RU192318U1 - Swivel suspension of tubing for wellhead fittings - Google Patents
Swivel suspension of tubing for wellhead fittings Download PDFInfo
- Publication number
- RU192318U1 RU192318U1 RU2019121984U RU2019121984U RU192318U1 RU 192318 U1 RU192318 U1 RU 192318U1 RU 2019121984 U RU2019121984 U RU 2019121984U RU 2019121984 U RU2019121984 U RU 2019121984U RU 192318 U1 RU192318 U1 RU 192318U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing
- nipple
- cylindrical body
- thread
- swivel
- Prior art date
Links
- 239000000725 suspension Substances 0.000 title claims abstract description 16
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 claims abstract description 31
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 11
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 11
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 11
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 claims description 9
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- 238000005452 bending Methods 0.000 abstract description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 4
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000004519 grease Substances 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- NJPPVKZQTLUDBO-UHFFFAOYSA-N novaluron Chemical compound C1=C(Cl)C(OC(F)(F)C(OC(F)(F)F)F)=CC=C1NC(=O)NC(=O)C1=C(F)C=CC=C1F NJPPVKZQTLUDBO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 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
- E21B17/05—Swivel joints
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Joints Allowing Movement (AREA)
Abstract
Предлагаемое техническое решение (полезная модель) - «шарнирное соединение подвески насосно-компрессорных труб для арматуры устья скважины» (далее по тексту - шарнирное соединение) относится к изделиям нефтяного машиностроения. Шарнирное соединение может быть использовано при механизированной добыче нефти из нефтяных скважин, а именно: при эксплуатации глубоких скважин, скважин с протяженными горизонтальными участками стволов и глубиной спуска насосного оборудования на насосно-компрессорных трубах (НКТ) более 3000 м, например, с установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). НКТ воспринимают при спуске и эксплуатации УЭЦН в скважине сложные механические растягивающие, изгибающие и знакопеременные нагрузки. Известные к настоящему времени технологии и технические средства для соединения планшайбы, оснащенной кабельным вводом, используют подвесные патрубки, которые изготавливают из новых НКТ или из специальных трубных заготовок. Решение поставленной задачи достигается тем, что в цилиндрическом корпусе предлагаемого шарнирного соединения выполнен ложемент сферической формы, в котором размещен, с возможностью вращения вокруг продольной оси и ограниченного углового смещения, нижний ниппель, оснащенный в верхней части головкой шарообразной формы, плотно прилегающей к внутренней поверхности сферического ложемента корпуса. При этом нижний конец ниппеля выведен за пределы цилиндрического корпуса и оснащен наружной резьбой, совместимой по размерам с резьбой НКТ. На противоположной стороне цилиндрического корпуса на резьбе установлен верхний ниппель, имеющий сферический ложемент, с возможностью плотного прилегания к сферической поверхности головки нижнего ниппеля. Причем в ложементе верхнего ниппеля предусмотрена канавка с уплотнительным кольцом, а в верхней части ниппеля выполнена резьба, совместимая с резьбой на планшайбе, что обеспечивает возможность независимого относительно друг друга вращения верхнего и нижнего ниппелей при выполнении монтажных работ. На поверхности верхнего ниппеля установлена контргайка, соизмеримая с наружным диаметром цилиндрического корпуса. 1 ил.The proposed technical solution (utility model) - “swivel suspension of tubing for the wellhead fittings” (hereinafter referred to as the swivel joint) refers to the products of petroleum engineering. A swivel joint can be used in mechanized oil production from oil wells, namely: in the operation of deep wells, wells with long horizontal sections of shafts and a depth of descent of pumping equipment on tubing (tubing) of more than 3000 m, for example, with the installation of electric centrifugal pumps (ESP). The tubing perceive during the launch and operation of the ESP in the well complex mechanical tensile, bending and alternating loads. Currently known technologies and technical means for connecting a faceplate equipped with a cable entry use hanging pipes, which are made from new tubing or from special tube blanks. The solution to this problem is achieved by the fact that in the cylindrical body of the proposed swivel, a spherical-shaped lodgement is made in which a lower nipple is fitted with the possibility of rotation around the longitudinal axis and of limited angular displacement, which is equipped in the upper part with a ball-shaped head tightly adjacent to the inner surface of the spherical lodgement of the case. In this case, the lower end of the nipple is outside the cylindrical body and is equipped with an external thread that is compatible in size with the tubing thread. On the opposite side of the cylindrical body, an upper nipple having a spherical lodgement is mounted on the thread, with the possibility of tight fit to the spherical surface of the head of the lower nipple. Moreover, a groove with a sealing ring is provided in the lodgement of the upper nipple, and a thread compatible with the thread on the faceplate is made in the upper part of the nipple, which makes it possible to independently rotate the upper and lower nipples during installation. A lock nut is installed on the surface of the upper nipple, commensurate with the outer diameter of the cylindrical body. 1 ill.
