EA003755B1 - Способ и устройство для соединения труб на нефтяных месторождениях - Google Patents
Способ и устройство для соединения труб на нефтяных месторождениях Download PDFInfo
- Publication number
- EA003755B1 EA003755B1 EA199900716A EA199900716A EA003755B1 EA 003755 B1 EA003755 B1 EA 003755B1 EA 199900716 A EA199900716 A EA 199900716A EA 199900716 A EA199900716 A EA 199900716A EA 003755 B1 EA003755 B1 EA 003755B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- tubulars
- inert gas
- external
- mandrel
- pipes
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 52
- 238000005304 joining Methods 0.000 title abstract description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 58
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 53
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims abstract description 43
- 238000003466 welding Methods 0.000 claims abstract description 30
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 29
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 26
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims abstract description 20
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000000155 melt Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 19
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 19
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 2
- 238000002844 melting Methods 0.000 claims description 2
- 230000008018 melting Effects 0.000 claims description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims 2
- 238000010411 cooking Methods 0.000 claims 1
- 238000009659 non-destructive testing Methods 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 4
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 abstract description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 abstract description 4
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 abstract 3
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 abstract 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 20
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 11
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 10
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 4
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- -1 13 Cg Chemical compound 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B23—MACHINE TOOLS; METAL-WORKING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- B23K—SOLDERING OR UNSOLDERING; WELDING; CLADDING OR PLATING BY SOLDERING OR WELDING; CUTTING BY APPLYING HEAT LOCALLY, e.g. FLAME CUTTING; WORKING BY LASER BEAM
- B23K13/00—Welding by high-frequency current heating
- B23K13/01—Welding by high-frequency current heating by induction heating
- B23K13/02—Seam welding
- B23K13/025—Seam welding for tubes
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B23—MACHINE TOOLS; METAL-WORKING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- B23K—SOLDERING OR UNSOLDERING; WELDING; CLADDING OR PLATING BY SOLDERING OR WELDING; CUTTING BY APPLYING HEAT LOCALLY, e.g. FLAME CUTTING; WORKING BY LASER BEAM
- B23K2101/00—Articles made by soldering, welding or cutting
- B23K2101/02—Honeycomb structures
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Pressure Welding/Diffusion-Bonding (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Auxiliary Devices For Machine Tools (AREA)
- Non-Disconnectible Joints And Screw-Threaded Joints (AREA)
- Lining Or Joining Of Plastics Or The Like (AREA)
Abstract
Способ соединения труб, применяемых на скважинах, и других металлических труб нефтяного месторождения с помощью аморфного соединения, который содержит этапы установки массы аморфного материала (16) между размещенными поблизости поверхностями концов пары труб (3, 4), применяемых на нефтяном месторождении, которые должны быть соединены, индукционного нагрева для расплавления аморфного материала и создания после охлаждения металлургического соединения между трубами (3, 4). В процессе нагрева и соединения трубы (3, 4) фиксируются в отцентрованном по оси положении по отношению друг к другу с использованием зажимающих, которые включают оправку (1), вставленную во внутреннее пространство труб (3, 4) так, что процесс соединения может выполняться в герметичной камере (17, 18), которая заполняется инертным газом.
Description
Настоящее изобретение относится к способу и устройству для соединения труб на нефтяных месторождениях в соответствии с преамбулой пп. 1 и 2 формулы изобретения.
Трубы на нефтяных месторождениях, которые используются в скважинах для добычи нефти и/или газа, включают системы витых труб, намотанных труб, развальцовываемых прорезанных труб (РПТ), развальцовываемых труб, вспомогательное оборудование для скважинных и бурильных труб. Трубы на нефтяном месторождении, которые используются за пределами скважины, представляют собой шельфовые и материковые трубопроводы для транспортировки сырой нефти и/или природного газа, вертикальные трубопроводы, которые проходят между дном моря и палубой платформы, а также анкерные растяжки платформ с напряженными опорами.
Во время бурения и завершения скважин для добычи нефти или газа или скважин для закачки жидкости или нагрева длинные ряды скважинных труб, а также различное вспомогательное оборудование, необходимо погружать в скважину для осуществления бурения скважины и защиты скважины от обрушения, а также для обеспечения безопасной добычи нефти и газа из этой скважины. Обычный способ защиты скважины от обрушения состоит в установке обсадной трубы путем свинчивания вместе одной или большего количества обсадных труб, которые опускаются в скважину и цементируются на месте. Добыча нефти и газа происходит через одну или большее количество удлиненных рядов подающих труб, состоящих из отдельных труб, которые соединены с помощью винтового резьбового соединения, причем эти буровые подающие трубы находятся в подвешенном состоянии внутри обсадной трубы.
В соответствии с обычной процедурой бурения и завершения скважин, может потребоваться выполнить много сотен винтовых резьбовых соединений. Выполнение таких соединений на буровой площадке представляет собой процедуру, требующую больших затрат времени, при этом необходимо использовать тщательно обработанные скважинные трубы.
С обычным винтовым резьбовым соединением связана существенная проблема, состоящая в том, что если необходимо, чтобы прочность стенок в месте соединения была такая же, как и в остальной трубе, суммарная толщина стенок труб в месте соединения должна быть существенно большей, чем в остальной части трубы. Наличие таких утолщений в местах соединения, с учетом требования, что буровая штанга из труб должна быть погружена в скважину, приводит к необходимости обеспечения существенного зазора между внешней стенкой трубы и внутренней стенкой окружающей трубчатой конструкции, такой, как обсадная труба или стенка буровой скважины. Для обычных подающих труб с винтовыми резьбовыми соединениями с охватываемой наружной резьбой, имеющими больший наружный диаметр, чем остальная часть трубы, в соответствии с техническими требованиями обычно необходимо, чтобы минимальный зазор между обсадной трубой и номинальным размером подающей трубы составлял, по меньшей мере, 2 см со всех сторон стенки трубчатой конструкции. Это требование приводит к образованию существенного неиспользованного кольцевого пространства вокруг подающей трубы, и, таким образом, к уменьшению производительности добычи скважины и к увеличению размера скважины.
