EA003561B1 - Combined power tong having integrated mud suction and thread doping apparatus - Google Patents
Combined power tong having integrated mud suction and thread doping apparatus Download PDFInfo
- Publication number
- EA003561B1 EA003561B1 EA200200609A EA200200609A EA003561B1 EA 003561 B1 EA003561 B1 EA 003561B1 EA 200200609 A EA200200609 A EA 200200609A EA 200200609 A EA200200609 A EA 200200609A EA 003561 B1 EA003561 B1 EA 003561B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- tong
- key
- pipe
- torque
- holding
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 18
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 14
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 claims description 9
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 2
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 claims description 2
- 238000007665 sagging Methods 0.000 claims 1
- 238000009987 spinning Methods 0.000 abstract 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 19
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 4
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression 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
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/01—Arrangements for handling drilling fluids or cuttings outside the borehole, e.g. mud boxes
-
- 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
- E21B19/00—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
- E21B19/16—Connecting or disconnecting pipe couplings or joints
- E21B19/161—Connecting or disconnecting pipe couplings or joints using a wrench or a spinner adapted to engage a circular section of pipe
- E21B19/164—Connecting or disconnecting pipe couplings or joints using a wrench or a spinner adapted to engage a circular section of pipe motor actuated
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)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
Description
Данное изобретение относится к приводному трубному ключу, содержащему разъемный завинчивающий и затягивающий трубный ключ для свинчивания и докрепления трубных соединений и расположенный снизу разъемный придерживающий трубный ключ для неподвижного удержания трубы, причем эти ключи выполнены с возможностью осевого перемещения друг к другу и друг от друга.This invention relates to a drive pipe wrench, comprising a detachable screw-in and tightening pipe wrench for screwing and securing the pipe connections and a dismountable supporting wrench for the fixed pipe located below, these keys being axially movable to each other and from each other.
Завинчивающий и затягивающий трубный ключ этого вида известен из патента Норвегии N0 163973, автором которого является автор настоящего изобретения.The screwing and tightening pipe wrench of this type is known from Norwegian patent No 163973, the author of which is the author of the present invention.
При бурении скважин на нефть и газ на суше или на море используются бурильные трубы длиной примерно 9,5 или 14 м и диаметром 90-170 мм. Скважины в процессе бурения укрепляют и уплотняют обсадными трубами длиной приблизительно 12 м и диаметром 178-510 мм. Все эти трубы имеют резьбовые соединения, которые необходимо докреплять при относительно высоком крутящем моменте, чтобы обеспечить герметичность этих соединений и не допустить их ослабления при вращении. Это означает, что одной из основных операций во время бурения скважин является докрепление и разъединение трубных соединений. В целом на каждую скважину приходится примерно от 2 до 4000 таких соединительных операций. В течение последних 25 лет для этих операций используют механизированные инструменты.When drilling wells for oil and gas on land or at sea, drill pipes with a length of approximately 9.5 or 14 m and a diameter of 90-170 mm are used. The wells in the drilling process strengthened and compacted casing pipes with a length of approximately 12 m and a diameter of 178-510 mm. All these pipes have threaded connections that need to be fixed at relatively high torque in order to ensure the tightness of these connections and to prevent them from loosening during rotation. This means that one of the main operations during the drilling of wells is the reinforcement and separation of pipe connections. In general, approximately 2 to 4,000 of such interconnection operations per well. For the past 25 years, mechanized tools have been used for these operations.
Существующее механизированное оборудование для соединения труб во время бурения можно разделить на две категории - приводные ключи для бурильных труб и приводные ключи для обсадных труб. Эти ключи представляют собой инструменты двух различных видов, из которых приводной ключ для бурильных труб постоянно установлен на бурильной площадке, а приводной ключ для обсадных труб собирают каждый раз, когда обсадную колонну необходимо опустить в скважину. При существующей технологии такое оборудование должно создаваться индивидуально; обсадные трубы имеют тонкостенные соединения, в то время как бурильные трубы имеют толстостенные соединения. Для сборки и разборки оборудования при опускании обсадных труб требуется ручная работа в существенном объеме.The existing mechanized equipment for connecting pipes during drilling can be divided into two categories - drill tongs for drill pipes and drive tongs for casing. These keys are two different types of tools, of which the drive wrench for drill pipes is permanently installed on the drill site, and the drive wrench for casing pipes is assembled each time the casing string is to be lowered into the well. With existing technology, such equipment must be created individually; casing pipes have thin-walled connections, while drill pipes have thick-walled connections. Assembly and disassembly of equipment when lowering casing pipes requires manual work in a substantial amount.
Во многих случаях во время операций по извлечению бурильной колонны последняя оказывается заполненной буровым раствором. Колонну разбирают на участке длиной порядка 30 м, и при отделении этого участка весь объем бурового раствора вытекает и разливается по бурильной площадке. Объем этого раствора составляет от 125 до 500 л. Благодаря высоте столба бурового раствора и его высокой удельной плотности статическое давление бурового раствора на уровне бурильной площадки иногда достигает порядка 5 бар (500 кПа). В силу производственных условий и других практических причин нельзя допускать растекание раствора по бурильной площадке, и поэтому устанавливают юбку для бурового раствора, окружающую трубное соединение (см. фиг. 1). Эта операция требует и усилий, и временных затрат, и во многих случаях она связана с неблагоприятными последствиями для окружающей среды, определяемыми производственными условиями. В последние годы в нефтяной отрасли норвежской промышленности устанавливают механически управляемые рубашки для бурового раствора.In many cases, during operations to extract the drill string, the latter is filled with mud. The column is disassembled on a length of about 30 m, and when this area is separated, the entire volume of drilling fluid flows out and spreads over the drill site. The volume of this solution ranges from 125 to 500 liters. Due to the height of the mud column and its high specific gravity, the static pressure of the drilling fluid at the level of the drilling site sometimes reaches about 5 bar (500 kPa). Due to production conditions and other practical reasons, it is impossible to prevent the spreading of the mud over the drilling site, and therefore install a skirt for the drilling fluid surrounding the pipe connection (see Fig. 1). This operation requires both time and effort, and in many cases it is associated with adverse environmental impacts determined by the working environment. In recent years, mechanically controlled drilling mud jackets have been installed in the oil industry in the Norwegian industry.