Description
Предлагаемое техническое решение (полезная модель) - «шарнирное соединение подвески насосно-компрессорных труб для арматуры устья скважины» (дале по тексту - шарнирное соединение) относится к изделиям нефтяного машиностроения. Шарнирное соединение может быть использовано при механизированой добыче нефти из нефтяных скважин, а именно: при эксплуатации глубоких скважин, скважин с протяженными горизонтальными участками стволов и глубиной спуска насосного оборудования на нассно-компрессорных трубах (НКТ) более 3000 м, например, с установоками электроцентробежных насосов (УЭЦН). НКТ воспринимают при спуске и эксплуатации УЭЦН в скважине сложные механические растягивающие, изгибающие и знакопеременные нагрузки. Слабым и наиболее уязвимым узлом, в компоновке внутрискважинного оборудованя с УЭЦН, является резьбовое соединение на границе верхней части спущеных в скважину НКТ и планшайбы, которая является элементом арматуры устья скважины.The proposed technical solution (utility model) - "swivel suspension of tubing for wellhead fittings" (hereinafter referred to as swivel) refers to the products of petroleum engineering. A swivel joint can be used in mechanized oil production from oil wells, namely: in the operation of deep wells, wells with long horizontal sections of shafts and a depth of descent of pumping equipment on pressure-compressor pipes (tubing) of more than 3000 m, for example, with installations of electric centrifugal pumps (ESP). The tubing perceive during the launch and operation of the ESP in the well complex mechanical tensile, bending and alternating loads. The weakest and most vulnerable unit in the arrangement of downhole equipment with ESP is a threaded joint at the boundary of the upper part of the tubing and the face plate lowered into the well, which is an element of the wellhead reinforcement.
Известные к настоящему времени технологии и технические средства для соединения планшайбы, оснащенной кабельным вводом, используют подвестные патрубки, котроые изготавливают из новых НКТ или из специальных трубных заготовок. При этом для повышения межремонтного периода работы (МРП) внутрискважинного оборудования, в том числе и подвесных патрубков, их покрывают аникоррозионным материалом или для патрубков используют заготовки труб с повшенной толщиной стенки и механической прочности [1]. Однако этих мер и известных технических решений является не достаточно для безаварийной работы подвески НКТ с УЭЦН и случаи разрушений подвесных патрубков, с последующим «полетом» насосного внутрискважинного оборудования на забой скважины, в практике механизированной добычи не является единичными. Затраты времени на ликвидацию аварии, с привлечением бригад по капитальному ремонту скважин (КРС), и извлечению аварийного внутрискважинного оборудования, исчисляются десятками суток, а материальный ущерб от аварии, - миллионами рублей. В этой связи необходимость предупреждения аварийных ситуаций, путем совершенствования технических средств подвески насосно-компрессорных труб на арматуре устья скважины, является фактом очевидным.Currently known technologies and technical means for connecting a faceplate equipped with a cable entry use well-known branch pipes, which are made from new tubing or from special tube blanks. At the same time, to increase the overhaul period (MCI) of downhole equipment, including suspension pipes, they are coated with anticorrosive material or pipe blanks with increased wall thickness and mechanical strength are used for pipes [1]. However, these measures and well-known technical solutions are not enough for trouble-free operation of the tubing suspension with ESP and cases of destruction of the suspension pipes, followed by the "flight" of downhole pumping equipment to the bottom of the well, in the practice of mechanized production is not isolated. The time spent on the liquidation of the accident, involving the teams for overhaul of wells (KRS), and the extraction of emergency downhole equipment, are calculated in dozens of days, and the material damage from the accident is millions of rubles. In this regard, the need to prevent emergencies by improving the technical means of suspension of tubing on the wellhead reinforcement is an obvious fact.