В данной области техники известно использование скважинных труб, которые снабжены внутренне и внешним винтовым резьбовым соединением заподлицо. Недостаток этих соединений состоит в том, что они представляют собой слабые элементы с существенно меньшей прочностью, чем остальная часть трубы.
Требования техники безопасности и наличие взрывоопасной среды в районе устья нефтяной или газовой скважины ограничивают возможность применения сварки. Способ и устройство в соответствии с преамбулой пп.1 и 2 формулы настоящего изобретения известны из описания европейского патента 396204. Из этой публикации известного уровня техники известно применение технологии сварки трением для безопасного соединения сваркой металлических труб для скважин, в соответствии с которой кольцо вращается с высокой скоростью, в то время, как концы металлических труб прижимаются к этому кольцу. Недостатком способа известной технологии сварки трением является, однако, то, что при его выполнении трудно точно контролировать температуру, при этом кольцо и концы труб часто деформируются, что приводит к возникновению неровностей на внутренней и внешней поверхности в месте соединения. Поэтому соединение часто приходится доводить до требуемой правильной формы с помощью протягивания разжимной оправки через него и/или путем сошлифовывания краев швов и других неровностей.
Целью настоящего изобретения является способ и устройство для эффективного и безопасного соединения, скважинных труб и других труб, применяемых на нефтяном месторождении, а так вспомогательного оборудования.
Такое устройство должно иметь возможность легко перемещаться, так, чтобы оно могло быть установлено на буровой скважине, на рабочей площадке или на другом буровом оборудовании нефтяного месторождения, таком, как трубоукладывающее судно. Способ должен позволять выполнять его буровыми операторами, не имеющими большого опыта в сварочных технологиях, при этом должно использоваться существующее подъемное и буровое оборудование.
Эти цели достигаются с помощью способа аморфного соединения и устройства, которое заявлено в отличительной части пп.1 и 2.
Способ, в соответствии с настоящим изобретением, пригоден для соединения скважинных трубчатых конструкций. В этом случае способ содержит этапы погружения первого трубчатого элемента в скважину до тех пор, пока верхний конец элемента не будет размещен при, по существу, вертикальной ориентации вблизи входа скважины, подъема второго трубчатого элемента, по существу, в вертикальное положение над первым трубчатым элементом, размещения массы аморфного материала между расположенными вблизи поверхностями концов указанного первого и второго трубчатых элементов, фиксирования трубчатых элементов с осевым выравниванием по отношению друг к другу с использованием зажимного механизма и внутренней оправки, которую вставляют во внутреннее пространство первого и второго трубчатых элементов, установки индукционной катушки и уплотнительного механизма вблизи поверхности концов, которые должны быть соединены, очистки соединяемой области подаваемым под напором инертным газом, приведения в действие зажимающего средства так, чтобы оно прижимало поверхности концов указанных трубчатых элементов к массе аморфного материала с обеспечением тесного контакта между указанными поверхностями концов и аморфным материалом, включение индукционной катушки с обеспечением расплавления аморфного материала и создания металлургического соединения между трубчатыми элементами, освобождения зажимного и уплотнительного механизмов, погружения соединенных трубчатых элементов в скважину.
По существу, вертикальная ориентация скважинных труб во время процесса аморфного соединения в соответствии с настоящим изобретением имеет то преимущество, что верхний конец первого трубчатого элемента, который подвешивается в скважине, может быть жестко зафиксирован вблизи буровой площадки, в то время как второй трубчатый элемент может быть подвешен сверху над первым элементом с помощью, например, блока, расположенного наверху буровой установки, так, что процесс аморфного соединения может выполняться при наличии относительно небольшого мобильного соединительного устройства, которое не требует применения тяжелого фундамента.
В способе аморфного соединения в соответствии с настоящим изобретением внутреннее и внешнее пространство трубчатых элементов в области аморфного кольца продувается инертным газом. Это достигается с помощью уплотнительных камер, которые герметизируют внешнюю и внутреннюю область в районе соединения с последующим вводом инертного газа в эти камеры перед началом цикла нагрева. Внутреннее пространство трубчатых элементов уплотняется во время процесса продувки/уплотнения с помощью уплотнителей, размещенных на оправке, которая устанавливается внутри трубчатых элементов во время процесса сварки, что имеет дополнительное преимущество, состоящее в том, что таким образом устраняется контакт между нагревающими элементами, зонами, подверженными нагреву, и какимилибо огнеопасными газами, которые могут выходить из скважины. Предпочтительно оправка, кроме того, оснащена парой зажимов, которые расположены напротив внешних зажимов секции конца трубы так, что во время процесса соединения трубчатые элементы зажимаются между парами внутренних и внешних зажимов, что позволяет прикладывать высокое давление контакта через зажимы на трубчатые элементы без риска деформации или разрушения этих элементов.
Настоящее изобретение также относится к способу и устройству соединения труб, применяемых на нефтяных месторождениях для использования снаружи скважины при добыче углеводорода. Примерами таких труб являются трубопроводы для транспортировки сырой нефти и/или газа, шельфовые вертикальные трубопроводы и анкерные растяжки платформ с напряженными опорами.