Во время опускания бурильной колонны в скважину трубные соединения перед их свинчиванием необходимо очистить и смазать. Традиционно это представляет собой ручную операцию с использованием щеток. В последние годы, однако, для этой цели применяют механизмы различных типов. Однако, поскольку такие механизмы расположены обособленно от приводного ключа и несомненно подвергаются повреждениям, их применение является не очень успешным. Кроме того, они затрудняют работу. Данная область промышленности испытывает существенную потребность в надежном оборудовании, предназначенном для осуществления этой операции, поскольку производственные условия, которые подразумевают выполнение ручных работ среди последовательности автоматизированных и механизированных операций, нельзя считать приемлемыми.During the lowering of the drill string into the well, pipe connections must be cleaned and lubricated before screwing them. Traditionally, this is a manual operation using brushes. In recent years, however, various types of mechanisms have been used for this purpose. However, since such mechanisms are located separately from the drive key and are undoubtedly damaged, their application is not very successful. In addition, they impede the work. This industry is experiencing a significant need for reliable equipment designed to carry out this operation, since production conditions, which involve manual work among a sequence of automated and mechanized operations, cannot be considered acceptable.
Традиционный приводной ключ для бурильных труб содержит два основных узла верхний узел с приводными роликами для завинчивания по резьбе, пока эта операция происходит свободно (завинчивающий ключ), и нижний узел, который докрепляет соединение с заданным крутящим моментом. Это означает, что полный рабочий цикл состоит из многих операций, которыми нужно последовательно управлять. Прежде всеми этими функциями управляли вручную, но в последние годы они почти все управляются посредством систем программируемой логики (РЬ8). Механическая конструкция в целом не подходит для автоматического последовательного управления, которое во многих случаях приводит к тому, что последовательность рабочих операций в автоматизированных механизмах осуществляется медленнее, чем в механизмах, управляемых вручную.A traditional drill pipe wrench contains two main assemblies, an upper assembly with drive rollers for threading until this operation is free (a screwdriver), and a lower assembly, which completes the connection with the specified torque. This means that a full working cycle consists of many operations that need to be consistently managed. Before all these functions were controlled manually, but in recent years, almost all of them are controlled by programmable logic systems (Pb8). The mechanical design is generally not suitable for automatic sequential control, which in many cases leads to the fact that the sequence of working operations in automated mechanisms is slower than in mechanisms operated by hand.
Данный приводной трубный ключ представляет совершенно новую концепцию ключа, которая объединяет завинчивающий ключ и затягивающий ключ в один блок и объединяет оборудование, собирающее и отсасывающее буровой раствор, и оборудование для очистки и смазки резьбы. Кроме того, элементы ключа являются легко заменяемыми, вследствие чего с помощью этого же механизма можно также пропускать и обсадные трубы.This drive pipe wrench is a completely new key concept that combines a screwdriver key and a tightening key into one unit and combines equipment that collects and suction drilling mud, and equipment for cleaning and lubricating threads. In addition, key elements are easily replaceable, as a result of which casing can also be skipped using the same mechanism.
Согласно данному изобретению, предложен приводной ключ упомянутого в начале типа, который отличается тем, что между завин чивающим и затягивающим ключом и придерживающим ключом расположены затвор для жидкости и отсасывающее приспособление для удаления из указанного затвора жидкости, вытекающей из трубного элемента во время разъединения трубных соединений.According to the present invention, a drive key of the type mentioned at the beginning is proposed, which differs in that between the screw-in and tightening key and the holding key there is a liquid shutter and a suction device for removing from the specified shutter liquid flowing out of the tubular element during separation of the pipe connections.
В одном из вариантов выполнения изобретения затвор для жидкости образован спускающейся вниз от завинчивающего и затягивающего ключа юбкой, которая по окружности ограничивает этот затвор и изолирует придерживающий ключ.In one of the embodiments of the invention, the liquid shutter is formed by a skirt coming down from the screw-in and tightening key, which circumferentially restricts this shutter and isolates the holding key.
В предпочтительном случае юбка может быть выполнена из гибкого материала, прогибающегося внутрь при осевом перемещении затягивающего ключа и придерживающего ключа друг к другу.In the preferred case, the skirt can be made of a flexible material, bending inward with axial movement of the tightening key and holding the key to each other.
Во втором варианте выполнения изобретения затвор для жидкости может быть по окружности ограничен складным кожухом или сильфоном.In the second embodiment of the invention, the liquid shutter may be circumferentially limited by a folding casing or bellows.
Преимущественно может быть встроено автоматическое устройство для смазки резьбы, расположенное между завинчивающим и затягивающим ключом и придерживающим ключом и приводимое в действие перед началом операции свинчивания трубных соединений.Advantageously, an automatic thread lubrication device can be built in between the screwing and tightening key and the holding key and activated before the screwing operation of the pipe joints begins.
В предпочтительном случае завинчивающий и затягивающий ключ, придерживающий ключ, затвор для жидкости и устройство для смазки резьбы могут быть объединены и размещены на тележечном шасси, передвигающемся по площадке и имеющем вертикальную стойку для направления перемещения завинчивающего и затягивающего ключа и придерживающего ключа в вертикальном направлении друг к другу и друг от друга.In the preferred case, the screwing and tightening key, the holding key, the liquid shutter and the thread lubrication device can be combined and placed on the trolley chassis, which moves along the platform and has a vertical stand for directing the movement of the screwing and tightening key and holding the key in the vertical direction to each friend and from each other.
