EA014221B1 - Соединительное устройство - Google Patents

Соединительное устройство Download PDF

Info

Publication number
EA014221B1
EA014221B1 EA200970107A EA200970107A EA014221B1 EA 014221 B1 EA014221 B1 EA 014221B1 EA 200970107 A EA200970107 A EA 200970107A EA 200970107 A EA200970107 A EA 200970107A EA 014221 B1 EA014221 B1 EA 014221B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
locking
sleeve
connecting device
male
casing
Prior art date
Application number
EA200970107A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200970107A1 (ru
Inventor
Аластэр Бучанан
Кьелль Торе Несвик
Вибьерн Дагестад
Original Assignee
Статойлхюдро Аса
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Статойлхюдро Аса filed Critical Статойлхюдро Аса
Publication of EA200970107A1 publication Critical patent/EA200970107A1/ru
Publication of EA014221B1 publication Critical patent/EA014221B1/ru

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/02Couplings; joints
    • E21B17/04Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
    • E21B17/042Threaded
    • E21B17/043Threaded with locking means
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/02Couplings; joints
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/02Couplings; joints
    • E21B17/04Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
    • E21B17/046Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like with ribs, pins, or jaws, and complementary grooves or the like, e.g. bayonet catches
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
    • E21B23/02Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells for locking the tools or the like in landing nipples or in recesses between adjacent sections of tubing

Abstract

Соединительное устройство (1) для соединения и разъединения скважинного оборудования, содержащее охватываемую часть (2), расположенную на конце гибкой насосно-компрессорной трубы, имеющую хвостовик (3) конической формы с блокирующими пазами (4) и охватывающую часть (5), содержащую приемное гнездо (7) в верхнем конце для размещения хвостовика (6) охватываемой части, и кожух (8), составляющий внешнюю часть охватывающей части от приемного гнезда до нижнего конца (9), при этом охватывающая часть содержит втулку (10) удержания открытого положения в кожухе, смещаемую по оси в кожухе в направлении к нижнему концу и имеющую внутренний диаметр, меньший приемного гнезда, замковые защелки (11), расположенные между кожухом и втулкой удержания открытого положения со смещающим средством (12), толкающим замковые защелки радиально внутрь, стопорную втулку (13), способную смещаться в кожухе под замковыми защелками, с смещающим средством (14), толкающим стопорную втулку к верхнему концу, с внутренним диаметром, меньшим или равным замковым защелкам в выдвинутом положении, контрольный болт (15) со смещающим средством (16), толкающим контрольный болт радиально внутрь, при этом контрольный болт до соединения охватываемой и охватывающей частей имеет внешний конец, выступающий из кожуха. При соединении охватываемой и охватывающей частей соединительное устройство может автоматически запираться, когда втулка (10) удержания открытого положения вталкивается в стопорную втулку (13) хвостовиком, после чего замковые защелки (11) вталкиваются в пазы (4) хвостовика, после чего стопорная втулка выталкивается вверх за замковые защелки, запирая замковые защелки, после чего контрольный болт должен выталкиваться в соответствующее отверстие (17) в стопорной втулке, тем самым подтверждая правильное запирание.

