представляет собой длину (в дюймах) переднего участка.
В осевом направлении положение точки уплотнения определено местом, в котором при контакте торца 12 с упором 14 предельное перекрытие участков уплотнения 11 и 13 максимально в радиальном направлении.
Для обеспечения герметичности (в частности, герметичности в отношении внешнего давления) необходимо установить точку уплотнения в позиции, расположенной на определенном расстоянии от конца ниппельной части трубы. Более конкретно, отношение Ls/Ln составляет от 0,2 до 0,6. Предпочтительно, чтобы отношение Ls/Ln было не менее 0,3, но не более 0,5. Кроме того, предпочтительно, чтобы длина Ln переднего участка была установлена равной 0,2′′ (0,2 дюйма, 5,08 мм) или более.
Если длина Ln переднего участка установлена чрезмерно большой, трудно удовлетворить условия представленной ниже формулы (1), что приводит снижению герметичности одновременно с появлением пластичной деформации переднего участка. Предпочтительно, чтобы длина Ln переднего участка была установлена не более 1′′ (25,4 мм).
Для устранения пластичной деформации переднего участка желательно увеличить относительную площадь поперечного сечения торца ниппельной части трубы. По этой причине угол θ наклона участка уплотнения неизбежно становится малым. «Относительная площадь поперечного сечения торца ниппельной части трубы» означает отношение площади контакта торца ниппельной части трубы в ортогональной проекции поверхности этого контакта на плоскость, перпендикулярную оси трубы, к площади поперечного сечения несформованного участка трубы. Указанное отношение вычисляют с помощью математического выражения в левой части приведенной ниже формулы (1).
| (Ds12 – Ds02)/(D12 – D02) ≥ 0,30, | (1) |
где
Ds1 – диаметр (в дюймах) верхнего конца торцевой поверхности контакта;
Ds0 – диаметр (в дюймах) нижнего конца торцевой поверхности контакта;
D1 – внешний диаметр (в дюймах) несформованного участка трубы;
D0 – внутренний диаметр (в дюймах) несформованного участка трубы.
Как показано на фиг. 4, резьбовое соединение обычно выполнено так, что оно содержит «соединительный участок между участком уплотнения и резьбой», соединяющий между собой участок соединения участка уплотнения и резьбовую часть ниппельной части трубы. Если величина ступеньки указанного соединительного участка является достаточно большой, на начальной стадии процесса соединения происходит контакт на этом соединительном участке, в результате чего возникает большое давление на поверхность, приводящее к задирам.
Было обнаружено, что образование задира, вызванного контактом с соединительным участком во время сборки, может быть предотвращено с одновременным устранением пластичной деформации переднего участка благодаря выполнению конструкции с параметрами, удовлетворяющими указанной выше формуле (1) и представленной ниже формуле (2).
| tg θ > (ΔD + δ)/[2(Lt – Ls)], | (2) |
где
θ – угол (°) навклона участка уплотнения муфты;
ΔD – разность (в дюймах) между внешним диаметром Dn соединительного участка переднего участка ниппелной части трубы и внешним диаметром Dsp ниппельной части трубы в позиции точки уплотнения (ΔD = Dn – Dsp);
δ – величина натяга (в дюймах) в уплотнении (предельное перекрытие по диаметру участков уплотнения ниппельной части трубы и муфты);
Lt – обозначение (в дюймах) конечного положение сужающейся части уплотнения муфты относительно конечной точки ниппельной части трубы в осевом направлении;
Ls – обозначение (в дюймах) положения точки уплотнения относительно конечной точки ниппельной части трубы в осевом направлении.
Математическое выражение в левой части формулы (1) означает «относительную площадь поперечного сечения торца». Установление этого значения не менее 0,30 позволяет эффективно устранить пластичную деформацию переднего участка. Когда значение в левой части формулы (1) становится чрезмерно большим, не может быть выполнено условие формулы (2), следовательно, реальным максимальным значением левой части формулы (1) является 0,5.
С другой стороны, математическое выражение из формулы (2) представляет собой условие, которому должен удовлетворять угол θ для предотвращения перекрытия ниппельной части трубы и муфты в конечной позиции (положения, при котором конечное положение сужающейся части уплотнения муфты становится равным Lt) сужающейся части уплотнения муфты.