Ключи могут содержать стопорный механизм, удерживающий неподвижный корпус собранным, когда ключи находятся в действии. При докреплении трубных соединений с определенным крутящим моментом могут использоваться рабочий цилиндр и упор, создающий зацепление с ведомым зубчатым венцом.The keys may contain a locking mechanism that holds the fixed case assembled when the keys are in operation. When reinforcing the pipe connections with a certain torque, the working cylinder and the stop can be used, creating an engagement with the driven ring gear.
Другие дополнительные цели, особенности и преимущества станут понятными из последующего описания одного из предпочтительных вариантов осуществления изобретения, которое приведено с иллюстративной целью, не ограничивает объем притязаний и рассматривается в контексте с приложенными чертежами, на которых фиг. 1 схематически иллюстрирует ситуацию при разъединении бурильных труб, фиг. 2 схематически изображает вертикальную проекцию одного укомплектованного приводного трубного ключа, предложенного в данном изобретении, фиг. 3 схематически изображает вид сверху приводного трубного ключа, показанного на фиг. 2, фиг. 4 схематически изображает вид спереди приводного трубного ключа, показанного на фиг. 2, фиг. 5А и 5В схематически изображают соответственно в продольном разрезе и на виде сверху завинчивающий и затягивающий ключ в нерабочем состоянии, фиг. 6А и 6В схематически изображают показанный на фиг. 5А и 5В ключ в рабочем состоянии, фиг. 7 схематически изображает продольный разрез завинчивающего и затягивающего ключа и расположенного снизу придерживающего ключа в положении свинчивания трубных соединений, фиг. 8 схематически изображает продольный разрез показанных на фиг. 7 ключей в положении после свинчивания трубных соединений, фиг. 9 схематически изображает показанные на фиг. 5-8 ключи, используемые для обсадной трубы диаметром 500 мм, фиг. 10 схематически изображает показанные на фиг. 5-8 ключи, используемые для обсадной трубы диаметром 300 мм, фиг. 11 схематически изображает продольный разрез второго варианта выполнения затвора для жидкости, расположенного между завинчивающим и затягивающим ключом и расположенным снизу придерживающим ключом, а также устройства для промывки и смазки резьбы, фиг. 12 изображает второй вариант выполнения изобретения, показанный на фиг. 11, когда завинчивающий и затягивающий ключ и придерживающий ключ смещены друг к другу, и фиг. 13 схематически изображает вид сверху придерживающего ключа, соответственно снабженного приспособлением для промывки и устройством для смазки резьбы.Other additional objectives, features and advantages will become clear from the following description of one of the preferred embodiments of the invention, which is shown for illustrative purposes, does not limit the scope of the claims and is considered in context with the attached drawings, in which FIG. 1 schematically illustrates the situation in disconnecting drill pipes; FIG. 2 schematically depicts a vertical projection of a single complete drive pipe wrench proposed in this invention; FIG. 3 schematically depicts a top view of the power pipe wrench shown in FIG. 2, FIG. 4 schematically depicts the front view of the power pipe wrench shown in FIG. 2, FIG. 5A and 5B schematically depict, respectively, in longitudinal section and in a top view, a tightening and tightening key in an inoperative state, FIG. 6A and 6B schematically depict the one shown in FIG. 5A and 5B, the key is operational; FIG. 7 schematically depicts a longitudinal section of a screwdriver and a tightening key and a supporting key located below in the screwing position of the pipe joints; FIG. 8 is a schematic longitudinal sectional view shown in FIG. 7 keys in the position after screwing the pipe connections, FIG. 9 schematically depicts the ones shown in FIG. 5-8 keys used for a casing with a diameter of 500 mm; FIG. 10 schematically depicts the ones shown in FIG. 5-8 keys used for a casing with a diameter of 300 mm; FIG. 11 schematically depicts a longitudinal section of a second embodiment of a shutter for a fluid located between the screw-in and tightening key and the holding key located below, as well as a device for washing and lubricating the thread, FIG. 12 depicts a second embodiment of the invention shown in FIG. 11, when the tightening and tightening key and the holding key are shifted towards each other, and FIG. 13 schematically depicts a top view of a holding key, respectively provided with a means for flushing and a device for lubricating threads.
Фиг. 1 иллюстрирует ситуацию при бурении скважин на нефть и газ как на суше, так и на море. Часто используются бурильные трубы длиной приблизительно 9,5 или 14 м и диаметром 90 - 170 мм. Они, в свою очередь, собраны в бурильные свечи 26, состоящие из трех отдельных труб указанной длины. Бурильные свечи подвешивают на подъемнике 27, свисающем с кронблока в верхней части буровой вышки (на чертеже не показана). Бурильные свечи собирают в бурильную колонну посредством приводного трубного ключа 25, который можно перемещать по бурильной площадке к центру бурения и от него. И наоборот, при разборке бурильной колонны бурильные свечи, состоящие из трех отдельных труб, отделяют от этой бурильной колонны. При этом приводной трубный ключ 25 используют для разборки и развинчивания соединений труб.FIG. 1 illustrates the situation when drilling oil and gas wells both on land and at sea. Often used drill pipe with a length of approximately 9.5 or 14 m and a diameter of 90 - 170 mm. They, in turn, are assembled into drill candles 26, consisting of three separate pipes of the specified length. Drill plugs are hung on a lift 27 hanging from a crown block in the upper part of the derrick (not shown). Drill plugs are assembled into the drill string by means of a power wrench 25, which can be moved along the drill site to and from the center of drilling. Conversely, when disassembling the drill string, drill plugs consisting of three separate pipes are separated from this drill string. When this drive pipe wrench 25 is used for disassembling and unscrewing the pipe joints.
