RU2250350C1 - Mouth equipment of well, operated via sucker-rod down-pump - Google Patents
Mouth equipment of well, operated via sucker-rod down-pump Download PDFInfo
- Publication number
- RU2250350C1 RU2250350C1 RU2004106501/03A RU2004106501A RU2250350C1 RU 2250350 C1 RU2250350 C1 RU 2250350C1 RU 2004106501/03 A RU2004106501/03 A RU 2004106501/03A RU 2004106501 A RU2004106501 A RU 2004106501A RU 2250350 C1 RU2250350 C1 RU 2250350C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- housing
- channel
- pipe
- screw
- well
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано в качестве устьевого оборудования скважин, преимущественно метаноугольных, эксплуатируемых с помощью погружных штанговых насосов.The invention relates to the mining industry and can be used as wellhead equipment for wells, mainly methanol, operated using submersible sucker rod pumps.
В отличие от нефтегазовых скважин в процессе эксплуатации метаноугольной скважины добыча газа (метана) осуществляется по затрубному пространству, а по лифтовой колонне с помощью погружного насоса откачивается пластовая вода. В комплект устьевого оборудования метаноугольной скважины, кроме специальной трубной головки, также входят специальный превентор и устьевое сальниковое устройство, предназначенные для герметизации устья и полированного штока.In contrast to oil and gas wells, during the operation of a methane-gas well, gas (methane) is produced through the annulus, and formation water is pumped out through the elevator column using a submersible pump. In addition to a special pipe head, the wellhead equipment of a methane-well well also includes a special preventer and a wellhead stuffing box designed to seal the wellhead and polished rod.
Из-за значительного содержания в откачиваемой пластовой воде твердых частиц (угля, проппанта, цементного камня, шлама и др.) на практике наиболее часто используют винтовой штанговой насос с наземным приводным механизмом. Последний устанавливают непосредственно на корпусе устьевого сальникового устройства.Due to the significant content of particulate matter in the pumped formation water (coal, proppant, cement stone, sludge, etc.), a screw sucker-rod pump with a ground drive mechanism is most often used in practice. The latter is installed directly on the housing of the wellhead stuffing box.
Известна конструкция устьевого оборудования для нефтяных насосных скважин на рабочее давление 14 МПа, серийно выпускаемое ООО “Юго-Камским машиностроительным заводом нефтепромыслового оборудования” [1]. Оно состоит из трубной головки с верхним и нижним присоединительными фланцами и двумя боковыми отводами, планшайбы для подвески лифтовой колонны, патрубка, тройника, устьевого сальника и запорных узлов.The well-known design of wellhead equipment for oil pumping wells at a working pressure of 14 MPa, commercially available LLC “South-Kama engineering plant of oilfield equipment” [1]. It consists of a pipe head with upper and lower connecting flanges and two lateral outlets, a face plate for suspension of the elevator column, pipe, tee, wellhead stuffing box and locking assemblies.
В конструкции известного устьевого оборудования не учтены специфические особенности эксплуатации и ремонта метаноугольных скважин. По этой причине указанное оборудование малопригодно для использования на метаноугольных скважинах, к тому же оно недостаточно надежно в работе и неудобно в обслуживании.The design of the well-known wellhead equipment does not take into account the specific features of the operation and repair of methane wells. For this reason, the specified equipment is unsuitable for use on methane wells, in addition, it is not reliable enough and inconvenient to maintain.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению, т.е. его прототипом, является арматура устьевая штангонасосная (малогабаритная) типа АШ [2], состоящая из корпуса трубной головки, выполненного с верхним и нижним фланцами, со ступенчатым центральным осевым каналом и с двумя боковыми отводами соответственно для сообщения с трубным каналом и затрубным пространством скважины. Боковые отводы выполнены с присоединительными местами и на них размещены запорные узлы. В центральном осевом канале корпуса трубной головки установлен трубодержатель для подвески лифтовой колонны и погружного насоса. Трубодержатель выполнен с осевым каналом, а на его наружной поверхности установлен уплотнительный узел в виде кольцевого эластичного элемента. Сверху на корпусе трубной головки последовательно размещены превентор и устьевое сальниковое устройство, которые обеспечивают герметизацию полированного штока, соединенного с колонной насосных штанг.Closest to the proposed technical solution, i.e. its prototype is a wellhead sucker-rod fittings (small-sized) type ASh [2], consisting of a tube head housing made with upper and lower flanges, with a stepped central axial channel and with two side bends, respectively, for communication with the pipe channel and the annular space of the well. Lateral branches are made with connecting places and locking nodes are placed on them. In the central axial channel of the tube head housing, a pipe holder is mounted for suspension of the elevator column and submersible pump. The pipe holder is made with an axial channel, and a sealing assembly in the form of an annular elastic element is installed on its outer surface. A preventer and a wellhead stuffing box, which provide sealing of a polished rod connected to a string of pump rods, are sequentially placed on top of the tube head housing.