Установление tg θ большим значения правой части формулы (2) предотвращает возникновение задира из-за контакта в процессе соединения участка уплотнения и резьбового участка с соединительным участком. Когда θ становится чрезмерно большим, не могут быть выполнены условия формулы (1), в связи с чем реальным максимальным значением θ является 15° (tg θ не более 0,268).
Диапазоны числовых значений параметров, используемые в процессах, реализующих формулы (1), (2), являются следующими.
Ds1: от 0,9′′ до 4,3′′; Ds0: от 0,7′′ до 4,0′′; D1: от 1,0′′ до 4,5′′; D0: от 0,7′′ до 4,0′′;
θ: от 3° до 15°; Dn: от 1,0′′ до 4,4′′; Dsp: от 1,0′′ до 4,4′′; δ: от 0,004′′ до 0,040′′;
Lt: от 0,1′′ до 0,9′′; Ls: от 0,04′′ до 0,6′′; Ln: от 0,2′′ до 1,0′′.
В резьбовом участке, который используется в процессах по реализации формул (1) и (2), количество ниток резьбы на 1′′ осевой длины составляет от 4 до 8, диапазон значений угла α опорной стороны (фиг. 2) составляет от –10 до 5° (α = –10° – 5°), диапазон значений зазора 15 в резьбе (фиг. 2) составляет от 0,025 до 0,200 мм, а толщина стенок несформованного участка ниппельной части трубы (толщина стенок необработанной трубы) составляет от 0,1 до 1,0′′.
Полезные эффекты настоящего изобретения могут быть получены путем применения в объектах, к которым относится настоящее изобретение, резьбового соединения с параметрами, находящимися в пределах диапазонов числовых значений, удовлетворяющих формулам (1) и (2). Кроме того, в насосно-компрессорных трубах для нефтяных скважин, в которых применимо резьбовое соединение, соответствующее настоящему изобретению, могут использоваться разные марки стали, описанные в API 5CT.
Примеры
Были подготовлены несколько резьбовых соединений насосно-компрессорных труб для нефтяных скважин. Ниппельная часть трубы каждого из указанных резьбовых соединений образована путем нарезания резьбы на концах стальной насосно-компрессорной трубы для нефтяных скважи, выполненной из углеродистой стали, соответствующей L80 в стандарте API (предел прочности на разрыв 90 фунтов/кв. дюйм = 620 МПа). При этом указанная труба имеет внешний диаметр 3–1/2′′ и толщину стенки 0,254′′. Муфты каждого из указанных резьбовых соединений соответствуют указанным ниппельным частям труб. Соответствующие резьбовые соединения насосно-компрессорных труб для нефтяных скважин имели параменты и соответствовали образцам, показанным в таблицах 1 и 2, и были выполнены при малом крутящем моменте (3500 фунтов×фут). Испытание на герметичность проводилось в соответствии с ISO 13679:2002 для соответствующих резьбовых соединений насосно-компрессорных труб для нефтяных скважин. Количество ниток резбы для ниппельной части трубы было установлено равным 5 на 1′′ осевой длины, угол α опорной стороны был установлен равным –5°, а зазор 15 резьбы был установлен равным 0,10 мм.
Результаты испытания показаны в таблице 3. Из таблицы 3 следует, что все примеры, соответствующие настоящему изобретению, не содержат дефектов при испытании на герметичность в соответствии с ISO 13679:2002 для всех образцов, и могут быть выполнены без задиров и без пластичной деформации, так что может быть получена достаточная герметичность.