Укомплектованный объединенный приводной ключ 25 показан целиком на фиг. 2. Он состоит из трех основных блоков: тележки с шасси 24, имеющей приводные средства и выполненной с возможностью регулировки по высоте, завинчивающего и затягивающего ключа 1 и придерживающего ключа 10. Тележка 24 оснащена комплектами колес, катящихся по рельсам, которые проложены по бурильной платформе или площадке. Тележка 24 может перемещаться по рельсам к центру и от центра бурения, который определяется продольной осью бурильной свечи 26, показанной на фиг. 1.The completed combined drive key 25 is shown in its entirety in FIG. 2. It consists of three main blocks: carts with chassis 24, having drive means and configured for height adjustment, screwing and tightening key 1 and holding key 10. The cart 24 is equipped with sets of wheels rolling on rails that run along a drilling platform or site. The cart 24 may move along rails to the center and from the center of drilling, which is determined by the longitudinal axis of the drill plug 26 shown in FIG. one.
Ключ 1 установлен с возможностью подъема и спуска вдоль вертикальной стойки тележки 24. Аналогично ключ 10 установлен с возможностью подъема и спуска вдоль этой же вертикальной стойки. Между ключами 1 и 10 расположена юбка 19, которая ограничивает затвор 35 для жидкости, предназначенный для сбора бурового раствора, остающегося в бурильной свече 26, когда последнюю разъединяют и вынимают из бурильной колонны. Юбка более подробно показана на фиг. 7 и 8.The key 1 is installed with the possibility of lifting and lowering along the vertical stand of the trolley 24. Similarly, the key 10 is installed with the possibility of lifting and lowering along the same vertical rack. Between the keys 1 and 10 is skirt 19, which limits the shutter 35 for the fluid, designed to collect the drilling fluid remaining in the drill plug 26, when the latter is separated and removed from the drill string. The skirt is shown in more detail in FIG. 7 and 8.
Фиг. 3 изображает приводной трубный ключ 25 сверху. Ключи 1 и 10 могут быть разомкнуты по разделительной линии Ό для обеспечения возможности продвижения к трубе и ее охвата. Спереди находится стопорный механизм 37, имеющий стопорный стержень и запирающий замок, показанные на чертеже. Замок оснащен встроенным приводом, имеющим кулачок, который при нахождении в положении размыкания ключа 1 входит в механическое зацепление с ведомым зубчатым венцом. Это обеспечивает предотвращение размыкания трубного ключа 1 до тех пор, пока поворотные элементы не окажутся на одной линии с отверстиями, т. е. на разделительной линии Ό. На задней стороне корпуса ключа находится гидравлический цилиндр, установленный с возможностью размыкания и смыкания трубного ключа. На ключе 10 также предусмотрен соответствующий стопорный механизм 38.FIG. 3 shows the power pipe wrench 25 from above. Keys 1 and 10 can be opened along dividing line Ό to allow advancement to the pipe and its coverage. In front is a locking mechanism 37 having a locking rod and locking the lock shown in the drawing. The lock is equipped with a built-in drive with a cam, which, when in the open position of the key 1, engages in mechanical engagement with the driven ring gear. This ensures that the pipe wrench 1 is prevented from opening until the pivoting elements are in line with the holes, i.e., on the dividing line. On the back side of the key case there is a hydraulic cylinder installed with the possibility of opening and closing the pipe wrench. The key 10 also provides an appropriate locking mechanism 38.
Фиг. 4 изображает приводной ключ 25 спереди. Пара гидравлических цилиндров 28 своими верхними концами присоединены к тележечному шасси 24, а нижними концами - к ключу 10. Ключ 10 имеет несколько колесных пар 34, проходящих по направляющим или рельсам на тележечном шасси 24. Путем приведения гидравлических цилиндров 28 в действие ключ 10 может быть при необходимости поднят или опущен. Соответственно, ключ 1 имеет несколько колесных пар 36, проходящих по вертикальным направляющим или рельсам на тележечном шасси 24. Вторая пара гидравлических цилиндров 29 своими нижними концами присоединена к тележечному шасси 24, а верхними концами - к ключу 1. При необходимости гидравлические цилиндры 29 могут соответственно поднимать или опускать ключ 1. При свинчивании трубных соединений ключ 1 сближается с ключом 10 согласованно с увеличением взаим ного сцепления ниток резьбы друг с другом. И наоборот, при развинчивании трубных соединений завинчивающий и затягивающий ключ удаляется от ключа 10 в соответствии с уменьшением взаимного сцепления ниток резьбы.FIG. 4 shows the drive key 25 in front. A pair of hydraulic cylinders 28 with their upper ends are attached to the cart chassis 24, and their lower ends to the key 10. The key 10 has several wheel pairs 34 passing along rails or rails on the cart chassis 24. By actuating the hydraulic cylinders 28, the key 10 can be raised or lowered if necessary. Accordingly, the key 1 has several wheel pairs 36 extending along vertical guides or rails on the trolley chassis 24. The second pair of hydraulic cylinders 29 are connected to the trolley chassis 24 with their lower ends, and the upper ends to the key 1. If necessary, the hydraulic cylinders 29 can respectively raise or lower key 1. When screwing the pipe connections, key 1 approaches the key 10 in concert with an increase in the mutual adhesion of the threads to each other. Conversely, when unscrewing the pipe connections, the screwing and tightening key is removed from the key 10 in accordance with the decrease in the mutual coupling of the threads of the thread.