Превентор предназначен для герметизации полированного штока, а также устья скважины при замене устьевого сальника. В корпусе превентора выполнены осевой и два радиальных канала. Последние расположены напротив друг друга и в каждом из них установлена плашка с приводным узлом для ее перемещения. Плашки имеют возможность радиального перемещения относительно центрального осевого канала корпуса превентора и взаимодействия с размещенным в нем полированным штоком. Каждая плашка состоит из двух частей: основания и вкладыша. С помощью основания плашка соединяется с приводным узлом, а вкладыш обеспечивает надежное взаимодействие плашки с полированным штоком.The preventer is designed to seal a polished rod, as well as the wellhead when replacing the wellhead seal. An axial and two radial channels are made in the preventer housing. The latter are located opposite each other and in each of them there is a die with a drive unit for its movement. The dies have the ability to radially move relative to the central axial channel of the preventer housing and interact with the polished rod located in it. Each die consists of two parts: the base and the insert. Using the base of the die is connected to the drive unit, and the liner provides reliable interaction of the plate with a polished rod.
Приводной узел выполнен в виде винта, который размещен в осевом канале фигурной втулки, имеющем ответную винту внутреннюю резьбу. Винт и фигурная втулка образуют между собой винтовую пару. Винт уплотнен в осевом канале фигурной втулки и имеет возможность осевого возвратно-поступательного перемещения относительно нее, а сама втулка присоединена к корпусу превентора. Один конец винта связан с основанием плашки, а на другом конце винта выполнены плоские фаски под съемный штурвал или накидной ключ.The drive unit is made in the form of a screw, which is placed in the axial channel of the figured sleeve having a mating screw internal thread. The screw and the figured sleeve form a helical pair. The screw is sealed in the axial channel of the figured sleeve and has the possibility of axial reciprocating movement relative to it, and the sleeve itself is attached to the body of the preventer. One end of the screw is connected to the base of the die, and on the other end of the screw there are flat chamfers for a removable steering wheel or ring spanner.
Прототип имеет ряд конструктивных недостатков, ограничивающих его применение в условиях метаноугольной скважины, снижающих надежность работы, а также затрудняющих обслуживание приводного механизма погружного насоса.The prototype has a number of design flaws that limit its use in conditions of a methane-gas well, reduce reliability, and also complicate maintenance of the drive mechanism of a submersible pump.
Задачей предлагаемого технического решения является повышение надежности работы устьевого оборудования скважины, эксплуатируемой с помощью погружного штангового насоса, расширение его технологических возможностей, упрощение обслуживания и уменьшение габаритов.The objective of the proposed technical solution is to increase the reliability of the wellhead equipment operated by a submersible sucker rod pump, expand its technological capabilities, simplify maintenance and reduce the size.