Таблица 1
| № | Ln | Lt | Ls | θ | ΔD | δ | Ls/Ln | Оценка по формуле (1) |
Оценка по формуле (2) | Примечания |
| (′′) | (′′) | (′′) | (°) | (′′) | (′′) | (–) | ||||
| 1 | 0,700 | 0,570 | 0,280 | 4,0 | 0,010 | 0,017 | 0,40 | Хорошо | Хорошо | Пример 1 по изобретению |
| 2 | 0,500 | 0,410 | 0,250 | 7,0 | 0,024 | 0,013 | 0,50 | Хорошо | Хорошо | Пример 2 по изобретению |
| 3 | 0,300 | 0,230 | 0,100 | 10,0 | 0,032 | 0,012 | 0,33 | Хорошо | Хорошо | Пример 3 по изобретению |
| 4 | 0,500 | 0,400 | 0,250 | 6,0 | 0,023 | 0,013 | 0,50 | Хорошо | Плохо | Пример 1 Обычный |
| 5 | 0,300 | 0,220 | 0,120 | 10,0 | 0,017 | 0,012 | 0,40 | Плохо | Хорошо | Пример 2 Обычный |
| 6 | 0,700 | 0,570 | 0,100 | 3,0 | 0,003 | 0,017 | 0,14 | Хорошо | Хорошо | Пример 3 Обычный |
Таблица 2
| № | Dsp | Dn | Ds1 | Ds0 | D1 | D0 | Левая часть формулы (1) | Левая часть формулы (2) | Правая часть формулы (2) |
| (′′) | (′′) | (′′) | (°) | (′′) | (′′) | (–) | (–) | (–) | |
| 1 | 4,196 | 4,207 | 4,057 | 3,536 | 4,500 | 3,380 | 0,45 | 0,070 | 0,048 |
| 2 | 3,299 | 3,323 | 3,140 | 2,828 | 3,500 | 2,750 | 0,40 | 0,123 | 0,116 |
| 3 | 2,238 | 2,270 | 2,139 | 2,018 | 2,375 | 1,995 | 0,30 | 0,176 | 0,169 |
| 4 | 3,299 | 3,322 | 3,159 | 2,828 | 3,500 | 2,750 | 0,42 | 0,105 | 0,120 |
| 5 | 2,240 | 2,256 | 2,118 | 2,018 | 2,375 | 1,995 | 0,25 | 0,176 | 0,140 |
| 6 | 4,187 | 4,190 | 4,091 | 3,536 | 4,500 | 3,380 | 0,48 | 0,052 | 0,021 |
Таблица 3
| №№ | Оценка задира | Пластичная деформация плечевого участка | Герметичность | Примечания |
| 1 | Нет проблем | Нет проблем | Нет проблем | Пример 1 по изобретению |
| 2 | Нет проблем | Нет проблем | Нет проблем | Пример 2 по изобретению |
| 3 | Нет проблем | Нет проблем | Нет проблем | Пример 3 по изобретению |
| 4 | При завершении резьбового соединения наблюдается задир | Обычный пример 1 | ||
| 5 | Нет проблем | При завершении резьбового соединения возникает пластичная деформация | Обычный пример 2 | |
| 6 | Нет проблем | Нет проблем | Протечка при приложении внешнего давления | Обычный пример 3 |
Список ссылочных позиций
1 – участок соединения
2 – муфта
3 – ниппельная часть трубы
4 – стальная труба для насосно-компрессорных труб нефтяных скважин
5 – внутренняя резьба (со стороны муфты)
7 – наружная резьба (со стороны ниппельной части трубы)
8 – передний участок (носик ниппеля)
9 – боковая опорная поверхность резьбы
10 – боковая направляющая поверхность резьбы
11, 13 – участок уплотнения (участок уплотнения с контактом металлов)
12 – торец (со стороны ниппельной части трубы)
14 – упор (со стороны муфты)
15 – зазор в резьбе
20 – участок уплотнения (область перекрытия участков 11 и 13 уплотнения)
100 – резьбовое соединение
Claims (20)
1. Резьбовое соединение насосно-компрессорных труб для нефтяных скважин, содержащее ниппельную часть трубы, имеющую передний участок на конце наружной резьбы;
и муфту с внутренней резьбой, взаимодействующей с наружной резьбой ниппельной части трубы посредством соответствующего зацепления, причем муфта имеет участки, направленные навстречу указанному переднему участку ниппельной части трубы,
отличающееся тем, что
на конце переднего участка ниппельной части трубы имеется торец, контактирующий с обращенным ему навстречу в осевом направлении упором на муфте;