На фиг. 5А и 5В ключ 1 показан более подробно. Ключ 1 имеет внешний неподвижный корпус 5 и внутренний поворотный корпус 2. Во внешнем корпусе 5 имеется ведущая шестерня 9, которая находится в зацеплении с зубьями ведомого зубчатого венца 3, присоединенного к поворотному корпусу 2 и удерживаемого в нем. Внешний неподвижный корпус 5, внутренний поворотный корпус 2 и ведомый зубчатый венец 3 являются разъемными, т. е. они могут быть разомкнуты для продвижения в направлении трубы в разомкнутом состоянии и затем сомкнуты для охвата трубы. Оба корпуса 5, 2 и венец 3 имеют разделительную линию, по которой они могут быть разомкнуты. Перед размыканием корпусов 5, 2 и венца 3 соответствующие разделительные линии необходимо совместить. Это означает, что внутренний корпус 2 и венец 3 должны быть повернуты по отношению к внешнему корпусу 5, чтобы их разделительная линия Ό совпала с разделительной линией этого корпуса 5.FIG. 5A and 5B key 1 is shown in more detail. The key 1 has an external fixed body 5 and an internal rotary body 2. In the external body 5 there is a driving gear 9 which is engaged with the teeth of the driven ring gear 3 attached to the rotary body 2 and held in it. The outer fixed body 5, the inner rotary body 2 and the driven ring gear 3 are detachable, i.e. they can be open to move in the direction of the pipe in the open state and then close to cover the pipe. Both housings 5, 2 and crown 3 have a dividing line along which they can be open. Before opening the cases 5, 2 and crown 3, the corresponding dividing lines must be combined. This means that the inner casing 2 and the crown 3 must be rotated with respect to the outer casing 5 so that their dividing line coincides with the dividing line of this casing 5.
Во внутреннем корпусе 2 расположен и удерживается, по меньшей мере, один захватный элемент 4, который представляет собой упругое несжимаемое тело. Это означает, что он не может изменять свой объем, а только лишь форму. Корпус 2 включает также зажимную часть 6, присоединенную к гидравлической системе, которая может приводить в действие гидравлические зажимные цилиндры 7, действующие непосредственно на зажимную часть 6. Захватные элементы 4 в осевом и радиальном направлениях ограничены снаружи соответственно корпусом 2 и зажимной частью 6, так что деформация может происходить по существу только в радиальном внутреннем направлении. Путем приведения гидравлической системы в действие к цилиндрам 7 прикладывается давление, которое прижимает часть 6 в осевом направлении к захватным элементам 4, для которых корпус 2 является упором. Таким образом, указанные несжимаемые тела могут расширяться только в одну сторону, а именно радиально внутрь по направлению к трубе. Эта обращенная внутрь поверхность имеет поверхность 4Е трения. Обращенная в наружном направлении поверхность также может иметь созданную обычным образом поверхность трения, возможно шипы или зубья, которые находятся в зацеплении с соответствующими шипами или зубьями в корпусе 2.In the inner housing 2 is located and held at least one gripping element 4, which is an elastic incompressible body. This means that it cannot change its volume, but only its shape. The housing 2 also includes a clamping part 6 connected to the hydraulic system, which can actuate hydraulic clamping cylinders 7 acting directly on the clamping part 6. The gripping elements 4 in the axial and radial directions are limited externally by the housing 2 and the clamping part 6, so that deformation can occur essentially only in the radially inward direction. By actuating the hydraulic system, pressure is applied to the cylinders 7, which presses the part 6 axially against the gripping elements 4, for which the body 2 is the stop. Thus, these incompressible bodies can expand only in one direction, namely radially inward towards the pipe. This inward surface has a friction surface 4E. The outward-facing surface may also have a friction surface created in the usual manner, possibly spikes or teeth that engage with corresponding spikes or teeth in the housing 2.
Захватные элементы 4 описаны более подробно в находящейся одновременно на рассмотрении международной заявке на патент ΡΟΤ/Ν099/00400, озаглавленной Устройство для фрикционного взаимодействия с трубными изделиями.The gripping elements 4 are described in more detail in concurrently pending international patent application / Ν099 / 00400, entitled Device for frictional interaction with tubular products.
Фиг. 6А и 6В показывают ключ 1 в рабочем состоянии (без трубы) и иллюстрируют деформацию, которая происходит в захватных элементах 4. Между зубчатым венцом 3 и корпусом 2 расположены два насосных цилиндра 8, диаметрально друг против друга. Насосные цилиндры 8 с одного конца удерживаются зубчатым венцом 3, ас противоположного конца поворотным корпусом 2. Насосные цилиндры 8 обеспечивают соединение между зубчатым венцом 3 и корпусом 2. Однако между венцом 3 и корпусом 2 присутствует степень вращательной подвижности, которая ограничена длиной хода насосных цилиндров 8. Венец 3 поворачивается посредством ведущей шестерни 9, которая приводится в движение гидравлическим двигателем (не показан).FIG. 6A and 6B show the key 1 in working condition (without a pipe) and illustrate the deformation that occurs in the gripping members 4. Between the gear ring 3 and the body 2 there are two pump cylinders 8 diametrically opposite each other. Pump cylinders 8 from one end are held by a gear crown 3, and the opposite end of the rotary body 2. Pump cylinders 8 provide a connection between the ring crown 3 and the body 2. However, between the crown 3 and the body 2 there is a degree of rotational mobility, which is limited by the stroke length of the pump cylinders 8 The crown 3 is rotated by the drive gear 9, which is driven by a hydraulic motor (not shown).
В корпусе 2 имеются четыре цилиндра 7, называемые зажимными цилиндрами, которые могут воздействовать на зажимную часть 6, которая в свою очередь прикладывает давление к захватным элементам 4. Четыре цилиндра 7 находятся в гидравлической связи с насосными цилиндрами 8 в замкнутой гидравлической системе.The housing 2 has four cylinders 7, called clamping cylinders, which can act on the clamping part 6, which in turn applies pressure to the gripping elements 4. Four cylinders 7 are in hydraulic communication with the pump cylinders 8 in a closed hydraulic system.