Description

Область техники изобретения
Настоящее изобретение относится к соединительному устройству для соединения и разъединения скважинного оборудования, содержащему охватываемую часть, расположенную на конце гибкой насосно-компрессорной трубы, и охватывающую часть. Более конкретно, изобретение относится к соединительному устройству с автоматическим запиранием при соединении охватываемой и охватывающей частей, содержащему средство для подтверждения правильного запирания.
Предшествующий уровень техники изобретения
Известно несколько соединительных устройств для гибкой насосно-компрессорной трубы. Соединительные устройства, в общем, содержат охватываемую и охватывающую части, при этом охватываемую часть можно крепить на конце гибкой насосно-компрессорной трубы, а охватывающую часть можно выполнить, как часть скважинного оборудования, которое можно спускать на гибкой насоснокомпрессорной трубе.
Присоединение частей на настиле, правильная установка гибкой насосно-компрессорной трубы в нужное место является трудной в связи с высокой жесткостью гибкой насосно-компрессорной трубы, поэтому соединяемые части проектируют для простого выставления в положение для стыковки. Части также можно соединять в стволе скважины, когда одна часть спускается в скважину на конце гибкой насосно-компрессорной трубы для стыковки с другой сцепляющейся частью, ранее уже установленной в стволе скважин.
Примеры соединяющих устройств вышеупомянутых типов описаны в патентах США 6460900, 6450541,5787982, 6209652, 6439305 и 6698514.
Ни один из вышеупомянутых патентов не раскрывает соединительного устройства, содержащего контрольное устройство, способное подтверждать правильность соединения и блокировки. Также в данных патентах не описаны соединительные устройства запирающихся автоматически при соединении частей, в которых соединение и разъединение частей осуществляется в одинаковом положении в рабочей колонне без каких-либо дополнительных манипуляций, кроме соединения частей. Существует потребность в соединительном устройстве для гибкой насосно-компрессорной трубы, запирающемся автоматически при соединении частей. Также имеется необходимость в соединительном устройстве с контрольным средством, которое сразу же после соединения способно подтверждать правильное запирание.
В Европейском патенте ЕР 0298683 В1 описана скважинная запирающая компоновка с устройством, которое может подтверждать правильность соединения. Вместе с тем, подтверждение не может быть выполнено уже после того, как одна из сцепляющихся частей, так называемый спускной инструмент (11), разъединена с нижней сцепляющей частью (12), являющейся корпусом замкового сердечника. Упомянутое соединительное устройство является относительно сложным и не должно запираться автоматически простым соединением сцепляющихся частей.
Более конкретно, указанный патент раскрывает скважинную запирающую компоновку, содержащую запирающий сердечник (10), соединенный со спускным инструментом (11), который удерживает внутренний сердечник (13), размещенный в корпусе (12) запирающего сердечника (10), в положении, позволяющем блокирующим шпонкам (20) запирающего сердечника (10) оставаться в пределах наружного диаметра корпуса (12) запирающего сердечника, срезные штифты (34), адаптированные для выбивания вниз на посадочном ниппеле для выпуска шпонок (20), и срезные штифты (33), адаптированные для выбивания вверх для высвобождения спускного инструмента (11), упомянутый спускной инструмент (11), имеющий устройство (30) сигнализации срабатывания для индикации правильной установки запирающего сердечника (10) на посадочный ниппель, внутренний сердечник (13), упруго поджатый в направлении вверх, то есть в направлении прохождения потока из скважины, для активирования блокирующих шпонок (20) для установки замка и средства защелкивания (22), созданного для удержания внутреннего сердечника (13) в нижней диспозиции на упруго-эластичном средстве до установки замка, при этом спускной инструмент (11) несет средство (30) с зажимной конусной втулкой с сигнализацией о