Для труб, применяемых на нефтяных месторождениях, которые соединяются при вертикальном расположении, таких, как элементы опор, вертикальные трубопроводы и трубопроводы, укладываемые с применением 1-образной технологии укладки трубопроводов, применяется рабочее и подвешивающее оборудование, подобное оборудованию, используемому для работы со скважинными трубами.
Способ в соответствии с настоящим изобретением для соединения трубчатых элементов для пользования за пределами скважины при добыче углеводорода содержит этапы помещения массы аморфного материала между расположенными вблизи поверхностям концов пары труб, применяемых на нефтяных месторождениях, которые должны быть соединены;
установки устройства аморфного соединения вблизи указанных поверхностей концов, причем это устройство оборудовано индукционной катушкой и механизмами зажимающим, уплотнения и накачки инертного газа;
включения зажимающего механизма, который содержит оправку, вводимую во внутреннее пространство трубчатых элементов, с тем, чтобы прижать поверхности концов к массе аморфного материала таким образом, чтобы поверхности концов удерживались в точно определенном положении с центровкой по оси по отношению друг к другу;
включения уплотнительного механизма для создания герметичной камеры, которая охватывает поверхности концов и массу аморфного материала;
включения механизма накачки инертного газа для заполнения герметичной камеры инертным газом;
включения индукционной катушки для нагрева массы аморфного материала так, чтобы он расплавился и при его охлаждении образовалось металлургическое соединение между поверхностями концов металлических труб;
охлаждения соединенных труб;
освобождения механизмов зажима и уплотнения; и удаления соединенных труб из устройства аморфного соединения.
Устройство в соответствии с настоящим изобретением для соединения труб, применяемых на нефтяных месторождениях для использования за пределами скважины при добыче углеводорода, содержит зажимающий механизм, который включает оправку, предназначенную для помещения во внутреннее пространство труб для прижима поверхностей концов к массе аморфного материала между трубами так, чтобы поверхности концов удерживались в точно определенном осевом положении по отношению друг к другу;
уплотнительный механизм для создания герметичной камеры, которая охватывает поверхности концов и массу аморфного материала;
механизм подачи под напором инертного газа для заполнения герметичной камеры инертным газом;
индукционную нагревающую катушку для нагрева массы аморфного материала так, чтобы материал расплавился, и при охлаждении образовалось металлургическое соединение между поверхностями концов труб; и средство для введения труб в это устройство и выведение их из него.
Для труб, применяемых на нефтяных месторождениях, которые соединяются в вертикальном положении, таких как трубы опор, вертикальные трубопроводы и трубопроводы, укладываемые с помощью технологии 1-образной укладки труб, используется оборудование обработки и подвески, аналогичное оборудованию, применяемому для обработки скважинных труб.
Для труб, применяемых на нефтяных месторождениях, которые соединяются в невертикальном положении, трубы предпочтительно вводят в устройство и выводят из него с использованием наклонных или роликовых направляющих конструкций.
Способ и устройство, в соответствии с настоящим изобретением, применимы для всех размеров труб, используемых в скважинах, и других металлических труб, применяемых на нефтяных месторождениях, и могут применяться для всех материалов, обычно используемых для изготовления труб для скважин и других труб, применяемых на нефтяных месторождениях, включая углеродистые стали, сплавы с высоким содержанием хрома, такие как 13 Сг, 22 Сг и 25 Сг, титан и устойчивые к коррозии металлы.
Из описания американского патента № 5 118 028 известно, что способ диффузного соединения применяется только для устойчивых к коррозии материалов, которые могут использоваться на теплоэлектростанциях и ядерных электростанциях, а также на химических заводах.
Как показано на фиг. 1 этой публикации известного уровня техники, защитный газ, такой как азот, подается под давлением через внутреннее пространство металлических труб, которые соединяются с помощью диффузной связи. Отсутствие внутренней оправки и другого оборудования для точной установки металлических труб в вертикальном положении не позволяет этот известный способ соединения диффузией использовать для соединения труб для скважин.
В способе и устройстве в соответствии с настоящим изобретением внутренняя оправка необходима для уменьшения риска повреждения соединяемых трубчатых элементов внешним зажимным средством соединяющего устройства. Следует понимать, что ряд буровых труб, которые подвешены в скважине, может иметь в длину несколько километров и, на плавучем или другом шельфовом нефтяном оборудовании устье скважины может совершать колебательные движения, которые требуют применения зажимного средства, способного прикладывать чрезвычайно большие зажимные усилия к трубчатым элементам для того, чтобы правильно установить расположенные вблизи по отношению друг к другу концы труб во время процесса аморфного соединения.
Эти и другие аспекты, признаки, цели и преимущества способа и устройства в соответствии с настоящим изобретением раскрываются в прилагаемых пунктах формулы изобретения, в реферате и на чертежах.
Настоящее изобретение будет теперь описано более подробно с описанием примера и со ссылкой на прилагаемый схематический чертеж устройства аморфного соединения в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 1 изображено устройство аморфного соединения, содержащее оправку 1 и внешнюю часть 2, установленные вокруг первого и второго трубчатых элементов 3 и 4, часть соответственно, причем эти элементы должны быть соединены с помощью устройства аморфного соединения в ряд буровых труб.