При повороте ведущей шестерни 9 и, следовательно, зубчатого венца 3 насосные цилиндры 8 сжимаются. Трение между зажимной частью 6 и корпусом 2 превышает трение между зубчатым венцом 3 и корпусом 2, так что насосные цилиндры 8 оказываются полностью сжатыми, прежде чем зажимная часть 6 вовлекается во вращение. Это обуславливает то, что к цилиндрам 7 прикладывается давление, соответствующее сжатию насосных цилиндров 8. Данное обстоятельство проиллюстрировано на фиг. 6А и 6В. Перемещение цилиндров 7 приводит, в свою очередь, к тому, что захватные элементы 4 сжимаются и приобретают меньший внутренний диаметр, в результате чего возникает зажимная сила, действующая на трубу.When turning the drive gear 9 and, consequently, the ring gear 3 pump cylinders 8 are compressed. The friction between the clamping part 6 and the housing 2 exceeds the friction between the ring gear 3 and the housing 2, so that the pump cylinders 8 are completely compressed before the clamping part 6 is engaged in rotation. This means that a pressure is applied to the cylinders 7 corresponding to the compression of the pump cylinders 8. This circumstance is illustrated in FIG. 6A and 6B. The movement of the cylinders 7 leads, in turn, to the fact that the gripping elements 4 are compressed and acquire a smaller internal diameter, as a result of which the clamping force acting on the pipe occurs.
Фиг. 7 изображает ключ 1, который удерживает бурильную трубу 20, подготовленную для завинчивания в гнездовой конец второй бурильной трубы 21. Вторая бурильная труба удерживается устройством для захвата и фиксации трубы, в дальнейшем называемым придерживающим ключом 10. Изображенный ключ 10 представляет собой простейший вариант, заключающий в себе достоинства данного изобретения. Ключ 10 содержит неподвижный разъемный корпус 15, имеющий основную часть 12 и зажимную часть 16, которые выполнены с возможностью осевого перемещения относительно трубы 21 друг к другу. В представленном варианте выполнения изобретения именно зажимная часть 16 выполнена с возможностью смещения посредством гидравлического цилиндра 17, а основная часть 12 действует как упор. Захватные элементы 14 под воздействием зажимной части 16 сжимаются и прижимаются радиально внутрь к бурильной трубе 21. Поверхность 14Е трения захватных элементов 14 обеспечивает непосредственное взаимодействие с бурильной трубой 21. Ключ 10, включая все элементы, может быть разомкнут по разделительной линии для продвижения к трубе и потом сомкнут для охвата бурильной трубы 21.FIG. 7 depicts a key 1 which holds the drill pipe 20 prepared for screwing into the socket end of the second drill pipe 21. The second drill pipe is held by a device for gripping and fixing the pipe, hereinafter referred to as a holding key 10. The depicted key 10 is the simplest option containing the merits of this invention. The key 10 comprises a fixed detachable body 15 having a main part 12 and a clamping part 16, which are axially movable relative to the pipe 21 to each other. In the present embodiment of the invention, it is the clamping part 16 which is biasable by means of the hydraulic cylinder 17, and the main part 12 acts as an abutment. The gripping elements 14 under the action of the clamping part 16 are compressed and pressed radially inward to the drill pipe 21. The friction surface 14E of the gripping elements 14 provides direct interaction with the drill pipe 21. The key 10, including all elements, can be opened along the dividing line to advance to the pipe and then close to cover the drill pipe 21.
Фиг. 8 иллюстрирует ситуацию, при которой стержневой конец бурильной трубы 20 ввинчен в гнездовой конец бурильной трубы 21 посредством ключа 1. В ходе такой операции свинчивания ключи 1, 10 перемещаются в осевом направлении друг к другу (обычно ключ 1 перемещается к ключу 10). Зажимные цилиндры 17 приводятся в действие обычной гидравлической системой, которая подает давление к их поршням.FIG. 8 illustrates a situation in which the core end of the drill pipe 20 is screwed into the socket end of the drill pipe 21 by means of the key 1. During such a screwing operation, the keys 1, 10 move axially towards each other (usually the key 1 moves to the key 10). The clamping cylinders 17 are driven by a conventional hydraulic system that applies pressure to their pistons.
После свинчивания резьбового соединения приводят в действие рабочий цилиндр для докрепления трубных соединений с заданным крутящим моментом. Нижнюю трубу 21 продолжают неподвижно удерживать ключом 10. Цилиндр перемещает зубчатый упор в зацепление с зубьями зубчатого венца 3 и поворачивает венец 3, корпус 2, зажимную часть 6 и удерживаемую трубу 20 до тех пор, пока в трубном соединении не будет обеспечен заданный крутящий момент докрепления.After screwing the threaded connection, the working cylinder is actuated to complete the pipe connections with the specified torque. The bottom tube 21 is still held motionlessly with a key 10. The cylinder moves the toothed stop into engagement with the teeth of the gear ring 3 and rotates the ring 3, the housing 2, the clamping part 6 and the retained pipe 20 until a predetermined torque is secured in the pipe joint .
Аналогичные цилиндр и упор имеются на противоположной стороне корпуса 2 ключа для разъединения затянутых трубных соединений. Нижнюю трубу 21 неподвижно удерживают ключом 10. Все зажимные средства могут взаимно поворачиваться в обратном направлении путем переключения клапанов между насосными цилиндрами 8 и зажимными цилиндрами 7.Similar cylinder and stop are on the opposite side of the housing 2 key for disconnecting the tightened tubular connections. The lower pipe 21 is held motionlessly with a key 10. All clamping means can mutually rotate in the opposite direction by switching valves between the pump cylinders 8 and the clamping cylinders 7.
Кроме того, фиг. 7 и 8 более подробно показывают юбку 19 для бурового раствора, которая герметизирует пространство между двумя ключами 1, 10. С учетом того, что такая конструкция ключа охватывает трубное соединение полностью, между двумя ключами 1, 10 посредством юбки 19 может быть получена герметично заделанная камера, или затвор 35 для жидкости. В затворе 35 поддерживается вакуум, так что буровой раствор эффективно отсасывается в тех случаях, когда это требуется. В этом затворе 35 также имеется устройство 11 для подачи струи под высоким давлением и смазки резьбовых участков. Более подробное описание устройства 11 приведено со ссылкой на фиг. 11-13.In addition, FIG. 7 and 8 show in more detail the skirt 19 for drilling mud, which seals the space between the two keys 1, 10. Considering that this design of the key covers the pipe connection completely, a tightly sealed chamber can be obtained between the two keys 1, 10 through the skirt 19 , or shutter 35 for fluid. The gate 35 maintains a vacuum, so that the drilling fluid is effectively sucked away when required. This gate 35 also has a device 11 for supplying a jet under high pressure and lubricating the threaded portions. A more detailed description of the device 11 is given with reference to FIG. 11-13.