срабатывании, соединенное с ним срезающим штифтом (32), упомянутое средство (30) с зажимной конусной втулкой, адаптированное для того, чтобы, когда спускной инструмент (11) высвобождается из запирающего сердечника после установки замка, для расцепления работоспособным из запирающего сердечника (10), если блокирующие шпонки (20) правильно установлены и для наезда на внутренний сердечник (13) и срезания срезных штифтов (32), если блокирующие шпонки (20) неправильно установлены, при этом средство с зажимной конусной втулкой выполнено с возможностью оставаться на спускном инструменте (11) и извлекаться вместе с ним, когда спускной инструмент (11) высвобождают из сердечника (10), когда блокирующие шпонки (20) правильно установлены и также когда блокирующие шпонки (20) неправильно установлены. Защелкивающее средство содержит проходящее в продольном направлении средство с опорными пальцами на внешней грани внутреннего сердечника, отклоненными вбок внутрь, но для размещения в канавке (24, 25) во внутренней грани основного корпуса (12) с правильным выставлением для запирания. Средство с зажимной конусной втулкой на спускном инструменте также содержит множество проходящих в продольном направлении пальцев, выполненных с возможностью прохождения вверх через внутренний сердечник неповрежденными, если средство с опорными пальцами защелки размещено в верхней канавке основного корпуса и для удара по упомянутому средст- 1 014221 ву с пальцами, если средство с пальцами расположено не за пределами пути прохождения средства с зажимной конусной втулкой, если запирание не является успешным.
Существует потребность в более простом соединительном устройстве без упомянутых выше недостатков.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение удовлетворяет вышеупомянутые потребности созданием соединительного устройства для соединения и разъединения скважинного оборудования, содержащим охватываемую часть, имеющую хвостовик конической формы с блокирующими пазами и расположенную на конце гибкой насосно-компрессорной трубы, и охватывающую часть, содержащую приемное гнездо конической формы, расположенное в верхнем конце и приспособленное для размещения хвостовика охватываемой части, и кожух, составляющий внешнюю часть охватывающей части от приемного гнезда до нижнего конца. Соединительное устройство отличается тем, что охватывающая часть дополнительно содержит втулку удержания открытого положения в кожухе со стороны верхнего конца, примыкающую снизу к приемному гнезду, способную смещаться по оси в кожухе в направлении к нижнему концу и имеющую внутренний диаметр меньше приемного гнезда, замковые защелки со смещающим средством, толкающим замковые защелки радиально внутрь, расположенные между кожухом и втулкой удержания открытого положения, стопорную втулку со смещающим средством, толкающим стопорную втулку к верхнему концу и способную смещаться в кожухе под замковыми защелками, с внутренним диаметром вблизи верхнего конца, достаточным для размещения втулки удержания открытого положения, и внешним диаметром, меньшим или равным замковым защелкам в выдвинутом положении, контрольный болт со смещаемым средством, толкающим контрольный болт радиально внутрь, при этом контрольный болт до соединения охватываемой и охватывающей частей имеет внешний конец, выступающий из кожуха, так что при соединении охватываемой и охватывающей частей соединительное устройство способно автоматически запираться, когда втулка удержания открытого положения вталкивается в стопорную втулку хвостовиком, затем замковые защелки вталкиваются в пазы хвостовика, затем стопорная втулка выталкивается вверх за замковые защелки, запирая замковые защелки, затем контрольный болт при нахождении стопорной втулки в запирающем положении способен выталкиваться в соответствующее отверстие в стопорной втулке, тем самым подтверждая правильное запирание.
Смещающие средства предпочтительно имеют форму пружин.
Соединительное устройство предпочтительно содержит несколько контрольных болтов с пружиной предварительного напряжения. Пружины являются предпочтительными вследствие большого срока службы, надежности и хорошей доступности.