Внешняя часть 2 устройства содержит набор уплотнительных элементов 5 и 6, предназначенных для удержания атмосферы инертного газа и формирования, таким образом, внешней кольцевой камеры 17 в зоне соединения, средства ввода и вывода инертного газа 7 и 8 во внешнюю кольцевую камеру 17 и из нее, индукционной катушки 9 и системы 10 измерения и управления индукционным нагревом, и набора регулируемых внешних зажимов 11 и 12, используемых для выравнивания трубчатых элементов и приложения осевого давления на область соединения. Внутренняя оправка 1 устройства включает в себя собственно оправку, которая вводится со стороны верхнего конца трубчатого элемента 4 с помощью гидравлической линии 13. Эта оправка имеет на каждом своем конце зажимные и уплотнительные механизмы 14 и 15. Уплотнительные и зажимные механизмы 14 и 15 гидравлически открываются и закрываются при подаче жидкости под давлением, которая поступает по гидравлической линии 13.
Предпочтительный способ соединения скважинных труб с использованием системы, показанной на фиг. 1, состоит в следующем:
Внешняя часть 2 устройства соединения устанавливается или подвешивается, по существу, в вертикальном положении над устьем 20 скважины, в которую должны быть введены металлические трубы, например, для установки обсадной трубы или одного или большего количества подающих трубопроводов.
Трубчатые элементы 3, 4, предназначенные для использования в трубопроводе или трубопроводах, складируются в наклонном или вертикальном положении на стеллаже для труб, расположенном вблизи устья скважины, и внешняя часть устройства соединения располагается над скважиной (не показана).
Первый трубчатый элемент 3 затем снимают со стеллажа труб и погружают через внешнюю часть 2 устройства соединения в скважину до тех пор, пока верхний конец этого элемента не будет размещен в вертикальном положении прямо над нижним зажимом 12 внешней части 2 устройства соединения, сверху на него накладывают кольцо 16 аморфного материала, например, на верхний конец первого трубчатого элемента 3.
Затем внутреннюю оправку 1 устройства, подвешенную на гидравлической линии 13 и передвигаемую с помощью, например, блока, расположенного наверху буровой установки, устанавливают над скважиной, опускают через второй трубчатый элемент 4 до тех пор, пока оправка 1 не выйдет приблизительно наполовину своей длины за пределы нижнего конца этого элемента 4.
Затем оправка 1 прижимается к внутренним стенкам трубчатого элемента 4, благодаря включе нию верхнего зажимающего/уплотняющего механизма 14 оправки 1 с использованием энергии гидравлической жидкости, подаваемой через гидравлическую линию 13, после чего оправка 1, с присоединенным к ней трубчатым элементом 4, подвешивается в вертикальном положении над первым трубчатыми элемент 3. На следующем этапе нижнюю часть оправки 1 проводят через кольцо 16 аморфного материала внутрь первого трубчатого элемента 3 через его верхний конец до тех пор, пока нижний конец второго трубчатого элемента 4 не установится на аморфном материале 16, расположенном на нижнем верхнем конце первого трубчатого элемента 3.
Затем проверяют правильность ориентации концов трубчатых элементов 3 и 4 и, в случае необходимости, выполняют регулировку с использованием зажимных механизмов 12, 15 и/или 11, 14 для перемещения элементов по отношению друг к другу. После того, как будет определено, что расположенные близко друг к другу концы трубчатых элементов 3 и 4 установлены правильно и коаксиально по отношению к кольцу 16 аморфного материала, включают внешний уплотнительный механизм, управляющий элементами 5, 6, благодаря чему герметизируется внешняя кольцевая камера 17 вокруг области соединения. Затем через линию 13 в камеру 17 и вовнутрь внешнего уплотняющего механизма с элементами 5 и 6 накачивается инертный газ и одновременно через линию 13 газ подается во внутреннюю кольцевую камеру 18, которая формируется между внутренними уплотнениями механизмов 14 и 15 на краях оправки 1. После продувки газа включается нижний уплотняющий/зажимающий механизм 15 благодаря подаче гидравлического давления через линию 13 для прижима уплотнителя механизмом 15 к внутренней стенке трубчатого элемента 3.
Затем зажимающее усилие В высокой величины подают на зажимы 11 и 12 внешней части 2. Поскольку осевое расстояние между внешними зажимами 11 и 12, а также внутренними зажимами механизмов 14 и 15 идентично, между зажимами и стенками трубчатых элементов 3 и 4 может быть приложено радиальное зажимающее усилие высокой величины без риска деформации или разрушения этих элементов.
После того как оправка 1 и внешняя часть 2 устройства будут прижаты к трубчатым элементам 3 и 4 таким образом, что во внешней камере 17 и во внутренней кольцевой камере 18 будет присутствовать некоторое избыточное давление инертного газа для гарантированного предотвращения какого-либо доступа огнеопасных газов из скважины в область соединения, и для обеспечения того, что вокруг и в области соединения будет присутствовать система чистого инертного газа, на зажимы 11, 12 прикладывается осевое давление А, при этом зажимы
11, 12 плотно прижимают трубчатые элементы 2 и 3 к аморфному связующему материалу.
Затем выполняется аморфное соединение, благодаря использованию катушки 9, применяемой для индуктивного нагрева трубчатых элементов 2 и 3 до заранее определенной температуры в течение заранее определенного времени, прикладывая одновременно с этим заранее определенное осевое давление А с помощью зажимов 11, 12. Длительность нагрева и охлаждения совместно с приложением требуемого давления зависят от свойств соединяемого материала и отличаются для каждого материала. Точный профиль температуры материалов контролируется и управляется с использованием средств регулирования, содержащихся в системе 10 управления.
После выполнения соединения может быть произведена тепловая обработка соединения и соединенных краев трубчатых элементов 3 и 4 с помощью дополнительного индуктивного нагрева и охлаждения, если это необходимо. Предпочтительно также выполняется проверка соединения под давлением с помощью системы закачки и удержания инертного газа, содержащей кольцевые камеры 17 и/или 18, как описано выше.