Фиг. 8 иллюстрирует ситуацию, при которой ключи 1, 10 полностью соединены, а юбка 19 изогнута внутрь. Альтернативой юбке являются кожух или сильфон, которые могут выполнять ту же функцию. Сущность в том, что создана герметично заделанная оболочка в виде затвора 35 для жидкости, который удерживает буровой раствор, пока он не будет удален.FIG. 8 illustrates a situation in which the keys 1, 10 are fully connected and the skirt 19 is bent inward. An alternative to the skirt is the jacket or bellows, which can perform the same function. The essence is that a hermetically sealed shell is created in the form of a fluid shutter 35 that holds the drilling fluid until it is removed.
Фиг. 9 иллюстрирует другую ситуацию, когда завинчивающий и затягивающий ключ 1' другой конструкции используется на обсадной трубе 30 диаметром 20 дюймов (50,8 см), стержневой резьбовой конец 32 которой должен быть завинчен в резьбовой гнездовой конец 33 соответствующей обсадной трубы 31. Обсадная труба 31 фиксируется придерживающим ключом 10' другой конструкции. Конфигурация и момент силы ключа 1' таковы, что он в частности подходит для приложения крутящего момента докрепления к обсадным трубам.FIG. 9 illustrates another situation where a screwdriving and tightening wrench 1 ′ of a different design is used on casing 30 with a diameter of 20 inches (50.8 cm), the rod threaded end 32 of which must be screwed into the threaded socket end 33 of the corresponding casing 31. Casing 31 fixed with a holding key 10 'of another design. The configuration and moment of force of the key 1 'are such that it is particularly suitable for the application of torque to the casing.
Фиг. 10 иллюстрирует еще одну ситуацию, когда завинчивающий и затягивающий ключ 1 другой конструкции используется на обсадной трубе 40 диаметром 133/8 дюймов (34 см), стержневой резьбовой конец 42 которой должен быть завинчен в резьбовой гнездовой конец 43 соответствующей обсадной трубы 41. Обсадная труба 41 фиксируется придерживающим ключом 10 еще одной конструкции. Конфигурация и момент силы ключа 1 таковы, что он в частности подходит для приложения крутящего момента докрепления к такой обсадной трубе 40 меньшего диаметра.FIG. 10 illustrates another situation when screwing and tightening key 1 used in another construction the casing 40 a diameter of 13 3/8 inches (34 cm), the threaded end of the rod 42 which is to be screwed into the threaded female end 43 corresponding to the casing 41. The casing 41 is fixed with a holding key 10 of another construction. The configuration and the moment of force of the key 1 are such that it is particularly suitable for the application of torque fastening to such a casing 40 of smaller diameter.
Фиг. 11 иллюстрирует второй вариант затвора 35' для жидкости и юбки 19' для бурового раствора, расположенных между ключами 1 и 10. Также показано устройство 11 для промывки и смазки резьбы, которое может быть установлено на ключе 10. Как показано на чертеже, в данном случае юбка 19' прикреплена к внешнему неподвижному корпусу 5 завинчивающего и затягивающего ключа и к внешнему корпусу 15 ключа 10. Для удаления жидкости, удерживаемой в затворе 35', в корпусе 15 имеются выпуск 13 и желоб 18. Желоб 18 подводит жидкость к выпуску 13. Для закрытого удаления жидкости к выпуску 13 может быть присоединен вакуумный шланг.FIG. 11 illustrates a second embodiment of a fluid shutter 35 'and a mud skirt 19' located between keys 1 and 10. Also shown is a device 11 for washing and thread lubrication, which can be mounted on key 10. As shown in the drawing, in this case the skirt 19 'is attached to the outer fixed casing 5 of the screwing and tightening key and to the outer casing 15 of the key 10. To remove the fluid held in the shutter 35', the casing 15 has an outlet 13 and a chute 18. The groove 18 brings the liquid to the outlet 13. For closed liquid removal I will spin 13 a vacuum hose can be attached.
Фиг. 12 иллюстрирует, как юбка 19' сжимается и складывается так же, как кожух или сильфон.FIG. 12 illustrates how the skirt 19 'is compressed and folded in the same way as the jacket or bellows.
Расположение устройства 11 показано на фиг. 13. В частности, показано приспособление 11А для промывки в виде патрубка для очистки резьбы на конце трубы. Эту операцию осуществляют, пока затвор для бурового раствора является цельным, а промывочная жидкость может быть удалена, как описано выше. Также показано устройство 11В для смазки резьбы, выполненное в виде смазочного патрубка для нанесения свежей смазки на резьбу на концах труб перед их свинчиванием. Устройство для промывки и смазки резьбы предназначено как для ручной, так и автоматической работы приспособления 11А и смазочного патрубка 11В, и они могут управляться независимо друг от друга. При необходимости в подходящих местах на ключе 10, или, как вариант, на ключе 1 могут быть размещены несколько приспособлений 11А и патрубков 11В.The arrangement of the device 11 is shown in FIG. 13. In particular, a flushing device 11A is shown in the form of a nozzle for cleaning threads at the end of a pipe. This operation is carried out while the mud valve is solid and the flushing fluid can be removed as described above. Also shown is a device 11B for lubricating threads, made in the form of a lubricating pipe for applying fresh lubricant to the threads on the ends of pipes before screwing them. A device for washing and lubricating threads is designed for both manual and automatic operation of the device 11A and the lubrication pipe 11B, and they can be controlled independently of each other. If necessary, in a suitable location on the key 10, or, alternatively, on the key 1 can be placed several devices 11A and nozzles 11B.