внешняя поверхность переднего участка ниппельной части трубы выполнена выступающей изогнутой, а внутренняя поверхность муфты выполнена сужающейся с углом θ наклона относительно осевого направления,
внешняя поверхность переднего участка ниппеля и внутренняя поверхность муфты выполнены с возможностью контакта металла по металлу друг с другом в радиальном направлении во время выполнения соединения, образуя тем самым герметичную для флюида конструкцию,
при этом параметры резьбового соединения при отношении расстояния Ls от конечной точки ниппельной части трубы до точки уплотнения, положение которой определено местом, в котором при контакте торца ниппельной части трубы с упором в муфте предельное перекрытие участков уплотнения ниппельной части трубы и муфты максимально в радиальном направлении, к длине Ln переднего участка ниппельной части трубы, равном Ls/Ln=0,2–0,6, удовлетворяют следующим формулам:
(Ds12–Ds02)/(D12–D02)≥0,30; (1)
tgθ>(ΔD+δ)/[2(Lt–Ls)], (2)
где
Ds1 – диаметр в дюймах наружного конца поверхности контакта торца ниппельной части трубы с упором в муфте;
Ds0 – диаметр в дюймах внутреннего конца поверхности контакта торца ниппельной части трубы с упором в муфте;
D1 – внешний диаметр в дюймах несформованного участка ниппельной части трубы;
D0 – внутренний диаметр в дюймах несформованного участка ниппельной части трубы;
θ – угол наклона в градусах участка уплотнения муфты;
ΔD – разность ΔD=Dn–Dsp в дюймах внешнего диаметра Dn соединительного участка переднего участка ниппельной части трубы и внешнего диаметра Dsp точки уплотнения;
δ – величина в дюймах натяга в уплотнении, равная предельному перекрытию по диаметру участков уплотнения ниппельной части трубы и муфты в позиции точки уплотнения;
Lt – расстояние в дюймах в осевом направлении от конечного положения сужающейся части уплотнения муфты до конечной точки ниппельной части трубы;
Ls – расстояние в дюймах от конечной точки ниппельной части трубы до точки уплотнения;
Ln – длина в дюймах переднего участка ниппельной части трубы.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2016-029653 | 2016-02-19 | ||
| JP2016029653 | 2016-02-19 | ||
| PCT/JP2016/087462 WO2017141538A1 (ja) | 2016-02-19 | 2016-12-16 | 油井管用ねじ継手 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2692177C1 true RU2692177C1 (ru) | 2019-06-21 |
Family
ID=59625809
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018129939A RU2692177C1 (ru) | 2016-02-19 | 2016-12-16 | Резьбовое соединение насосно-компрессорных труб для нефтяных скважин |
Country Status (15)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10900595B2 (ru) |
| EP (1) | EP3418617B1 (ru) |
| JP (1) | JP6187724B1 (ru) |
| CN (2) | CN207131996U (ru) |
| AR (1) | AR107648A1 (ru) |
| AU (1) | AU2016393093B2 (ru) |
| BR (1) | BR112018016593B1 (ru) |
| CA (1) | CA3013300C (ru) |
| ES (1) | ES2815848T3 (ru) |
| MX (1) | MX2018009994A (ru) |
| MY (1) | MY189310A (ru) |
| RU (1) | RU2692177C1 (ru) |
| SA (1) | SA518392131B1 (ru) |
| UA (1) | UA120020C2 (ru) |
| WO (1) | WO2017141538A1 (ru) |