Предпочтительно охлаждение аморфного соединения выполняется с помощью закачки и/или рециркуляции инертного газа через кольцевые камеры 17 и 18. Поэтому благодаря применению кольцевых камер 17 и 18 удалось создать наиболее многофункциональное и мобильное устройство легкого веса для выполнения аморфного соединения, которое позволяет быстро выполнить и проверить аморфное соединение. Обычно обе кольцевые камеры 17 и 18 закрываются и заполняются стационарным инертным газом на этапе нагрева. Во время последующего этапа охлаждения инертный газ прокачивается через камеры 17 и 18 с такой скоростью, что аморфное соединение охлаждается с требуемой скоростью. Во время последующей фазы проверки давление инертного газа в одной из камер 17 или 18 поднимают для того, чтобы обнаружить какую-либо утечку инертного газа через возможные щели между соединенными поверхностями.
Затем оправку 1 и внешнюю часть 2 устройства освобождают от трубчатых элементов 3 и 4 путем освобождения внутренних уплотнительных/зажимных механизмов 14, 15 и внешних уплотнительных/зажимных элементов 5, 6 и 11, 12. После этого соединяемые трубчатые элементы опускают с использованием бурового оборудования для размещения полученного соединения в аппарат, например, рентгеновской и/или ультразвуковой проверки, расположенный вблизи устья 20 скважины. Область соединения в завершение процесса проверяют с помощью указанного аппарата проверки на наличие каких-либо дефектов соединения.
Следующий трубчатый элемент или вспомогательное оборудование может быть присоединено к верхнему концу второго трубчатого элемента 4, путем повторения операций способа соединения, описанного выше, причем этот способ может повторяться снова и снова до тех пор, пока трубопровод из труб для скважин не достигнет требуемой длины.
В описанном выше способе материал аморфного соединения помещался на первый трубчатый элемент 3 во время процесса соединения. В качестве альтернативы, конец первого и/или второго трубчатого элемента 3 или 4 подготавливается таким образом, что аморфный элемент присоединяется к нему/ним до того, как трубчатые элементы будут размещены друг над другом.
В вышеописанном способе предполагалось, что концы труб были обработаны с такой степенью точности, что их можно было использовать в соединительной системе. В качестве альтернативы, трубчатые элементы 3 и 4 могут помещаться в устройство аморфного соединения, в котором они сильно зажимаются в положении, с использованием зажимающих элементов механизмов 11, 14 и 12, 15. После помещения в устройство концы труб могут быть подготовлены, с использованием системы зачистки/фрезерование металла, которая обеспечивает получение плоской и точной формы концов труб, благодаря выфрезированию части трубчатых элементов. Этот процесс фрезирования может быть выполнен с использованием фрезерующих устройств, устанавливаемых на кронштейне (не показан), который поворачивается в рабочее положение перед установкой оправки 1 и внешней части 2 соединяющего устройства.
Понятно, что вместо закачивания инертного газа во внутреннюю кольцевую камеру 18 по линии 13, инертный газ может также накачиваться в камеру 18 через внешнюю камеру 17 и щель между аморфным кольцом 16 и концами труб перед тем, как будет выполнено соединение, и до того, как будут включены внутренние уплотнительные кольца, которые формируют часть внутренней уплотняющей и зажимающей систем.
Понятно также, что способ и устройство в соответствии с настоящим изобретением особенно пригодны для выполнения как внутренних, так и внешних соединений встык между трубами, используемыми в скважине и в других местах нефтяных месторождений с помощью быстрого, безопасного и надежного способа соединения.
Соответственно, должно быть совершенно понятно, что устройство и способ, изображенные на прилагаемых чертежах, на которые была сделана ссылка в предыдущем описании, приведены только с целью иллюстрации и не предназначены для ограничения области действия настоящего изобретения.
Claims (7)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ соединения труб на нефтяных месторождениях, содержащий операции установки массы сварочного материала (16) между расположенными вблизи поверхностями концов пары металлических труб (3, 4), применяемых на нефтяном месторождении и подлежащих соединению, размещения сварочного устройства вблизи указанных поверхностей концов, причем это устройство имеет внутреннюю оправку (1), внешние зажимы (11, 12) и механизмы уплотнения (5, 6, 17), включения внешнего зажимающего механизма (11, 12) и обеспечения прижима поверхности концов к массе сварочного материала (16) таким образом, чтобы поверхности концов труб (3, 4) удерживались в точно определенном отцентрованном по оси положении относительно друг друга, включения внешнего уплотняющего механизма (6, 5) и образования герметичной внешней камеры (17), окружающей поверхности концов труб (3, 4) и массу аморфного материала (16), нагревания массы сварочного материала до его расплавления для того, чтобы при его охлаждении образовалось металлургическое соединение между поверхностями концов труб, охлаждения соединенных металлический труб, освобождения зажимающих и уплотняющих механизмов и удаления соединенных металлических труб из сварочного устройства, отличающийся тем, что используют в качестве сварочного материала массу аморфного материала, который нагревают с помощью индукционной катушки, используют оправку с разнесенными по оси уплотнителями (14, 15), которые расширяются, прижимаясь к внутренним поверхностям металлических труб, применяемых на нефтяном месторождении, и образуют герметичную внутреннюю кольцевую камеру внутри металлических труб, которую заполняют инертным газом в процессе операции включения нагревательной катушки для расплавления аморфного материала, при этом с помощью механизма (7) накачки инертного газа заполняют герметичную внешнюю камеру (17) инертным газом.