Claims (8)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO19996017A NO310527B1 (en) | 1999-12-07 | 1999-12-07 | Combined power pliers with integrated sludge extractor and thread dipping apparatus |
| PCT/NO1999/000399 WO2001049968A1 (en) | 1999-12-07 | 1999-12-21 | Combined power tong having integrated mud suction and thread doping apparatus |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200200609A1 EA200200609A1 (en) | 2002-12-26 |
| EA003561B1 true EA003561B1 (en) | 2003-06-26 |
Family
ID=19904074
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200200609A EA003561B1 (en) | 1999-12-07 | 1999-12-21 | Combined power tong having integrated mud suction and thread doping apparatus |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP1242712A1 (en) |
| AU (1) | AU1899200A (en) |
| CA (1) | CA2393752A1 (en) |
| EA (1) | EA003561B1 (en) |
| NO (1) | NO310527B1 (en) |
| WO (1) | WO2001049968A1 (en) |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7114235B2 (en) * | 2002-09-12 | 2006-10-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Automated pipe joining system and method |
| GB0227281D0 (en) * | 2002-11-22 | 2002-12-31 | Sub Drill Supply Ltd | A fluid collecting device |
| GB2420362B (en) * | 2002-11-22 | 2007-05-30 | Sub Drill Supply Ltd | Fluid collecting device |
| NO320431B1 (en) | 2003-12-11 | 2005-12-05 | Viking Engineering As | Power tong assembly and method |
| NO319436B1 (en) * | 2004-01-29 | 2005-08-15 | Viking Engineering As | Drilling fluid collection device |
| NO325213B1 (en) | 2004-12-16 | 2008-02-25 | V Tech As | Rorskjotsmoreanordning |
| NO323942B1 (en) | 2005-09-30 | 2007-07-23 | Wellquip As | Device for thread cleaning and lubrication equipment |
| NO324526B1 (en) | 2005-12-01 | 2007-11-12 | V Tech As | Collection device for drilling fluid II |
| NO20055738A (en) * | 2005-12-05 | 2006-10-23 | Statoil Asa | Device by riser |
| AT13018U1 (en) * | 2011-11-04 | 2013-04-15 | Kasmanhuber Tech Buero Ges M B H | DEVICE AND METHOD FOR LOOSENING BZW. PULL OUT A FIXED DRILLING BRACKET |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4162704A (en) * | 1978-02-23 | 1979-07-31 | Gunther Albert W | Pressure control device |
| US4355826A (en) * | 1980-08-06 | 1982-10-26 | Von Braun Daun W | Containment skirt for drilling fluid |
| US4450905A (en) * | 1982-08-09 | 1984-05-29 | Crain Scott L | Mud bucket |
| US4643259A (en) * | 1984-10-04 | 1987-02-17 | Autobust, Inc. | Hydraulic drill string breakdown and bleed off unit |
| US5295536A (en) * | 1992-11-23 | 1994-03-22 | Bode Robert E | Drilling mud container apparatus |
-
1999
- 1999-12-07 NO NO19996017A patent/NO310527B1/en not_active IP Right Cessation
- 1999-12-21 AU AU18992/00A patent/AU1899200A/en not_active Abandoned
- 1999-12-21 CA CA002393752A patent/CA2393752A1/en not_active Abandoned
- 1999-12-21 EA EA200200609A patent/EA003561B1/en not_active IP Right Cessation
- 1999-12-21 EP EP99962585A patent/EP1242712A1/en not_active Withdrawn
- 1999-12-21 WO PCT/NO1999/000399 patent/WO2001049968A1/en not_active Ceased
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2001049968A1 (en) | 2001-07-12 |
| EP1242712A1 (en) | 2002-09-25 |
| CA2393752A1 (en) | 2001-07-12 |
| AU1899200A (en) | 2001-07-16 |
| NO310527B1 (en) | 2001-07-16 |
| NO996017D0 (en) | 1999-12-07 |
| NO996017L (en) | 2001-06-08 |
| EA200200609A1 (en) | 2002-12-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2457113C (en) | Swing mounted fill up and circulating tool | |
| AU2004293727B2 (en) | A power tong | |
| US3971436A (en) | Cementing head | |
| US6431626B1 (en) | Tubular running tool | |
| CA2465530C (en) | Automated pipe joining system | |
| US7117948B2 (en) | Convertible jack | |
| EA003561B1 (en) | Combined power tong having integrated mud suction and thread doping apparatus | |
| CN207485398U (en) | A kind of with pressure deliver protects wellhead assembly | |
| CA2978776A1 (en) | Hydraulic valve cover assembly | |
| EA003648B1 (en) | Device for frictional engagement with tubular goods | |
| RU2562623C1 (en) | Continuous washing swivel | |
| US20170335641A1 (en) | Compact Bail Supported Fill Up and Circulation Tool | |
| CN216008448U (en) | Circulating oil pipe liquid accuse environmental protection blowout preventer under pump | |
| CN111411914A (en) | Blowout prevention blanking plug for shaft | |
| CN106761529A (en) | Well mouth rotary formula mud blowout hookup | |
| RU2225494C2 (en) | Device for disengaging tools from operating string of piping | |
| RU234327U1 (en) | Mud chamber to prevent spills of process fluid during lowering and lifting operations in a well | |
| RU216720U1 (en) | Downhole wellhead anti-siphon device | |
| RU2791767C1 (en) | Casing string drilling device | |
| CN113356771B (en) | A swimming slip with the function of rotating during lifting and pressurization | |
| CN118933647B (en) | A rotary blowout preventer and method for oil well construction | |
| AU2008201170B2 (en) | Power tong | |
| CN2380718Y (en) | Rod-type heat oil-extraction oil-pump | |
| MXPA06005881A (en) | A power tong |
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 BY KG MD TJ TM |
|
| 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): AZ KZ RU |