Стопорная втулка предпочтительно содержит седло для приема шара, который можно спускать по гибкой насосно-компрессорной трубе для открытия соединительного устройства приложением давления через гибкую насосно-компрессорную трубу, когда шар установлен с уплотнением на седло. Таким образом, обеспечена простая операция разъединения, которой можно управлять с поверхности. Альтернативно, охватывающая часть содержит ввод в кожух, который можно открывать для подачи текучей среды под давлением для открытия соединительного устройства.
Блокирующие пазы и замковые защелки предпочтительно имеют осевые поверхности, расположенные под углом ниже 90° к продольной оси соединительного устройства, при этом охватываемую и охватывающую части можно легко разъединять осевым растяжением, когда стопорная втулка находится в нижнем положении.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 показано сечение, иллюстрирующее все части соединительного устройства согласно настоящему изобретению;
на фиг. 2 показано соединительное устройство согласно изобретению непосредственно перед полным соединением охватываемой и охватывающей частей;
на фиг. 3 показано соединительное устройство согласно изобретению непосредственно после полного соединения охватываемой и охватывающей частей;
на фиг. 4 показано соединительное устройство согласно изобретению после выталкивания вверх стопорной втулки;
на фиг. 5 показано соединительное устройство согласно изобретению после скольжения контрольного болта на место с соединительным устройством, готовым к работе;
на фиг. 6 показано разъединение соединительного устройства посредством использования шара, спускаемого по гибкой насосно-компрессорной трубе; и на фиг. 7 показан альтернативный способ разъединения.
Подробное описание изобретения
На фиг. 1 показано соединительное устройство 1 согласно настоящему изобретению, содержащее охватываемую часть 2 с хвостовиком 3 конической формы с блокирующими пазами 4, при этом охватываемая часть подлежит установке на конце гибкой насосно-компрессорной трубы (не показана). Устройство 1 содержит охватывающую часть 5, имеющую на верхнем конце 6 приемное гнездо 7 конической формы, приспособленное для размещения хвостовика 3 охватываемой части 2, и кожух 8, составляющий
- 2 014221 внешнюю часть охватывающей части 5 от приемного гнезда 7 до нижнего конца 9. Внутри кожуха 8 расположена втулка 10 удержания открытого положения, расположенная вблизи верхнего конца 6 под приемным гнездом 7 и смещаемая по оси в кожухе в направлении к нижнему концу. Устройство 1 содержит замковые защелки 11 с пружинами 12 предварительного напряжения, при этом замковые защелки 11 размещаются между кожухом 8 и втулкой 10, когда пружина толкает замковые защелки 11 внутрь к втулке 10. Стопорная втулка 13 с пружиной 14 предварительного напряжения расположена под замковыми защелками 11 и имеет внутренний диаметр со стороны верхнего конца, достаточно большой для размещения втулки 10, и внешний диаметр, меньший или равный внешнему диаметру замковых защелок в выдвинутом положении. Пружина 14 до соединения охватываемой и охватывающей частей толкает стопорную втулку 10 к замковым защелкам 11. Два контрольных болта 15 с пружиной 16 предварительного напряжения до соединения охватываемой и охватывающей частей 2, 5 имеет внешние концы, выдвинутые из кожуха 8. При соединении охватываемой и охватывающей частей 2, 5 соединительное устройство 1 должно автоматически запираться, когда втулка 10 проталкивается в стопорную втулку 13 хвостовиком 3, после чего замковые защелки 11 вталкиваются в пазы 4 хвостовика, стопорная втулка вталкивается вверх за замковые защелки 11, запирая замковые защелки 11, после чего контрольные болты 15 при нахождении стопорной втулки в запирающее положение должны выталкиваться в отверстие 17 в стопорной втулке, для подтверждения при этом правильного запирания.
Отдельно на фиг. 1 более подробно показаны контрольный болт 15 и пружина 16 предварительного напряжения в большем масштабе.