- 2. Устройство для соединения металлических труб, применяемых на нефтяном месторождении, содержащее внешний зажимной механизм (11, 12) и оправку (1) для вставки во внутреннее пространство труб (3, 4) и зажима массы сварочного материала между поверхностями концов труб так, чтобы поверхности концов удерживались в точно определенном сцентрованном по оси положении по отношению друг к другу, внешний уплотняющий механизм, выполненный с возможностью создания герметичной внешней камеры (17), окружающей поверхности концов и массу сварочного материала, механизм закачки инертного газа для заполнения герметичной внешней камеры (17) инертным газом, средство нагрева массы сварочного материала до его расплавления с образованием при охлаждении металлургического соединения между поверхностями концов труб (3, 4) и средство для помещения труб (3, 4) в устройство и удаления их из него, отличающееся тем, что устройство представляет собой устройство аморфного соединения, которое оборудовано индукционной нагревающей катушкой (9), при этом оправка (1) оборудована разнесенными по оси уплотнителями, выполненными с возможностью при использовании прижима к внутренним поверхностям труб (3, 4), применяемых на нефтяном месторождении, и формирования герметичной внутренней кольцевой камеры внутри труб в процессе аморфного соединения.
- 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что трубы, применяемые на нефтяных месторождениях, представляют собой скважинные трубы, и способ содержит этапы погружения первого трубчатого элемента (3) в скважину до тех пор, пока верхний конец элемента не будет размещен, по существу, в вертикальном положении вблизи входа (20) в скважину, подъема второго трубчатого элемента (4), по существу, в вертикальное положение над первым трубчатым элементом, установки массы аморфного материала между расположенными вблизи друг друга поверхностями концов первого и второго трубчатых элементов (3, 4), фиксирования трубчатых элементов (3, 4) с центровкой по оси по отношению друг к другу с использованием внешнего зажимающего механизма (11, 12) и внутренней оправки (1), которая вставлена во внутреннее пространство первого и второго трубчатых элементов (3, 4), установки индукционной катушки (9) и уплотняющего механизма вблизи соединяемых поверхностей концов, очистки соединяемой области под напором инертного газа, включения внешнего зажимающего механизма (11, 12) для прижатия поверхности концов трубчатых элементов (3, 4) к массе аморфного материала для обеспечения плотного контакта между поверхностями концов и массой аморфного материала, включения индукционной катушки (9) для расплавления аморфного материала (16) и создания металлургического соединения между элементами металлических труб (3, 4), освобождения зажимного (11, 12) и уплотняющего механизмов (5, 6, 14, 15) и погружения соединенных вместе трубчатых элементов (3, 4) в скважину.
- 4. Способ по п.3, отличающийся тем, что осуществляет неразрушающий контроль соединения, путем закачки инертного газа под повышенным давлением в герметичную кольцевую уплотняющую камеру (17), сформированную вблизи места соединения, и отслеживания, не происходит ли утечка инертного газа из камеры (17).
- 5. Способ по п.3, отличающийся тем, что перед и во время этапа индукционного нагрева аморфного материала оправку (1) помещают внутри трубчатых элементов и прижимают к их внутренним поверхностям с помощью пары внутренних зажимов (14, 15), которые расширяют по направлению к этим поверхностям в местах напротив места размещения пары внешних зажимов (11, 12) устройства.
- 6. Устройство для соединения металлических труб, применяемых на нефтяном месторождении, содержащее внешний зажимной механизм (11, 12) и оправку (1) для введения во внутреннее пространство труб (3, 4) и зажима массы сварочного материала (16) между поверхностями концов труб таким образом, чтобы поверхности концов труб удерживались в точно определенном отцентрованном по оси положении относительно друг друга, внешний уплотняющий механизм (5, 6), выполненный с возможностью создания герметичной внешней камеры (17), окружающей поверхности концов и массу сварочного материала (16), средство для нагревания массы сварочного материала (16) до его расплавления с тем, чтобы при охлаждении возникло металлургическое соединение между поверхностями концов труб (3, 4), и средство для введения труб (3, 4) в устройство и для удаления их из него, отличающийся тем, что устройство оборудовано индукционной нагревательной катушкой (9), разнесенными по оси уплотнителями (14, 15), выполненными с возможностью расширения и прижима к внутренним поверхностям металлических труб (3, 4) с образованием герметичной внутренней кольцевой камеры внутри металлических труб в процессе формирования аморфного соединения, а также механизмом (7) закачки инертного газа для заполнения герметичной внешней камеры (17) инертным газом.
- 7. Устройство по п.2, отличающийся тем, что оправка (1) на своем верхнем конце имеет средство соединения с гидравлической подъемной линией (13).