Известны технические решения, которые могут быть рекомендованы для подвески спущенного в скважину насосного оборудования УЭЦН на НКТ, например, по классу МПК Е21В 17/05 RU №№2236548; 2170322; 2135743. Однако они не отвечают, в полной мере, требованиям безаварийных работ при спуске внутрискважинного оборудования, соединению НКТ с планшайбой устьевой арматуры, при наличии в ней бронированного кабеля, а также могут отказывать (разрушаться) при длительной добыче нефти из скважины механизированным способом. Вероятность аварийной ситуации с элементами подвески УЭЦН возрастает, с увеличением продолжительности работы насосного оборудования в скважине, особенно в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, а также в солепроявляющих, скважинах с коррзионно-агрессивными флюидами пласта. Это явление проявляется при длительном контакте внутрискважинного оборудования с эксплуатационной колонной, в результате которого кристаллы солей и механических примесей заполняют свободное кольцевое пространство скважины и препятствуют «страгиванию» внутрискважинного оборудования при попытке его извлечения (подъема) из скважины. При этом усложнена и технология включения подвесного патрубка в подвеску арматуры устья скважины, требующая вращения планшайбы.Known technical solutions that can be recommended for suspension of pumping equipment ESP launched into a well on a tubing, for example, in accordance with IPC class Е21В 17/05 RU No. 2236548; 2,170,322; 2135743. However, they do not fully meet the requirements of trouble-free operations when lowering downhole equipment, connecting the tubing to the wellhead faceplate, if there is an armored cable in it, and they may also fail (collapse) during prolonged oil production from the well by a mechanized method. The likelihood of an emergency with the ESP suspension elements increases, with an increase in the duration of the pumping equipment in the well, especially in directional and horizontal wells, as well as in salt-developing, wells with corrosive formation fluids. This phenomenon manifests itself during prolonged contact of the downhole equipment with the production string, as a result of which crystals of salts and mechanical impurities fill the free annular space of the borehole and prevent “straining” of the downhole equipment when trying to extract it (lift) from the borehole. At the same time, the technology of incorporating the suspension pipe into the suspension of the wellhead reinforcement, which requires rotation of the faceplate, is also complicated.
По результатам проведенных патентных исследований по рассматриваемой теме, выявлено наиболее близкое техническое решение -«шарнирное соединение», защищенное патентом RU №2271430 [2].According to the results of patent research on the topic under consideration, the closest technical solution was revealed - "swivel joint", protected by patent RU No. 2271430 [2].
Шарнирное соединение - прототип [2] содержит корпус, неподвижную и подвижную полумуфты, имеющие сферические поверхности, при этом подвижная полумуфта на сферической части снабжена перфорированными отверстиями, а также в корпусе размещены винты, входящие в глухие отверстия подвижной сферической части полумуфты. Подвижная и неподвижная части полумуфт снабжены резьбами, которые совместимы с резьбами НКТ.Swivel - prototype [2] contains a housing, a fixed and movable coupling half having spherical surfaces, while the movable coupling coupling on the spherical part is provided with perforated holes, and screws are included in the housing, which are included in blind holes of the movable spherical part of the coupling coupling. The movable and fixed parts of the coupling halves are provided with threads that are compatible with tubing threads.
Недостатком известного технического решения по патенту [2] является то, что «шарнирное соединение» прототипа предназначенно для встраивания (включения) в компоновку НКТ на искривленных участках стволов скважин и не может, без соответствующей конструктивной доработки, использовано, как альтернтива, подвесному патрубку между НКТ и планшайбой устьевой арматуры. Это вызвано ограниченной степенью «свободы» работы самого шарнирного соединения, не обеспечивающего изгиб в шарнире в произвольной плоскости, а также имеют место технологические трудности, вызванные необходимостью вращения вокруг своей оси планшайбы с кабельным вводом при монтажных работах на устье нефтяной скважины. Кроме этого есть риски саморазвинчивания (ослабления) цилиндрического резьбового соединения деталей шарнирного соединения.A disadvantage of the known technical solution according to the patent [2] is that the “swivel connection” of the prototype is designed to be embedded (included) in the tubing layout on curved sections of the wellbores and cannot, without appropriate structural refinement, be used as an alternative to a hanging pipe between the tubing and faceplate of wellhead fittings. This is due to the limited degree of “freedom” of the work of the swivel itself, which does not provide bending in the hinge in an arbitrary plane, as well as technological difficulties caused by the need to rotate the faceplate with cable entry around its axis during installation at the mouth of the oil well. In addition, there are risks of self-loosening (loosening) of the cylindrical threaded joint of the parts of the swivel joint.