Показано, как пружина 16 удерживается между утолщением болта и замковым средством, прикрепленным на резьбе или другим образом к кожуху.
В результате конструктивного решения, включающего в себя предварительное напряжение пружинами или другими упругими элементами, последовательность запирания и подтверждения начинается автоматически после проталкивания вниз в стопорную втулку 13 втулки 10 удержания открытого положения. Запирание начинается автоматически посредством соединения охватываемой и охватывающей частей без каких-либо других манипуляций, кроме установки соединительных частей вместе.
На фиг. 2-5 проиллюстрирована последовательность запирания. На фиг. 2 хвостовик 3 охватываемой части 2 частично введен в приемное гнездо 7 охватывающей части 5, так что хвостовик 3 упирается во втулку 10 удержания открытого положения. На фиг. 3 показано соединительное устройство после того, как хвостовик 3 посредством соединения охватываемой и охватывающей частей протолкнул втулку 10 удержания открытого положения вниз в стопорную втулку 13, и замковые защелки 11 с помощью пружины 12 предварительного напряжения приведены во взаимодействие с блокирующими пазами 4 хвостовика, но до того, как стопорная втулка 13 вытолкнута вверх. На фиг. 4 показано соединение после того, как стопорная втулка 13 с помощью пружины 14 предварительного напряжения вытолкнута вверх за замковые защелки 11 для запирания, тем самым замковых защелок 11, но до выталкивания контрольных болтов 15 в стопорную втулку. На фиг. 5 показано соединительное устройство, готовое к работе, поскольку контрольные болты 15 уже вытолкнуты в отверстия 17 в стопорной втулке 13 пружиной 16 предварительного напряжения, что подтверждает правильное соединение и запирание.
На фиг. 6 показано разъединение соединительного устройства посредством спуска вниз шара 19 по гибкой насосно-компрессорной трубе, когда шар 19 упирается в седло 18 в стопорной втулке 13, после чего в результате приложения давления в гибкой насосно-компрессорной трубе к шару стопорная втулка проталкивается назад в свое нижнее положение, чтобы охватываемую часть можно было вытянуть из охватывающей части посредством осевого растяжения. Шар 19 должен оставаться внизу в охватывающей части 5 после разъединения и затем извлекается вместе с охватывающей частью 5. Вместе с тем можно модифицировать стопорную втулку со смещаемым расширением в сторону к охватываемой части 3, имеющей седло для шара, чтобы шар оставался в конце охватываемой части 3 и мог подниматься на поверхность.
На фиг. 7 показан альтернативный способ разъединения, при котором давление Р прилагается через отверстие в кожухе 8 вблизи контрольного болта 15 для создания давления в поршневой камере, образованной между стопорной втулкой 13 и кожухом 8, для смещения тем самым стопорной втулки 13 в положение с открытыми замковыми защелками 11.
Средства смещения или предварительного напряжения могут отличаться от вышеописанного, например можно разместить пружины в канавках отличающейся формы или пружины можно заменить упругими элементами иного типа. Также контрольные болты могут размещаться по-другому, например выше на стопорной втулке, если расширена наиболее широкая часть стопорной втулки.
Если разъединение соединительного устройства осуществляется на поверхности, контрольные болты можно вытягивать заранее. При скважинном разъединении (в стволе скважины) контрольные болты должны разрушаться срезом, смещением стопорной втулки, после чего охватываемая и охватывающая части можно разъединить осевым растяжением.
Соединительное устройство может соединяться на поверхности или в скважине. При соединении в скважине правильное запирание может подтверждаться испытанием на растяжение. Вместе с тем при соединении в скважине может быть предпочтительным модифицирование контрольного болта сцеплени
- 3 014221 ем упомянутого болта с передатчиком положения со считыванием на поверхности для обеспечения возможности подтверждения правильного соединения и запирания с поверхности также без испытания на растяжение.