Поставленная задача достигается в предлагаемом техническом решении тем, что устьевое оборудование, которое включает в себя корпус трубной головки с верхним и нижним фланцами, со ступенчатым центральным осевым каналом, с боковыми отводами соответственно для сообщения с трубным каналом и с затрубным пространством скважины, которые имеют присоединительные места для установки запорных узлов, размещенный в осевом канале корпуса трубодержатель для подвески лифтовой колонны, который имеет на наружной поверхности уплотнительный узел, запорные узлы, которые размещены на боковых отводах корпуса, две плашки, выполненные в виде связанных между собой основания и вкладыша, которые имеют возможность радиального перемещения относительно центральной оси корпуса и взаимодействия с полированным штоком, приводные узлы для перемещения плашек, выполненные в виде образующих между собой винтовое соединение винта, связанного одним концом с основанием, и фигурной втулки со ступенчатым осевым каналом для размещения в нем винта, а также устьевое сальниковое устройство для герметизации полированного штока, снабжено стопорными пальцами для фиксации трубодержателя в корпусе, осями, направляющими вставками и накладками со сквозными каналами на обоих концах, а в корпусе выполнены дополнительные боковые отводы и радиальные каналы. Боковые отводы для сообщения соответственно с трубным каналом и с затрубным пространством скважины выполнены в корпусе на разных уровнях по его высоте, а дополнительные боковые отводы для сообщения с трубным каналом скважины - на одном уровне с основными боковыми отводами и напротив друг друга. Стопорные пальцы размещены в радиальных каналах корпуса с возможностью взаимодействия с трубодержателем. В дополнительных боковых отводах установлены приводные узлы для перемещения плашек. Вкладыши выполнены со скошенными нижними торцами. С обеих боковых сторон основания и вкладыша параллельно друг другу установлены накладки. Сами основания и вкладыши выполнены со сквозными каналами и подвижно связаны между собой с помощью накладок и осей. Одна из осей размещена в сквозных каналах основания и накладок, другая - в сквозных каналах вкладыша и накладок. Оси расположены параллельно друг другу и перпендикулярно к оси винта. Величина линейного угла “φ” между плоскостями, одна из которых проходит через обе оси, а другая - через ось винта и ось, соединяющую основание и накладки, может изменяться в пределах 0°<φ≤30°. Фигурные втулки выполнены с присоединительными фланцами, ответными присоединительным местам дополнительных боковых отводов в корпусе. Направляющая вставка размещена в осевом ступенчатом канале фигурной втулки и в соответствующем ей дополнительном боковом отводе таким образом, что верхние торцы трубодержателя и направляющей вставки располагаются в одной плоскости. Направляющая вставка закреплена в осевом ступенчатом канале фигурной втулки.The problem is achieved in the proposed technical solution in that the wellhead equipment, which includes a pipe head housing with upper and lower flanges, with a stepped central axial channel, with side bends, respectively, for communication with the pipe channel and the annulus of the well, which have connecting places for installation of locking assemblies, a pipe holder for suspending the elevator column located in the axial channel of the housing, which has a sealing assembly on the outer surface, constipation nd nodes that are located on the lateral branches of the casing, two dies made in the form of interconnected bases and liners that can radially move relative to the central axis of the casing and interact with the polished rod, drive units for moving dies made in the form of interconnecting screw connection of a screw connected at one end to the base and a figured sleeve with a stepped axial channel for accommodating the screw in it, as well as a wellhead stuffing box for sealing the floor Rowan rod, provided with retaining fingers for fixing the pipe holder in the housing, axles, and inserts the guide plates with through-channels at both ends, and formed in the housing additional side bends and radial channels. Side bends for communication with the pipe channel and the annulus of the well, respectively, are made in the casing at different levels in height, and additional side bends for communication with the pipe channel of the well are on the same level with the main side bends and opposite each other. The locking fingers are placed in the radial channels of the housing with the possibility of interaction with the pipe holder. In additional lateral branches drive units for moving dies are installed. The liners are made with beveled lower ends. On both sides of the base and the liner, pads are installed parallel to each other. The bases and inserts themselves are made with through channels and are movably connected to each other using pads and axles. One of the axes is located in the through channels of the base and linings, the other in the through channels of the liner and linings. The axes are parallel to each other and perpendicular to the axis of the screw. The value of the linear angle “φ” between the planes, one of which passes through both axes, and the other through the axis of the screw and the axis connecting the base and plates, can vary within 0 ° <φ≤30 °. Figured bushings are made with connecting flanges, reciprocal connecting places of additional lateral branches in the housing. The guide insert is placed in the axial stepped channel of the figured sleeve and in the corresponding additional lateral branch in such a way that the upper ends of the pipe holder and the guide insert are in the same plane. The guide insert is fixed in the axial stepped channel of the figured sleeve.