Задачей предлагаемого технического решения является обеспечение надежного соединения верхней муфты спущенной подвески НКТ с планшайбой устьевой (фонтанной) арматуры и исключения негативных изгибающих моментов и дополнительных механических напряжений в сечении резьбовых соеднений при длительной эксплуатации скважины. Кроме этого, выявлена необходимость, путем разработки новых конструктивных решений, обспечить упрощение технологии включения (монтажа) шарнирного соединения между муфтой НКТ и планшайбы арматуры устья скважины.The objective of the proposed technical solution is to provide a reliable connection of the upper sleeve of a deflated tubing suspension with a faceplate of a wellhead (fountain) reinforcement and to eliminate negative bending moments and additional mechanical stresses in the cross-section of threaded joints during long-term well operation. In addition, the need has been identified, through the development of new design solutions, to simplify the simplification of the technology of turning on (mounting) the articulated joint between the tubing coupling and the face plate of the wellhead reinforcement.
Решение поставленной задачи достигается тем, что, в цилиндрическом корпусе предлагаемого шарнирного соединения выполен ложемент сферической формы, в котором размещен, с возможностью вращения вокруг продольной оси и ограниченного углового смещения нижний ниппель, оснащенный в верхней части головкой шарообразной формы, плотно прилегающей к внутренней поверхности сферического ложемента корпуса. При этом нижний конец ниппеля выведен за пределы цилиндрического корпуса и оснащен наружной резьбой, совместимой по размерам с резьбой НКТ. На противопложной стороне цилиндрического корпуса на резьбе установлен верхний ниппель, имеющий сферический ложемент, с возможностью плотного прилегания к сферической поверхности головки нижнего ниппеля. Причем, в ложементе верхнего ниппеля, предусмотрена канавка, с уплотнительным кольцом, а в верхней части ниппеля выполнена резьба, совместимая с резьбой на планшайбе, что обеспечивает возможность независимого относительно друг друга вращения верхнего и нижнего ниппелей при выполнении монтажных работ. На поверхности верхнего ниппеля установлена контрайка, соизмеримая с наружным диаметром цилиндрического корпуса.The solution to this problem is achieved by the fact that, in the cylindrical body of the proposed hinge joint, a spherical-shaped lodgement is made in which a lower nipple is placed with the possibility of rotation around the longitudinal axis and of limited angular displacement, equipped with a ball-shaped head in the upper part that is tightly adjacent to the inner surface of the spherical lodgement of the case. In this case, the lower end of the nipple is outside the cylindrical body and is equipped with an external thread that is compatible in size with the tubing thread. On the opposite side of the cylindrical body, an upper nipple having a spherical lodgement is mounted on the thread, with the possibility of snug fit to the spherical surface of the head of the lower nipple. Moreover, in the lodgement of the upper nipple, a groove is provided with a sealing ring, and a thread compatible with the thread on the faceplate is made in the upper part of the nipple, which makes it possible to rotate the upper and lower nipples independently of each other during installation. A counter-lock is installed on the surface of the upper nipple, commensurate with the outer diameter of the cylindrical body.