Families Citing this family (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| UA120020C2 (uk) * | 2016-02-19 | 2019-09-10 | ДжФЕ СТІЛ КОРПОРЕЙШН | Різьбове з'єднання насосно-компресорних труб для нафтових свердловин |
| EP3260649B1 (en) * | 2016-06-21 | 2019-12-18 | Energy Frontier Solutions S.L. | Threaded joint for oil and gas pipes |
| MX2019006393A (es) * | 2017-01-18 | 2019-08-01 | Nippon Steel Corp | Conexion roscada para tubo de acero. |
| PL3594548T3 (pl) * | 2017-03-08 | 2022-10-03 | Nippon Steel Corporation | Połączenie gwintowe dla rury do odwiertu naftowego |
| AU2018354891B2 (en) * | 2017-10-25 | 2021-05-06 | Nippon Steel Corporation | Threaded connection for steel pipe |
| US11391399B2 (en) * | 2018-08-21 | 2022-07-19 | Nippon Steel Corporation | Threaded connection for steel pipes |
| JP7066870B2 (ja) * | 2018-10-02 | 2022-05-13 | 日本製鉄株式会社 | 鋼管用ねじ継手 |
| JP7150878B2 (ja) * | 2018-12-25 | 2022-10-11 | 日本製鉄株式会社 | 鋼管用ねじ継手 |
| US20230037968A1 (en) * | 2020-01-20 | 2023-02-09 | United Drilling Tools Ltd. | Metal seal weld-on connector for conductor casing |
| CN113107384B (zh) * | 2021-04-20 | 2021-09-24 | 大庆市华禹石油机械制造有限公司 | 一种油管不粘扣连接结构及工艺 |
| US20240280194A1 (en) * | 2023-02-17 | 2024-08-22 | Saudi Arabian Oil Company | Threaded Connection |
| US20240384819A1 (en) * | 2023-05-18 | 2024-11-21 | National Oilwell Varco, L.P. | Threaded tubular members employing metal-to-metal seals |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2058505C1 (ru) * | 1988-10-03 | 1996-04-20 | Далмине С.П.А. | Герметичное соединение металлических труб |
| RU2310058C2 (ru) * | 2005-09-15 | 2007-11-10 | ОАО "Таганрогский металлургический завод" | Герметичное резьбовое соединение нефтепромысловых труб |
| WO2012002409A1 (ja) * | 2010-06-30 | 2012-01-05 | Ｊｆｅスチール株式会社 | 管用ねじ継手 |
| WO2012056500A1 (ja) * | 2010-10-29 | 2012-05-03 | 株式会社メタルワン | 油井管用ネジ継ぎ手 |
| RU160214U1 (ru) * | 2015-10-20 | 2016-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Зеленодольский завод бурового оборудования" (ООО "ЗЗБО") | Высокогерметичное упорное резьбовое соединение обсадных труб |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| ITRM20020234A1 (it) | 2002-04-30 | 2003-10-30 | Tenaris Connections Bv | Giunzione filettata per tubi. |
| ITRM20020445A1 (it) | 2002-09-06 | 2004-03-07 | Tenaris Connections Bv | Giunzione filettata per tubi. |
| UA82694C2 (ru) * | 2003-06-06 | 2008-05-12 | Sumitomo Metal Ind | Резьбовое соединение для стальных труб |
| CA2739711C (en) * | 2008-10-20 | 2013-08-20 | Sumitomo Metal Industries, Ltd. | Threaded joint for steel pipes with specific sealing surface |
| JP5849749B2 (ja) * | 2011-02-28 | 2016-02-03 | Ｊｆｅスチール株式会社 | 管用ねじ継手 |
| JP5725094B2 (ja) | 2013-07-30 | 2015-05-27 | Ｊｆｅスチール株式会社 | 耐久性に優れた油井管用ねじ継手 |
| JP5971264B2 (ja) * | 2014-01-10 | 2016-08-17 | Ｊｆｅスチール株式会社 | 極厚肉油井管用ねじ継手 |
| US10024119B2 (en) | 2014-05-02 | 2018-07-17 | Tejas Tubular Products, Inc. | Threaded connection |
| CN104895508B (zh) * | 2015-06-29 | 2017-05-31 | 东营市永利精工石油机械制造有限公司 | Hthp油气井用特殊螺纹接头 |
| CN205012933U (zh) * | 2015-09-18 | 2016-02-03 | 江苏常宝普莱森钢管有限公司 | 一种三台肩抗粘扣管体气密连接结构 |
| UA120020C2 (uk) * | 2016-02-19 | 2019-09-10 | ДжФЕ СТІЛ КОРПОРЕЙШН | Різьбове з'єднання насосно-компресорних труб для нафтових свердловин |
-
2016
- 2016-12-16 UA UAA201808799A patent/UA120020C2/uk unknown