Claims (6)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Соединительное устройство (1) для соединения и разъединения скважинного оборудования, содержащее охватываемую часть (2), имеющую хвостовик (3) конической формы с блокирующими канавками (4) и расположенную на конце гибкой насосно-компрессорной трубы, и охватывающую часть (5), содержащую приемное гнездо (7) конической формы, расположенное в верхнем конце и приспособленное для размещения хвостовика (6) охватываемой части, и кожух (8), составляющий внешнюю часть охватывающей части от приемного гнезда до нижнего конца (9), отличающееся тем, что охватывающая часть дополнительно содержит втулку (10) удержания открытого положения в кожухе вблизи верхнего конца, примыкающую снизу к приемному гнезду, способную смещаться по оси в кожухе в направлении к нижнему концу и имеющую внутренний диаметр меньше приемного гнезда, замковые защелки (11) со смещающим средством (12), толкающим замковые защелки радиально внутрь, расположенные между кожухом и втулкой удержания открытого положения, стопорную втулку (13) со смещающим средством (14), толкающим стопорную втулку к верхнему концу, способную смещаться по оси в кожухе под замковыми защелками, с внутренним диаметром вблизи верхнего конца, достаточным для размещения втулки удержания открытого положения и внешним диаметром, меньшим или равным замковым защелкам в выдвинутом положении, контрольный болт (15) со смещающим средством (16), толкающим контрольный болт радиально внутрь, при этом контрольный болт до соединения охватываемой и охватывающей частей имеет внешний конец, выступающий из кожуха, так что при соединении охватываемой и охватывающей частей соединительное устройство способно автоматически запираться, при проталкивании втулка (10) удержания открытого положения вталкивается в стопорную втулку (13) хвостовиком, затем замковые защелки (11) способны вталкиваться в пазы (4) хвостовика, затем стопорная втулка способна выталкиваться вверх за замковые защелки, запирая замковые защелки, затем контрольный болт при нахождении стопорной втулки в запирающем положении способен выталкиваться в соответствующее отверстие (17) в стопорной втулке, тем самым подтверждая правильное запирание.
  2. 2. Соединительное устройство по п.1, отличающееся тем, что содержит несколько контрольных болтов (15) с пружиной (16) предварительного напряжения.
  3. 3. Сцепляющее устройство по п.1, отличающееся тем, что стопорная втулка (13) содержит седло (18) для приема шара (19), спускаемого по гибкой насосно-компрессорной трубе для открытия соединительного устройства посредством приложения давления через гибкую насосно-компрессорную трубу при установке шара с уплотнением на седло.
  4. 4. Соединительное устройство по п.1, отличающееся тем, что блокирующие пазы (4) и замковые защелки (11) имеют осевые поверхности, расположенные под углом менее 90° к продольной оси соединительного устройства для обеспечения возможности разъединения охватываемой и охватывающей частей путем осевого растяжения при нахождении стопорной втулки в нижнем положении.
  5. 5. Соединительное устройство по п.1, отличающееся тем, что смещающие средства (12, 14, 16) выполнены в виде пружин.
  6. 6. Соединительное устройство по п.1, отличающееся тем, что охватывающая часть содержит ввод в кожух, способный открываться для нагнетания текучей среды под давлением для открытия соединительного устройства.
EA200970107A 2006-07-10 2007-07-04 Соединительное устройство EA014221B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20063203A NO325164B1 (no) 2006-07-10 2006-07-10 Koblingsanordning for til- og frakopling av bunnhullsutstyr
PCT/NO2007/000258 WO2008007970A1 (en) 2006-07-10 2007-07-04 Coupling device