Шарнирное соединение подвески насосно-компрессорных труб для арматуры устья скважины по настоящему техническому предложению показано на прилагаемой к описанию фигуре и включает в себя следующие выделенные для понимания конструктивные элементы:The swivel of the suspension of the tubing for the wellhead reinforcement according to the present technical proposal is shown in the figure attached to the description and includes the following structural elements selected for understanding:
1 - цилиндрический корпус;1 - cylindrical body;
2 - сферическая головка нижнего ниппеля;2 - spherical head of the lower nipple;
3 - нижний ниппель;3 - lower nipple;
4 - верхний ниппель;4 - upper nipple;
5 - контргайка;5 - a lock-nut;
6 - уплотнительное кольцо;6 - a sealing ring;
7 - резьбовая часть нижнего ниппеля для соединения с муфтой НКТ;7 - threaded part of the lower nipple for connection with the tubing sleeve;
8 - резьбовая часть верхнего ниппеля для соединения с планшайбой;8 - threaded part of the upper nipple for connection with the faceplate;
Dн - наружный диаметр цилиндрического корпуса;Dн - outer diameter of the cylindrical body;
dв - внутренний диаметр шарнирного соединения;dв - inner diameter of the swivel;
β - параметр угла прекоса осей шарнирного соединеия;β is the parameter of the angle of incline of the axes of the swivel;
Сфера R - параметр радиуса сферы шарнирного соединения.Sphere R is the radius parameter of the swivel sphere.
Работа шарнирного соединения подвески насосно-компрессорных труб для арматуры устья скважины в собранном виде заключается в последовательном соединении его резьбовых соединений сначала с резьбой планшайбы 8, а затем нижней резьбой 7 с верхней муфтой НКТ. Причем, при наличии кабеля в предусмотренном для этих целей отверстии планшайбы (не показано) передачу крутящего момента для свинчивания с верхней муфтой НКТ произволят вращением нижнего ниппеля 3, а его головка 2 свободно проворачивается в обильно смазанных резьбовой смазкой ложементах цилиндрического корпуса 1 и верхнего ниппеля 4. Нижний ниппель 3, с шарообразной головкой в верхней части 2, имеет возможность при работе отклоняться от оси корпуса 1 на угол β=4°…5°, а также проворачиваться на все 360° в ложементах корппуса 1 и верхнего ниппеля 4. При сборке шарнирного соединения в заводских условиях технологические зазоры, между шаровой поверхностью сферической головки 2 и поверхностью ложементов на цилиндрическом корпусе 1 и ниппелем 4, назначают с учетом расчетных осевых нагрузок на шарнирный узел. Положение верхнего ниппеля 4 фиксируют коннтргайкой 5. После монтажных работ шарнирного соединения, и сближения планшайбы с пьедесталом арматуры устья скважины, происходит вынужденное выравнивание осей (НКГ-планшайба) поворотом головки нижнего ниппеля в ложементе цилиндрического корпуса с эффетом обнуления избибающих моментов в резьбовых соединениях.The work of the swivel of the suspension of the tubing for the reinforcement of the wellhead in assembled form consists in the serial connection of its threaded joints, first with the thread of the
Конкретные конструктивные размеры Dн, dв, R, а также типоразмеры резьбовых соединений определяют с учетом: внутреннего диаметра скважины, типоразмера НКТ и массы подвески внутрискважинного оборудования, типоразмера силового кабеля для работы погбужного электродвигателя, арматуры устья скважины, глубины спуска насосного оборудования, а также дебита скважины.The specific design dimensions Dн, dв, R, as well as the sizes of the threaded connections are determined taking into account: the internal diameter of the well, the tubing size and the suspension mass of the downhole equipment, the size of the power cable for operating the submersible electric motor, the wellhead fittings, the depth of the pumping equipment, and the flow rate wells.
Источники информацииInformation sources
1. Л.Г. Чичеров. Нефтепромысловые машины и механизмы. Учебное пособие для вузов - М.: Недра, 1983. 312 с.1. L.G. Chicherov. Oilfield machines and mechanisms. Textbook for high schools - M .: Nedra, 1983. 312 p.