Конструкция предлагаемого устьевого оборудования поясняется чертежами, где: на фиг.1 показаны фронтальная и профильная проекции общего вида устьевого оборудования с плашками, находящимися в открытом положении, на фиг.2 - то же самое с плашками, которые зафиксировали полированный шток.The design of the proposed wellhead equipment is illustrated by drawings, where: in Fig.1 shows a frontal and profile projection of a General view of the wellhead equipment with dies in the open position, Fig.2 is the same with dies that fixed the polished rod.
Предлагаемое устьевое оборудование состоит из цилиндрического корпуса 1, выполненного с гранями на наружной боковой поверхности, а также со ступенчатым центральным осевым и радиальными каналами. Корпус 1 имеет верхний 2 и нижний 3 фланцы.The proposed wellhead equipment consists of a cylindrical body 1 made with faces on the outer side surface, as well as with a stepped central axial and radial channels. Housing 1 has an upper 2 and lower 3 flanges.
На верхнем фланце 2 корпуса 1 размещается устьевое сальниковое устройство (на чертежах не показано). Нижний фланец 3 обеспечивает возможность монтажа корпуса 1 на верхнем фланце корпуса колонной головки (на чертежах не показана). В нижней части осевого канала корпуса 1 выполнена внутренняя кольцевая расточка для размещения в ней пакера (уплотнительного элемента) 4 для герметизации верхней части эксплуатационной колонны 5, выступающей из корпуса колонной головки.On the upper flange 2 of the housing 1 is a wellhead stuffing box device (not shown in the drawings). The lower flange 3 provides the possibility of mounting the housing 1 on the upper flange of the housing of the column head (not shown in the drawings). In the lower part of the axial channel of the housing 1, an internal annular bore is made for placement of a packer (sealing element) 4 therein for sealing the upper part of the production casing 5 protruding from the housing of the column head.
Корпус 1 выполнен с боковыми отводами: нижними 6 и верхними 7, которые размещены на двух уровнях по его высоте и имеют присоединительные фланцы для установки запорной арматуры. Нижние боковые отводы 6 в корпусе 1 предназначены для сообщения с затрубным пространством скважины, а верхние боковые отводы 7 - с ее трубным каналом. Присоединительные места боковых отводов 6 и 7 выполнены на боковых гранях корпуса 1.The housing 1 is made with side bends: lower 6 and upper 7, which are placed at two levels along its height and have connecting flanges for installing stop valves. The lower lateral taps 6 in the housing 1 are designed to communicate with the annular space of the well, and the upper lateral taps 7 with its pipe channel. The connecting places of the lateral branches 6 and 7 are made on the side faces of the housing 1.
В осевом канале корпуса 1, между нижними 6 и верхними 7 боковыми отводами, выполнено посадочное место для размещения трубодержателя 8.In the axial channel of the housing 1, between the lower 6 and upper 7 lateral branches, a seat is made to accommodate the pipe holder 8.
Трубодержатель 8 имеет центральный осевой канал. В нижней части этого канала выполнена внутренняя резьба для присоединения лифтовой колонны 9, на нижнем конце которой размещен погружной насос, в средней части - внутренняя резьба (на чертежах не показана) для установки глухой пробки или пробки-клапана, а в верхней части - внутренняя резьба для присоединения монтажного патрубка с муфтой. На наружной поверхности трубодержателя 8 размещен уплотнительный узел в виде кольцевых эластичных элементов 10, который обеспечивает герметизацию трубодержателя 8 в корпусе 1. Для фиксации трубодержателя 8 служат установленные в радиальных каналах корпуса 1 стопорные пальцы 11.The pipe holder 8 has a central axial channel. At the bottom of this channel, an internal thread is made for connecting the elevator column 9, at the lower end of which there is a submersible pump, in the middle part there is an internal thread (not shown in the drawings) for installing a blind plug or valve plug, and in the upper part, an internal thread for attaching a mounting pipe with a sleeve. On the outer surface of the tube holder 8 there is a sealing assembly in the form of ring elastic elements 10, which provides sealing of the tube holder 8 in the housing 1. For fixing the tube holder 8, the locking fingers 11 are installed in the radial channels of the housing 1.