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200970107A1 EA200970107A1 (ru) 2009-06-30
EA014221B1 true EA014221B1 (ru) 2010-10-29

Family

ID=38923459

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200970107A EA014221B1 (ru) 2006-07-10 2007-07-04 Соединительное устройство

Country Status (7)

Country Link
US (1) US8534714B2 (ru)
CN (1) CN101506461B (ru)
BR (1) BRPI0714164B1 (ru)
EA (1) EA014221B1 (ru)
GB (1) GB2454611B (ru)
NO (2) NO325164B1 (ru)
WO (1) WO2008007970A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2588082C2 (ru) * 2011-08-11 2016-06-27 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Системы и способы застопоривания вертлюжных соединений при выполнении подземных работ

Families Citing this family (23)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2468271B (en) * 2008-11-28 2013-06-19 Intelligent Drilling Tools Ltd Disconnect device for downhole assembly
GB2474887B (en) * 2009-10-30 2013-12-04 Stats Uk Ltd Device and method for pre-tensioning a coupling
CN101793127B (zh) * 2009-12-24 2012-03-28 张键 防脱可倒扣装置
US8757671B2 (en) * 2011-12-02 2014-06-24 Vetco Gray Inc. Slide actuating tubular connector
CA2870057C (en) * 2012-04-09 2017-10-17 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure activated contingency release system and method
US20140110129A1 (en) * 2012-10-19 2014-04-24 Smith International, Inc. Hydraulic disconnect
CN104769291B (zh) * 2012-11-01 2017-11-10 开拓工程股份有限公司 用于同轴地接合部件以抵抗相对旋转及纵向运动的装置和方法
CA2889922C (en) 2012-11-06 2016-01-19 Evolution Engineering Inc. Fluid pressure pulse generator and method of using same
CA2894621C (en) 2012-12-17 2019-04-30 Evolution Engineering Inc. Mud pulse telemetry apparatus with a pressure transducer and method of operating same
US10753201B2 (en) 2012-12-17 2020-08-25 Evolution Engineering Inc. Mud pulse telemetry apparatus with a pressure transducer and method of operating same
CA2895346C (en) 2012-12-17 2018-10-23 Evolution Engineering Inc. Downhole telemetry signal modulation using pressure pulses of multiple pulse heights
CN103233695B (zh) * 2013-04-22 2015-10-21 中国海洋石油总公司 液压锁定器
GB2518612B (en) 2013-09-25 2020-07-15 Equinor Energy As Method of sealing a well
US9670774B2 (en) 2014-06-27 2017-06-06 Evolution Engineering Inc. Fluid pressure pulse generator for a downhole telemetry tool
US9631487B2 (en) 2014-06-27 2017-04-25 Evolution Engineering Inc. Fluid pressure pulse generator for a downhole telemetry tool
US9631488B2 (en) 2014-06-27 2017-04-25 Evolution Engineering Inc. Fluid pressure pulse generator for a downhole telemetry tool
US10385994B2 (en) * 2015-06-02 2019-08-20 Dril-Quip, Inc. Anti-rotation device for connector assembly
US10954753B2 (en) * 2017-02-28 2021-03-23 Weatherford Technology Holdings, Llc Tool coupler with rotating coupling method for top drive
US11441412B2 (en) 2017-10-11 2022-09-13 Weatherford Technology Holdings, Llc Tool coupler with data and signal transfer methods for top drive
CN109813036B (zh) * 2017-11-21 2020-12-08 合肥华凌股份有限公司 滑轮支脚装置和冰箱
CN108843252B (zh) * 2018-06-26 2019-10-11 胜利油田利丰石油设备制造有限公司 一种油田用旋转油管防脱退短接组件
US11162339B2 (en) * 2020-03-03 2021-11-02 Saudi Arabian Oil Company Quick connect system for downhole ESP components
US20240117692A1 (en) * 2022-10-10 2024-04-11 Saudi Arabian Oil Company Downhole tubing disconnect tool

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0298683A2 (en) * 1987-07-07 1989-01-11 Klaas Zwart Downhole lock assembly
US5518072A (en) * 1995-01-30 1996-05-21 Camco International Inc. Downhole tool for assisting in separating and reconnecting well tubing
US6250393B1 (en) * 1998-10-19 2001-06-26 Baker Hughes Incorporated Bottom hole assembly with coiled tubing insert
US6450541B1 (en) * 1999-08-30 2002-09-17 Bakke Technology As Releasable connector

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2644524A (en) * 1946-11-04 1953-07-07 Baker Oil Tools Inc Tubing and well tool coupling
US3071188A (en) * 1958-10-29 1963-01-01 Otis Eng Co Remotely controlled latch for well tools
CN2120174U (zh) * 1992-05-22 1992-10-28 大港石油管理局第一采油厂 无螺纹抽油杆及其联头
NO180552C (no) * 1994-06-09 1997-05-07 Bakke Oil Tools As Hydraulisk utlösbar frakoplingsanordning
NO305715B1 (no) * 1996-02-12 1999-07-12 Transocean Asa Hydraulisk utl°sbar kopling
US6209652B1 (en) * 1997-02-03 2001-04-03 Lance N. Portman Deployment system method and apparatus for running bottomhole assemblies in wells, particularly applicable to coiled tubing operations
US5829480A (en) * 1997-05-07 1998-11-03 National Coupling Company, Inc. Locking device for undersea hydraulic coupling
NO309956B1 (no) * 1999-05-21 2001-04-23 Bakke Technology As Hydraulisk utløsbar koplingsanordning, særlig beregnet brukt som mellomstykke mellom et kveilrør og et verktøy/utstyr etc.
NO310372B1 (no) * 1999-08-02 2001-06-25 Bakke Technology As Delt koplingsanordning med gjennomgående boring
US6425443B1 (en) * 2000-11-20 2002-07-30 Schlumberger Technology Corporation Pressure compensated disconnect system and method
US6698514B2 (en) * 2002-05-02 2004-03-02 Varco I/P, Inc. Remote operated coil connector apparatus
US7431531B2 (en) * 2006-03-30 2008-10-07 Carnevali Jeffrey D Quick release mounting apparatus