- 2016-12-16 ES ES16890675T patent/ES2815848T3/es active Active
- 2016-12-16 MY MYPI2018702771A patent/MY189310A/en unknown
- 2016-12-16 BR BR112018016593-0A patent/BR112018016593B1/pt active IP Right Grant
- 2016-12-16 RU RU2018129939A patent/RU2692177C1/ru active
- 2016-12-16 WO PCT/JP2016/087462 patent/WO2017141538A1/ja active Application Filing
- 2016-12-16 CA CA3013300A patent/CA3013300C/en active Active
- 2016-12-16 EP EP16890675.8A patent/EP3418617B1/en active Active
- 2016-12-16 US US16/077,912 patent/US10900595B2/en active Active
- 2016-12-16 MX MX2018009994A patent/MX2018009994A/es active IP Right Grant
- 2016-12-16 JP JP2017518364A patent/JP6187724B1/ja active Active
- 2016-12-16 AU AU2016393093A patent/AU2016393093B2/en not_active Ceased
-
2017
- 2017-02-17 CN CN201720147733.7U patent/CN207131996U/zh not_active Withdrawn - After Issue
- 2017-02-17 CN CN201710086060.3A patent/CN107101054B/zh active Active
- 2017-02-17 AR ARP170100399A patent/AR107648A1/es active IP Right Grant
-
2018
- 2018-08-01 SA SA518392131A patent/SA518392131B1/ar unknown
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2058505C1 (ru) * | 1988-10-03 | 1996-04-20 | Далмине С.П.А. | Герметичное соединение металлических труб |
| RU2310058C2 (ru) * | 2005-09-15 | 2007-11-10 | ОАО "Таганрогский металлургический завод" | Герметичное резьбовое соединение нефтепромысловых труб |
| WO2012002409A1 (ja) * | 2010-06-30 | 2012-01-05 | Ｊｆｅスチール株式会社 | 管用ねじ継手 |
| WO2012056500A1 (ja) * | 2010-10-29 | 2012-05-03 | 株式会社メタルワン | 油井管用ネジ継ぎ手 |
| RU160214U1 (ru) * | 2015-10-20 | 2016-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Зеленодольский завод бурового оборудования" (ООО "ЗЗБО") | Высокогерметичное упорное резьбовое соединение обсадных труб |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AR107648A1 (es) | 2018-05-16 |
| EP3418617A4 (en) | 2019-03-20 |
| JPWO2017141538A1 (ja) | 2018-02-22 |
| US10900595B2 (en) | 2021-01-26 |
| CA3013300A1 (en) | 2017-08-24 |
| EP3418617A1 (en) | 2018-12-26 |
| EP3418617B1 (en) | 2020-08-05 |
| JP6187724B1 (ja) | 2017-08-30 |
| BR112018016593B1 (pt) | 2021-10-26 |
| SA518392131B1 (ar) | 2021-09-08 |
| ES2815848T3 (es) | 2021-03-30 |
| CN207131996U (zh) | 2018-03-23 |
| MY189310A (en) | 2022-02-03 |
| CA3013300C (en) | 2020-05-05 |
| AU2016393093A1 (en) | 2018-08-02 |
| UA120020C2 (uk) | 2019-09-10 |
| BR112018016593A2 (pt) | 2018-12-18 |
| CN107101054A (zh) | 2017-08-29 |
| CN107101054B (zh) | 2019-06-28 |
| AU2016393093B2 (en) | 2019-05-02 |
| MX2018009994A (es) | 2018-11-09 |
| US20190056049A1 (en) | 2019-02-21 |
| WO2017141538A1 (ja) | 2017-08-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2692177C1 (ru) | Резьбовое соединение насосно-компрессорных труб для нефтяных скважин | |
| JP5246265B2 (ja) | 鋼管用ねじ継手 | |
| RU2439416C1 (ru) | Резьбовое соединение для стальных труб | |
| JP4535064B2 (ja) | 鋼管用ねじ継手 | |
| US7255374B2 (en) | Threaded tube joint | |
| RU2541363C1 (ru) | Резьбовое соединение для труб | |
| AU2012232466A1 (en) | Threaded joint for steel pipes | |
| US6957834B2 (en) | Threaded joint for pipes | |
| JPWO2020183860A1 (ja) | ねじ継手 | |
| JP2015055296A (ja) | 耐焼付き性に優れた油井管用ねじ継手 |