Сверху на корпусе 1 размещено устьевое сальниковое устройство 12 для герметизации полированного штока 13, соединенного с колонной насосных штанг. На устьевом сальниковом устройстве 12 устанавливается приводной механизм погружного насоса (на чертежах не показан).On top of the housing 1 there is a
К нижним боковым отводам 6, а также к двум верхним боковым отводам 7 присоединены запорные узлы 14.To the lower side branches 6, as well as to the two upper side branches 7 are attached locking nodes 14.
В каждом из двух других верхних боковых отводов 7, которые расположены в корпусе 1 напротив друг друга, размещена плашка с приводным узлом для ее радиального перемещения относительно центральной оси корпуса 1.In each of the two other upper lateral branches 7, which are located in the housing 1 opposite each other, there is a die with a drive unit for its radial movement relative to the central axis of the housing 1.
Плашка состоит из основания 15 и вкладыша 16, которые подвижно (т.е. с зазором “а”) связаны между собой с помощью накладок 17, параллельно установленных с их противоположных боковых сторон. Вкладыш 16 выполнен со скошенным нижним торцом и с полукруглым пазом на боковой поверхности, соответствующим наружной поверхности полированного штока 13. Накладки 17 с помощью осей 18 и 19 присоединены соответственно к основанию 15 и вкладышу 16. Приводной узел плашки выполнен в виде винта 20 и фигурной втулки 21 с осевым каналом. Осевой канал фигурной втулки 21 имеет внутреннюю резьбу, ответную наружной резьбе винта 20. Винт 20 размещен в этом осевом канале с возможностью вращения и возвратно-поступательного перемещения относительно фигурной втулки 21. Таким образом, винт 20 и фигурная втулка 21 образуют между собой винтовую пару.The die consists of a base 15 and a
Фигурная втулка 21 выполнена с присоединительным фланцем 22, посредством которого она соединяется с соответствующим боковым отводом 7 в корпусе 1. Наличие у фигурной втулки 21 присоединительного фланца 22 позволяет, в случае необходимости, достаточно быстро присоединить приводные узлы к боковым отводам 7 в корпусе 1 или, наоборот, отсоединить их, т.е. позволяет сделать приводные узлы съемными.The figured sleeve 21 is made with a connecting
Внутри бокового отвода 7 и в осевом канале фигурной втулки 21 установлена направляющая вставка 23, препятствующая повороту плашки при вращении винта 20. Высота направляющей вставки 23 подбирается таким образом, чтобы ее верхний торец находился в одной плоскости с верхним торцом трубодержателя 8. Направляющая вставка 23 закреплена в осевом канале фигурной втулки 21. Со стороны центрального осевого канала корпуса 1 верхний торец направляющей вставки 23 выполнен со скосом, обратным по отношению к скосу нижнего торца вкладыша 16.A guide insert 23 is installed inside the lateral branch 7 and in the axial channel of the figured sleeve 21, which prevents the die from rotating when the
Основание 15 подвижно присоединено к одному концу винта 20, а на его другом конце выполнены плоские фаски 24 для установки съемного штурвала или накидного ключа (на чертежах не показаны).The base 15 is movably attached to one end of the
Оси 18 и 19 расположены параллельно друг другу и перпендикулярно по отношению к оси винта 20. Ось 18 пересекается с осью винта 20. Ось 19 расположена выше, чем ось 18, поэтому она не пересекается с осью винта 20.The
Плоскость, проходящая через ось винта 20 и ось 18, перпендикулярна центральному осевому каналу корпуса 1. Величина линейного угла “φ” между плоскостью, проходящей через ось винта 20 и ось 18, и плоскостью, проходящей через оси 18 и 19, может изменяться в пределах от 0° до 30° (т.е. 0°<φ≤30°).The plane passing through the axis of the
Устьевое оборудование работает следующим образом.Wellhead equipment operates as follows.