2. Патент RU 2271430 С2, Е21В 17/05.2. Patent RU 2271430 C2, ЕВВ 17/05.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019121984U RU192318U1 (en) | 2019-07-09 | 2019-07-09 | Swivel suspension of tubing for wellhead fittings |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019121984U RU192318U1 (en) | 2019-07-09 | 2019-07-09 | Swivel suspension of tubing for wellhead fittings |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU192318U1 true RU192318U1 (en) | 2019-09-12 |
Family
ID=67990144
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019121984U RU192318U1 (en) | 2019-07-09 | 2019-07-09 | Swivel suspension of tubing for wellhead fittings |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU192318U1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU214995U1 (en) * | 2022-05-11 | 2022-11-23 | Российская Федерация, от имени которой выступает Министерство обороны Российской Федерации | DEVICE FOR CONNECTING A PIPELINE WITH A FITTING |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2170322C1 (en) * | 2000-11-20 | 2001-07-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Joint for connection of pipes |
| WO2005094508A2 (en) * | 2004-03-23 | 2005-10-13 | Specialty Rental Tools And Supply, L.P. | Deflection swivel and method |
| RU2271430C2 (en) * | 2003-09-15 | 2006-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти (ООО "КогалымНИПИнефть") | Pipe string coupling |
| RU53705U1 (en) * | 2005-11-18 | 2006-05-27 | Закрытое акционерное общество "ОКБ Зенит" (ЗАО "ОКБ Зенит") | HINGE JOINT EQUIPMENT |
| RU2312968C1 (en) * | 2005-05-25 | 2007-12-20 | Республиканское унитарное предприятие "Производственное объединение "Белоруснефть" (РУП "Производственное объединение "Белоруснефть") | Articulated sucker rod connection |
-
2019
- 2019-07-09 RU RU2019121984U patent/RU192318U1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2170322C1 (en) * | 2000-11-20 | 2001-07-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Joint for connection of pipes |
| RU2271430C2 (en) * | 2003-09-15 | 2006-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти (ООО "КогалымНИПИнефть") | Pipe string coupling |
| WO2005094508A2 (en) * | 2004-03-23 | 2005-10-13 | Specialty Rental Tools And Supply, L.P. | Deflection swivel and method |
| RU2312968C1 (en) * | 2005-05-25 | 2007-12-20 | Республиканское унитарное предприятие "Производственное объединение "Белоруснефть" (РУП "Производственное объединение "Белоруснефть") | Articulated sucker rod connection |
| RU53705U1 (en) * | 2005-11-18 | 2006-05-27 | Закрытое акционерное общество "ОКБ Зенит" (ЗАО "ОКБ Зенит") | HINGE JOINT EQUIPMENT |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU214995U1 (en) * | 2022-05-11 | 2022-11-23 | Российская Федерация, от имени которой выступает Министерство обороны Российской Федерации | DEVICE FOR CONNECTING A PIPELINE WITH A FITTING |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN103726804B (en) | Hydraulic packer and mounting method thereof | |
| CA2141510C (en) | Tubing string hanging apparatus | |
| CN107740683A (en) | A kind of electric submersible pump mining device for adapting to coiled tubing completion | |
| CN105443057A (en) | Torque-withstanding type double-acting releasing tool | |
| CN102364038B (en) | Underwater oil pipe hanger embedded guiding and positioning device | |
| CN107313727B (en) | High-strength autolyzed coupling for floating casing | |
| CN204238869U (en) | The external circlip type riser-connector of a kind of anti-high moment of torsion type | |
| RU192318U1 (en) | Swivel suspension of tubing for wellhead fittings | |
| CN107091060A (en) | Multi-stage water power pressurizer based on mechanical device | |
| CN205638303U (en) | Casing hanger and sealing assembly instrument of transferring under water | |
| CN111963133A (en) | Throttling-free self-service deblocking type double-sealing single-clamp staged fracturing string and fracturing method thereof | |
| RU2269641C1 (en) | Wellhead equipment (variants) | |
| US20120247754A1 (en) | Stuffing box assembly | |
| US4773479A (en) | Corrosion guard tubing nipple | |
| RU172469U1 (en) | DRILLING SWIVEL SWIVEL FOR DRILLING WITH SIMULTANEOUS CASE | |
| CN201184157Y (en) | Oil well hydraulic unfreezing machine | |
| RU2428556C1 (en) | Well swivel | |
| CN105298439B (en) | A kind of top drive cementing head | |
| RU2609043C1 (en) | Device and method for wellhead sealing | |
| CN204703806U (en) | Water tap for oil field well repair | |
| CN207647485U (en) | Trend adjustable gas drilling manifold system | |
| CN108035685A (en) | A kind of ball antifriction pipe nipple | |
| CN219492227U (en) | Hermetic seal thread for drilling tool stabilizer | |
| CN202370465U (en) | Tieback self-locking mechanism for suspended packer | |
| CN204457543U (en) | Petroleum casing pipe well cementation vibrator |