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0298683A2 (en) * 1987-07-07 1989-01-11 Klaas Zwart Downhole lock assembly
US5518072A (en) * 1995-01-30 1996-05-21 Camco International Inc. Downhole tool for assisting in separating and reconnecting well tubing
US6250393B1 (en) * 1998-10-19 2001-06-26 Baker Hughes Incorporated Bottom hole assembly with coiled tubing insert
US6450541B1 (en) * 1999-08-30 2002-09-17 Bakke Technology As Releasable connector

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2588082C2 (ru) * 2011-08-11 2016-06-27 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Системы и способы застопоривания вертлюжных соединений при выполнении подземных работ

Also Published As

Publication number Publication date
WO2008007970A1 (en) 2008-01-17
NO325164B1 (no) 2008-02-11
BRPI0714164B1 (pt) 2017-10-24
NO331927B1 (no) 2012-05-07
GB2454611B (en) 2011-05-18
GB0902109D0 (en) 2009-03-25
BRPI0714164A2 (pt) 2012-12-25
EA200970107A1 (ru) 2009-06-30
CN101506461A (zh) 2009-08-12
NO20063203L (no) 2008-01-11
CN101506461B (zh) 2012-09-05
US8534714B2 (en) 2013-09-17
GB2454611A (en) 2009-05-13
NO20090611L (no) 2009-02-09
US20090280912A1 (en) 2009-11-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA014221B1 (ru) Соединительное устройство
CA2532088C (en) Connector for perforating gun tandem
US7798212B2 (en) System and method for forming downhole connections
US7140455B2 (en) Valve method for drilling with casing using pressurized drilling fluid
RU2596020C2 (ru) Устройство и способы цементирования отклоняющего клина
CN107975352B (zh) 分级注水泥器
AU2007232381C1 (en) Connector assemblies for connecting members under tension
US11686172B2 (en) Tubing hanger alignment device with torsional spring alignment mechanism
EP2772608A1 (en) Hydraulic Disconnect
NO327442B1 (no) Frakoplingsenhet for brønnverktøy og fremgangsmåte for bruk av denne
US11952853B2 (en) Subsea equipment alignment device
NO345676B1 (no) Rørledningsstreng med et klinkesystem
EA008580B1 (ru) Разъединительное устройство
US4451056A (en) Remotely operated underwater tension connector
US10422190B2 (en) Quick connect connection
NO20121079A1 (no) Nedihullsverktøy og fremgangsmåte for setting av verktøyet
NO20131642A1 (no) Justerbart hengersystem og fremgangsmåte
US20160201428A1 (en) Non-rotating connector for wellbore cementing tool
US11156045B2 (en) Wireline adapter kit
RU2147665C1 (ru) Способ избирательного позиционирования, ориентации и фиксации объектов на заданных глубинах, способ бурения и повторного входа в боковые ответвления скважины и посадочно-ориентационная установка для осуществления указанных способов
US9810044B2 (en) Running a mudline closure device integral with a wellhead
CN210289659U (zh) 一种可钻封隔器及坐封工具
BR122023000102B1 (pt) Sistema e método para dispositivo de alinhamento de suspensor de tubulação
BR122023000107B1 (pt) Sistema e método para dispositivo de alinhamento de suspensor de tubulação
BR122023000106B1 (pt) Sistema e método para dispositivo de alinhamento de suspensor de tubulação

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 KZ KG MD TJ TM

TC4A Change in name of a patent proprietor in a eurasian patent
PC4A Registration of transfer of a eurasian patent by assignment
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 RU