В процессе эксплуатации указанное оборудование установлено на устье метаноугольной скважины. По одному или нескольким нижним боковым отводам 6 добываемый из газоносных угольных пластов метан поступает из затрубного пространства в линию отвода газа. Откачиваемая с помощью погружного винтового насоса пластовая вода направляется по одному или двум верхним боковым отводам 7 в линию отвода воды. К двум верхним боковым отводам 7, расположенным в корпусе 1 напротив друг друга, присоединены приводные узлы с плашками (или эти отводы заглушены). В последнем случае приводные узлы с плашками присоединяются к указанным боковым отводам 7 только в случае необходимости.During operation, the specified equipment is installed at the mouth of a methane-coal well. On one or more lower lateral branches 6, methane extracted from gas-bearing coal seams comes from the annulus into the gas exhaust line. The produced water pumped out by means of a submersible screw pump is directed along one or two upper lateral branches 7 to the water discharge line. To the two upper lateral branches 7 located in the housing 1 opposite each other, drive units with dies are connected (or these branches are plugged). In the latter case, the drive units with dies are attached to the specified lateral branches 7 only if necessary.
При работе погружного винтового насоса плашки находятся внутри боковых отводов 7 в корпусе 1, т.е. они отведены от вращающегося полированного штока 13, верхняя часть которого связана с приводным механизмом погружного насоса.When the submersible screw pump operates, the dies are located inside the lateral branches 7 in the housing 1, i.e. they are diverted from the rotating
Если появилась необходимость в проведении каких-нибудь операций, связанных с демонтажем приводного механизма погружного насоса, то следует произвести его остановку, а затем с помощью плашек обеспечить надежный захват полированного штока 13 и удержание на весу подвешенной к нему колонны насосных штанг. Для этого на свободные концы винтов 20 устанавливают штурвалы (или накидные ключи). Путем равномерного вращения винтов 20 осуществляют одновременное радиальное перемещение плашек относительно центральной оси корпуса 1 с целью захвата ими полированного штока 13.If it became necessary to carry out any operations related to the dismantling of the drive mechanism of the submersible pump, it should be stopped, and then using dies to ensure a reliable grip of the
В процессе этого движения нижний торец каждого вкладыша 16 сначала перемещается по верхней плоскости направляющей вставки 23, а затем - по верхнему торцу трубодержателя 8 до момента упора вкладыша 16 в полированный шток 13. Скошенный нижний торец вкладыша 16 облегчает процесс этого перемещения, а полукруглым паз на его боковой поверхности увеличивает площадь взаимодействия с полированным штоком 13, что способствует уменьшению величины контактного давления.In the process of this movement, the lower end of each
При дальнейшем вращении винтов 20 вкладыш 16 за счет конструктивных особенностей плашки (наличия зазора “а” и линейного угла “φ”) начинает не только плотнее прижиматься к полированному штоку 13, но и смещаться вверх до момента взаимодействия смежных сторон основания 15 и вкладыша 16. При этом полированный шток 13 оказывается слегка приподнятым (для облегчения отсоединения приводного механизма погружного насоса) и надежно зафиксированным обеими плашками, которые опираются на верхний торец трубодержателя 8. Таким образом, вес колонны насосных штанг оказывается разгруженным на трубодержатель 8, а через него на корпус 1.With further rotation of the
После этого можно начинать работы, связанные с демонтажем приводного механизма погружного насоса.After this, you can begin work related to the dismantling of the drive mechanism of the submersible pump.