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP97200304 | 1997-02-04 | ||
| PCT/EP1998/000647 WO1998033619A1 (en) | 1997-02-04 | 1998-02-03 | Method and device for joining oilfield tubulars |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA199900716A1 EA199900716A1 (ru) | 2000-02-28 |
| EA003755B1 true EA003755B1 (ru) | 2003-08-28 |
Family
ID=26146109
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA199900716A EA003755B1 (ru) | 1997-02-04 | 1998-02-03 | Способ и устройство для соединения труб на нефтяных месторождениях |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6078031A (ru) |
| EP (1) | EP0958094B1 (ru) |
| AT (1) | ATE238876T1 (ru) |
| AU (1) | AU728704B2 (ru) |
| BR (1) | BR9807540A (ru) |
| CA (1) | CA2277228C (ru) |
| DE (1) | DE69814038T2 (ru) |
| EA (1) | EA003755B1 (ru) |
| NO (1) | NO993745L (ru) |
| NZ (1) | NZ336481A (ru) |
Families Citing this family (47)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE69810308T2 (de) * | 1997-08-19 | 2003-08-14 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V., Den Haag | Vorrichtung zum amorphen verbinden von rohren |
| US6135208A (en) | 1998-05-28 | 2000-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable wellbore junction |
| US6712154B2 (en) | 1998-11-16 | 2004-03-30 | Enventure Global Technology | Isolation of subterranean zones |
| US6575240B1 (en) | 1998-12-07 | 2003-06-10 | Shell Oil Company | System and method for driving pipe |
| US6640903B1 (en) | 1998-12-07 | 2003-11-04 | Shell Oil Company | Forming a wellbore casing while simultaneously drilling a wellbore |
| US6604763B1 (en) | 1998-12-07 | 2003-08-12 | Shell Oil Company | Expandable connector |
| US6745845B2 (en) | 1998-11-16 | 2004-06-08 | Shell Oil Company | Isolation of subterranean zones |
| US7357188B1 (en) | 1998-12-07 | 2008-04-15 | Shell Oil Company | Mono-diameter wellbore casing |
| US6634431B2 (en) | 1998-11-16 | 2003-10-21 | Robert Lance Cook | Isolation of subterranean zones |
| US6823937B1 (en) | 1998-12-07 | 2004-11-30 | Shell Oil Company | Wellhead |
| US6557640B1 (en) | 1998-12-07 | 2003-05-06 | Shell Oil Company | Lubrication and self-cleaning system for expansion mandrel |
| GB2344606B (en) | 1998-12-07 | 2003-08-13 | Shell Int Research | Forming a wellbore casing by expansion of a tubular member |
| US6739392B2 (en) | 1998-12-07 | 2004-05-25 | Shell Oil Company | Forming a wellbore casing while simultaneously drilling a wellbore |
| AU770359B2 (en) | 1999-02-26 | 2004-02-19 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Liner hanger |
| GC0000211A (en) | 1999-11-15 | 2006-03-29 | Shell Int Research | Expanding a tubular element in a wellbore |
| US6384389B1 (en) * | 2000-03-30 | 2002-05-07 | Tesla Industries Inc. | Eutectic metal sealing method and apparatus for oil and gas wells |
| US7793721B2 (en) | 2003-03-11 | 2010-09-14 | Eventure Global Technology, Llc | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
| WO2004094766A2 (en) | 2003-04-17 | 2004-11-04 | Enventure Global Technology | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
| EP1985797B1 (en) | 2002-04-12 | 2011-10-26 | Enventure Global Technology | Protective sleeve for threated connections for expandable liner hanger |
| CA2482278A1 (en) | 2002-04-15 | 2003-10-30 | Enventure Global Technology | Protective sleeve for threaded connections for expandable liner hanger |
| US20060169752A1 (en) * | 2002-07-17 | 2006-08-03 | Den Boer Johannis Josephus | Forge welding of heavy duty tubulars |
| EA006464B1 (ru) * | 2002-07-17 | 2005-12-29 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ соединения расширяемых труб |
| EP1534466B1 (en) * | 2002-07-17 | 2007-04-18 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Forge welding method |
| DK1532474T3 (da) * | 2002-07-18 | 2012-10-01 | Shell Int Research | Markering af rørforforbindelser |
| DK1531960T3 (da) * | 2002-07-25 | 2009-11-02 | Shell Int Research | Smedesvejsning af rör |
| US7282663B2 (en) | 2002-07-29 | 2007-10-16 | Shell Oil Company | Forge welding process |
| US7739917B2 (en) | 2002-09-20 | 2010-06-22 | Enventure Global Technology, Llc | Pipe formability evaluation for expandable tubulars |
| US7886831B2 (en) | 2003-01-22 | 2011-02-15 | Enventure Global Technology, L.L.C. | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
| JP2004322133A (ja) * | 2003-04-23 | 2004-11-18 | Kubota Tekkosho:Kk | 磁性体と非磁性体の接合方法 |
| US7774917B2 (en) * | 2003-07-17 | 2010-08-17 | Tubefuse Applications B.V. | Forge welding tubulars |
| US7712522B2 (en) | 2003-09-05 | 2010-05-11 | Enventure Global Technology, Llc | Expansion cone and system |
| US7156172B2 (en) * | 2004-03-02 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for accelerating oil well construction and production processes and heating device therefor |
| CA2577083A1 (en) | 2004-08-13 | 2006-02-23 | Mark Shuster | Tubular member expansion apparatus |
| DE102005043779A1 (de) * | 2005-09-14 | 2007-03-15 | Linde Ag | Vorrichtung und Verfahren zum Versiegeln von Verpackungen |
| MX2009002372A (es) * | 2006-09-04 | 2009-03-12 | Heerema Marine Contractors | Dispositivo guia. |
| US20080302539A1 (en) * | 2007-06-11 | 2008-12-11 | Frank's International, Inc. | Method and apparatus for lengthening a pipe string and installing a pipe string in a borehole |