Процесс освобождения полированного штока 13 осуществляется путем равномерного вращения винтов 20 в обратную сторону с целью отвода плашек в исходное положение. После этого приводные узлы вместе с плашками, в случае необходимости, могут быть отсоединены от боковых отводов 7 в корпусе 1.The process of releasing the
Источники информацииSources of information
1. Каталог ООО “Юго-Камский машиностроительный завод нефтепромыслового оборудования”, 2002 г., с.10.1. Catalog of LLC “South-Kama Engineering Plant of Oilfield Equipment”, 2002, p.10.
2. Каталог ОАО “Акционерная компания “Корвет”, 2003 г., с.11, 18 и 19.2. Catalog of Corvette Joint Stock Company, 2003, p. 11, 18 and 19.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004106501/03A RU2250350C1 (en) | 2004-03-05 | 2004-03-05 | Mouth equipment of well, operated via sucker-rod down-pump |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004106501/03A RU2250350C1 (en) | 2004-03-05 | 2004-03-05 | Mouth equipment of well, operated via sucker-rod down-pump |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2250350C1 true RU2250350C1 (en) | 2005-04-20 |
Family
ID=35634890
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004106501/03A RU2250350C1 (en) | 2004-03-05 | 2004-03-05 | Mouth equipment of well, operated via sucker-rod down-pump |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2250350C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2740764C2 (en) * | 2016-09-26 | 2021-01-20 | Бристоль, Инк., Д/Б/А Ремоут Аутомейшен Солюшенз | Automated flushing method for screw pump system |
-
2004
- 2004-03-05 RU RU2004106501/03A patent/RU2250350C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Каталог "Оборудование для добычи нефти и транспортировки нефти и газа". ОАО "Акционерная компания "Корвет", 2003, с. 11, 18, 19. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2740764C2 (en) * | 2016-09-26 | 2021-01-20 | Бристоль, Инк., Д/Б/А Ремоут Аутомейшен Солюшенз | Automated flushing method for screw pump system |
| RU2743526C2 (en) * | 2016-09-26 | 2021-02-19 | Бристоль, Инк., Д/Б/А Ремоут Аутомейшен Солюшенз | Automated flushing system for screw pump system |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2369721C2 (en) | Adapter of blowout preventer stuffing box | |
| AU2011245006B2 (en) | A continuous rod pump drive system | |
| MX2007010005A (en) | Fracturing isolation sleeve. | |
| US6223819B1 (en) | Wellhead for providing structure when utilizing a well pumping system | |
| US5605194A (en) | Independent screwed wellhead with high pressure capability and method | |
| CN105156050A (en) | Petroleum and natural gas drilling washpipe assembly | |
| CN104499993B (en) | Dual-flap-valve type downhole safety valve | |
| AU2011203302A1 (en) | Subsea locking connector | |
| CA2193052C (en) | Oilfield stuffing box with polished rod alignment | |
| CN102817575A (en) | Downhole blow-out preventer with automatic controlling and anchoring function | |
| CA2517801C (en) | Rotating stuffing box with split standpipe | |
| US5617917A (en) | Integral blowout preventer and flow tee | |
| US5615736A (en) | Unitary diversionary-tubing hanger and energizable rod seal | |
| US5878812A (en) | Misaligning wellhead system | |
| EP3680448A1 (en) | Improved hang off ram preventer | |
| RU2250350C1 (en) | Mouth equipment of well, operated via sucker-rod down-pump | |
| RU2269641C1 (en) | Wellhead equipment (variants) | |
| US20200318750A1 (en) | Enhanced design for plug valve | |
| RU2723792C1 (en) | Device for connection of hydraulic channels | |
| US10968718B2 (en) | Seal housing with flange collar, floating bushing, seal compressor, floating polished rod, and independent fluid injection to stacked dynamic seals, and related apparatuses and methods of use | |
| US10214979B2 (en) | Swivel pressure head and method of use | |
| RU2143052C1 (en) | Sealing fittings (versions) | |
| RU2798532C1 (en) | Wellhead rotary stripper | |
| US10738558B1 (en) | Modular rotating diverter head | |
| RU2724711C1 (en) | Blow out preventor for wells with inclined mouth |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20140609 |