| US20090134203A1 (en) * | 2007-11-28 | 2009-05-28 | Frank's International, Inc. | Methods and apparatus for forming tubular strings |
| EP3138992A3 (en) | 2009-02-25 | 2017-04-26 | Weatherford Technology Holdings, LLC | Pipe handling system |
| CA2815180A1 (en) * | 2010-11-11 | 2012-05-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Milling well casing using electromagnetic pulse |
| NO332669B1 (no) | 2011-05-16 | 2012-12-03 | Smart Installations As | Kutteanordning, sikkerhetsventil, fremgangsmate samt anvendelser for avkutting av en rorstrengrelatert gjenstand i en sikkerhetsventil for en bronn |
| US8863371B2 (en) | 2011-12-09 | 2014-10-21 | Baker Hughes Incorporated | Positioning system and method for automated alignment and connection of components |
| GB201203030D0 (en) | 2012-02-22 | 2012-04-04 | Tubefuse Applic B V | Forge welding of tubular articles |
| KR101539569B1 (ko) * | 2014-11-28 | 2015-07-28 | 신영식 | 입출구 일시 폐쇄형 고주파 브레이징 장치 |
| WO2016106195A1 (en) * | 2014-12-23 | 2016-06-30 | Shell Oil Company | Brazing thermal chamber apparatus and method |
| US11504808B2 (en) | 2017-02-20 | 2022-11-22 | Innovative Welding Solutions B.V. | Device and method for joining metallic tubulars of drilling wells |
| EP3769894A4 (en) * | 2018-03-20 | 2021-05-12 | Osaka University | SOLID PHASE BONDING PROCESS AND SOLID PHASE BONDING DEVICE OF METAL MATERIAL |
| CN109681713B (zh) * | 2019-03-01 | 2020-11-06 | 重庆科技学院 | 油气运输油气管道在役焊接用加热装置 |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2649527A (en) * | 1951-01-18 | 1953-08-18 | Combustion Eng | Butt welding tube ends by induction heating |
| US2730599A (en) * | 1952-07-03 | 1956-01-10 | Ronay Bela | Pressure welding by induction heating |
| US3603759A (en) * | 1970-01-14 | 1971-09-07 | Ind Magnetics Inc | Welding and forming method |
| US4026583A (en) * | 1975-04-28 | 1977-05-31 | Hydril Company | Stainless steel liner in oil well pipe |
| US4084739A (en) * | 1977-02-28 | 1978-04-18 | Wisconsin Centrifugal, Inc. | Apparatus and method for aligning and welding tubular metal components together |
| NO164583C (no) * | 1986-11-20 | 1990-10-24 | Per H Moe | Anordning ved induksjonsoppvarming. |
| GB8910118D0 (en) * | 1989-05-03 | 1989-06-21 | Shell Int Research | Method and device for joining well tubulars |
| NO179483C (no) * | 1989-08-29 | 1996-10-16 | Sumitomo Metal Ind | Fremgangsmåte for å opprette diffusjonsbinding mellom korrosjonsbestandige materialer |
-
1998
- 1998-02-03 AT AT98909399T patent/ATE238876T1/de not_active IP Right Cessation
- 1998-02-03 EP EP98909399A patent/EP0958094B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-02-03 CA CA002277228A patent/CA2277228C/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-02-03 AU AU63951/98A patent/AU728704B2/en not_active Expired
- 1998-02-03 DE DE69814038T patent/DE69814038T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1998-02-03 BR BR9807540-3A patent/BR9807540A/pt not_active Application Discontinuation
- 1998-02-03 EA EA199900716A patent/EA003755B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1998-02-03 US US09/331,934 patent/US6078031A/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-02-03 NZ NZ336481A patent/NZ336481A/xx not_active IP Right Cessation
-
1999
- 1999-08-03 NO NO993745A patent/NO993745L/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2277228A1 (en) | 1998-08-06 |
| ATE238876T1 (de) | 2003-05-15 |
| CA2277228C (en) | 2006-08-22 |
| NO993745L (no) | 1999-09-28 |
| NO993745D0 (no) | 1999-08-03 |
| AU6395198A (en) | 1998-08-25 |
| BR9807540A (pt) | 2000-02-08 |
| EA199900716A1 (ru) | 2000-02-28 |
| NZ336481A (en) | 2000-10-27 |
| EP0958094B1 (en) | 2003-05-02 |
| DE69814038T2 (de) | 2003-12-18 |
| US6078031A (en) | 2000-06-20 |
| DE69814038D1 (de) | 2003-06-05 |
| AU728704B2 (en) | 2001-01-18 |
| EP0958094A1 (en) | 1999-11-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA003755B1 (ru) | Способ и устройство для соединения труб на нефтяных месторождениях | |
| US7474221B2 (en) | Marking of pipe joints | |
| US6896171B2 (en) | EMAT weld inspection | |
| CN100346920C (zh) | 自动锻焊管子的方法 | |
| US7774917B2 (en) | Forge welding tubulars | |
| US7181821B2 (en) | Joining expandable tubulars | |
| BRPI0708272B1 (pt) | elemento de condutos coaxiais, conjunto de, pelo menos, dois condutos coaxiais e processo de fabricação de um elemento de condutos coaxiais | |
| WO1998033619A1 (en) | Method and device for joining oilfield tubulars | |
| US20080237308A1 (en) | Forge welding method | |
| WO2008154555A2 (en) | Method and apparatus for lengthening a pipe string and installing a pipe string in a borehole | |
| EP0396204B1 (en) | Method and device for joining well tubulars | |
| US20060169752A1 (en) | Forge welding of heavy duty tubulars | |
| EP1007265B1 (en) | Apparatus for amorphous bonding of tubulars | |
| EP1144798B1 (en) | Pipe handling apparatus and method | |
| OA11188A (en) | Method and device for joining oilfield tubulars. | |
| EP1531960B1 (en) | Forge welding of tubulars | |
| MXPA99006748A (en) | Method and device for joining oilfield tubulars | |
| MXPA00001446A (en) | Apparatus for amorphous bonding of tubulars |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU |