RU2393329C1 - Well head stripper - Google Patents
Well head stripper Download PDFInfo
- Publication number
- RU2393329C1 RU2393329C1 RU2009119162/03A RU2009119162A RU2393329C1 RU 2393329 C1 RU2393329 C1 RU 2393329C1 RU 2009119162/03 A RU2009119162/03 A RU 2009119162/03A RU 2009119162 A RU2009119162 A RU 2009119162A RU 2393329 C1 RU2393329 C1 RU 2393329C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sealing element
- centralizer
- housing
- cylindrical protrusion
- pipe
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для герметизации устья скважины во время спуска и подъема труб под давлением.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to devices designed to seal the wellhead during the descent and lifting of pipes under pressure.
Известна головка герметизирующая ГГ 230×210 (А.И.Кутепов и др. Справочник-каталог по оборудованию и инструменту для предупреждения и ликвидации фонтанов, М., Недра, 1981 г., с.148, рис.II.36), состоящая из корпуса, имеющего на внутренней поверхности уступ, на котором установлено упорное кольцо. К упорному кольцу нажимной гайкой через шайбу прижат уплотнительный элемент из эластичного материала.Known sealing head GG 230 × 210 (A.I. Kutepov and others. Directory-catalog of equipment and tools for the prevention and elimination of fountains, M., Nedra, 1981, p.148, Fig. II.36), consisting from a housing having a ledge on the inner surface on which a thrust ring is mounted. A sealing element made of elastic material is pressed against the thrust ring by a pressure nut through the washer.
Недостатком известного устройства является низкая надежность работы, обусловленная тем, что уплотнительный элемент, будучи неподвижно установленным в корпусе, не имеет возможности перемещения в радиальном направлении. Поэтому в процессе спуска или подъема труб по мере изменения нагрузки на крюкоблоке от увеличивающейся или уменьшающейся массы колонны труб основания буровой установки будет упруго деформироваться, что приведет к несовпадению продольной оси вышки с продольной осью устьевого оборудования, на котором жестко установлена известная герметизирующая головка. В результате подвешенная на крюкоблоке колонна труб будет смещаться в радиальном направлении, что ввиду отсутствия в известном устройстве жесткого центратора приведет к одностороннему смещению труб при прохождении через уплотнительный элемент. Вследствие этого в зоне контакта трубы с манжетой может образоваться зазор, через который возможен прорыв наружу флюидов, находящихся в скважине под давлением. Учитывая, что как буровой раствор, так и нефть или газ, имеют в своем составе твердую фазу и/или частицы горной породы, обладающие абразивными свойствами, истечение флюидов может повлечь за собой интенсивный абразивный износ уплотнительного элемента, увеличение зазора и, как следствие, привести к выбросу, переходящему в открытый фонтан.A disadvantage of the known device is the low reliability of operation, due to the fact that the sealing element, being fixedly mounted in the housing, does not have the ability to move in the radial direction. Therefore, during the descent or lifting of the pipes as the load on the hook block changes from an increasing or decreasing mass of the pipe string of the base of the drilling rig, it will elastically deform, which will lead to a mismatch between the longitudinal axis of the tower and the longitudinal axis of the wellhead equipment on which the known sealing head is rigidly mounted. As a result, the pipe string suspended on the hook block will move in the radial direction, which, due to the absence of a rigid centralizer in the known device, will lead to one-sided displacement of the pipes when passing through the sealing element. As a result of this, a gap may form in the contact zone of the pipe with the cuff, through which outward fluids that are in the well under pressure can break out. Given that both drilling fluid and oil or gas have a solid phase and / or rock particles with abrasive properties, fluid outflow can lead to intensive abrasive wear of the sealing element, an increase in the gap and, as a result, lead to to ejection turning into an open fountain.
Известна головка герметизирующая (В.Р.Радковский и др. Справочник «Оборудование и инструмент для предупреждения и ликвидации фонтанов», М., Недра, 1996, стр.214-215, рис.3.63,), содержащая:Known sealing head (V.R. Radkovsky and others. Directory "Equipment and tools for the prevention and elimination of fountains", M., Nedra, 1996, pp. 214-215, Fig. 3.63,), containing:
- корпус с верхним и нижними фланцами, имеющим проход для пропуска труб, соединенных муфтами;- a housing with upper and lower flanges having a passage for passing pipes connected by couplings;
- и набор уплотнителей, зажатых между распорными втулками нажимной гайкой;- and a set of seals sandwiched between the spacer sleeves by a pressure nut;
- каждый из которых включает центратор с уплотнительным элементом из эластичного материала, жестко соединенным с центратором связующими элементами, армированными в верхнюю часть уплотнительного элемента;- each of which includes a centralizer with a sealing element of elastic material rigidly connected to the centralizer by connecting elements reinforced in the upper part of the sealing element;
- при этом центратор размещен над уплотнительным элементом и герметично взаимодействует с верхней частью его проходного отверстия кольцевым цилиндрическим выступом, расположенным на нижнем торце центратора,- while the centralizer is placed above the sealing element and hermetically interacts with the upper part of its passage opening with an annular cylindrical protrusion located on the lower end of the centralizer,
- а распорные втулки снабжены уплотнительными кольцами.- and spacer sleeves are provided with o-rings.
Недостатком известного устройства является низкая надежность работы ввиду недолговечности работы уплотнительного элемента, обусловленная тем, что он находится в подвешенном состоянии на центраторе. Поэтому при прохождении трубы через уплотнительный элемент, его нижняя часть, контактирующая с герметизируемой трубой и будучи эластичной, из-за трения в контакте элемент-труба будет растягиваться вниз и еще более плотно обжимать проходящую трубу, что интенсифицирует износ нижней части уплотнительного элемента. При этом возможна ситуация, когда этот износ может усиливаться радиальным смещением спускаемых труб из-за несовпадения продольных осей буровой вышки и устьевого оборудования.A disadvantage of the known device is the low reliability due to the fragility of the sealing element, due to the fact that it is in a suspended state on the centralizer. Therefore, when the pipe passes through the sealing element, its lower part, which is in contact with the pipe to be sealed and elastic, due to friction in the contact, the pipe element will stretch down and compress the passing pipe even more tightly, which will intensify the wear of the lower part of the sealing element. In this case, a situation is possible when this wear can be enhanced by the radial displacement of the pipes being lowered due to the mismatch of the longitudinal axes of the drilling rig and the wellhead equipment.
Наличие в известном устройстве центраторов, внутренний диаметр которых должен быть больше наружного диаметра муфт, соединяющих трубы, не сможет предотвратить одностороннее смещение тела трубы. Это обусловлено тем, что разница наружных диаметров труб и муфт составляет 14…20 мм, поэтому смещение трубы в радиальном направлении внутри отверстия центратора возможно на 7…10 мм, что может повлечь за собой образование зазора в контакте трубы с рабочей частью уплотнительного элемента и прорыв скважинных флюидов наружу.The presence in the known device of centralizers, the inner diameter of which must be greater than the outer diameter of the couplings connecting the pipes, cannot prevent unilateral displacement of the pipe body. This is due to the fact that the difference in the outer diameters of the pipes and couplings is 14 ... 20 mm, therefore, a shift of the pipe in the radial direction inside the centralizer hole is possible by 7 ... 10 mm, which may entail the formation of a gap in the pipe contact with the working part of the sealing element and a break downhole fluids out.
Задачей изобретения является создание устьевого герметизатора, лишенного перечисленных недостатков.The objective of the invention is to create a wellhead sealant, devoid of the above disadvantages.
Техническим результатом решения этой задачи является повышение надежности работы устьевого герметизатора при спуске и подъеме труб под давлением за счет повышения ресурса работоспособности уплотнительного элемента.The technical result of solving this problem is to increase the reliability of the wellhead sealant when lowering and lifting pipes under pressure by increasing the service life of the sealing element.
Для достижения этого результата в известном герметизаторе устьевом, содержащемTo achieve this result in a well-known sealant wellhead containing
- корпус с верхним и нижними фланцами, имеющим проход для пропуска труб, соединенных муфтами;- a housing with upper and lower flanges having a passage for passing pipes connected by couplings;
- уплотнительный элемент из эластичного материала, размещенный в корпусе и имеющий проходное отверстие, диаметр которого меньше наружного диаметра трубы;- a sealing element of elastic material, placed in the housing and having a through hole, the diameter of which is less than the outer diameter of the pipe;
- верхний центратор, размещенный над уплотнительным элементом и герметично взаимодействующий с верхней частью его проходного отверстия кольцевым цилиндрическим выступом, расположенным на нижнем торце центратора,- the upper centralizer, placed above the sealing element and tightly interacting with the upper part of its bore, with an annular cylindrical protrusion located at the lower end of the centralizer,
- поджимную гайку, взаимодействующую с верхним центратором,- a compression nut interacting with the upper centralizer,
СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮACCORDING TO THE INVENTION
- дополнительно содержит нижний центратор, установленный в корпусе под уплотнительным элементом;- additionally contains a lower centralizer installed in the housing under the sealing element;
- при этом полость корпуса сообщена с устьем скважины, например, отверстием, выполненным в нижнем центраторе, и с атмосферой, например, отверстием, выполненным в стенке корпуса и перекрываемым запорным устройством;- while the cavity of the housing is in communication with the wellhead, for example, with a hole made in the lower centralizer, and with the atmosphere, for example, with a hole made in the wall of the body and blocked by a locking device;
- расстояние между нижним торцом кольцевого цилиндрического выступа и верхним торцом нижнего центратора меньше длины муфты,- the distance between the lower end of the annular cylindrical protrusion and the upper end of the lower centralizer is less than the length of the coupling,
- а высота кольцевого цилиндрического выступа больше величины вертикальной деформации уплотнительного элемента, возникающей при пропуске вниз через уплотнительный элемент муфты, соединяющей трубы.- and the height of the annular cylindrical protrusion is greater than the vertical deformation of the sealing element that occurs when passing down through the sealing element of the coupling connecting the pipe.
Достижению результата способствует также и то, что в заявляемом герметизаторе устьевомThe achievement of the result also contributes to the fact that in the inventive sealant wellhead
СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮACCORDING TO THE INVENTION
- уплотнительный элемент может быть выполнен составным из двух частей, зафиксированных от радиального перемещения относительно друг друга, например, конфигурацией взаимодействующих торцов.- the sealing element can be made integral of two parts, fixed from radial movement relative to each other, for example, by the configuration of the interacting ends.
- причем нижняя часть выполнена из более эластичного материала по сравнению с материалом, из которого выполнена верхняя,- moreover, the lower part is made of a more elastic material compared to the material from which the upper is made,
На фиг.1 изображен заявляемый устьевой герметизатор в исходном положении, на фиг.2 - то же, в положении прохода муфты, соединяющей трубы, на фиг.3 - то же, с уплотнительным элементом, состоящим из двух частейFigure 1 shows the inventive wellhead sealant in the initial position, figure 2 is the same, in the passage position of the coupling connecting the pipe, figure 3 is the same with the sealing element, consisting of two parts
Заявляемый герметизатор устьевой (далее - герметизатор) состоит (фиг.1) из корпуса 1 с верхним 2 и нижним 3 фланцами, имеющим проход 4 для пропуска труб 5, соединенных муфтами 6. В расточке нижнего фланца 3 установлен нижний центратор 7 с проходным отверстием 8, диаметр которого больше наружного диаметра муфты 6. На центраторе 7 в полости 9 корпуса 1 установлен уплотнительный элемент 10 из эластичного материала, имеющий проходное отверстие 11, диаметр которого меньше наружного диаметра трубы 5. Над уплотнительным элементом 10 в полости 9 размещен верхний центратор 12 с проходным отверстием 13, диаметр которого больше наружного диаметра муфты 6 и равен диаметру проходного отверстия 8 нижнего центратора 7. Центратор 12 снабжен кольцевым уплотнением 14 и герметично взаимодействует с верхней частью проходного отверстия 11 уплотнительного элемента 10 кольцевым цилиндрическим выступом 15, расположенным на нижнем торце центратора 12. Поджатие уплотнительного элемента 10 для обеспечения герметичности в его контакте с верхним центратором 12 осуществляется нажимной гайкой 16. Гидравлическое сообщение полости 9 корпуса 1 с устьем скважины (не показана) осуществляется отверстием 17, выполненным в нижнем центраторе 7. Отверстие 18, выполненное в стенке корпуса 1, сообщает полость 9 с атмосферой и перекрывается запорным устройством 19.The inventive wellhead sealant (hereinafter referred to as the sealant) consists (Fig. 1) of a housing 1 with an upper 2 and lower 3 flanges having a passage 4 for passing
Для обеспечения работоспособности в заявляемом герметизаторе (фиг.2) расстояние L1 между нижним торцом кольцевого цилиндрического выступа 15 и верхним торцом нижнего центратора 7 выполнено меньше длины L2 муфты 6, а высота Н2 кольцевого цилиндрического выступа 15 больше величины H1 вертикальной деформации уплотнительного элемента 10, возникающей при пропуске вниз через уплотнительный элемент 10 муфты 6, соединяющей трубы 5.To ensure operability in the inventive sealant (figure 2), the distance L 1 between the lower end of the annular
Уплотнительный элемент 10 заявляемого герметизатора может быть выполнен из двух частей (фиг.3) - верхней 20 и нижней 21, которые зафиксированы от радиального перемещения относительно друг друга конфигурацией взаимодействующих торцов 22 и 23. При этом в верхней части 20 диаметр проходного отверстия 24 в процессе эксплуатации может быть больше диаметра проходного отверстия 25 нижней части 21.The sealing
Заявляемый герметизатор работает следующим образом.The inventive sealant operates as follows.
При монтаже герметизатора на устье скважины (фиг.1) нажимной гайкой 16 осуществляется поджим уплотнительного элемента 10 между центраторами 7 и 12. Тем самым достигается герметичность в контакте кольцевого цилиндрического выступа 15 со стенками верхней части проходного отверстия 11, а также в случае выполнения уплотнительного элемента 10 из двух частей (фиг.3) - в контакте конфигурации взаимодействующих торцов 22 и 23.When installing the sealant at the wellhead (Fig. 1) with the compression nut 16, the
В контакте центратора 12 со стенками полости 9 корпуса 1 герметичность обеспечивается кольцевым уплотнением 14.In contact of the
При проходе трубы 5 (фиг.1) через проходное отверстие 4 герметизатора благодаря тому, что уплотнительный элемент 10 из эластичного материала имеет проходное отверстие 11, диаметр которого меньше наружного диаметра трубы 5, герметичность в контакте элемента 10 с трубой 5 обеспечивается за счет обжима трубы 5 стенками проходного отверстия 11. Повышению запаса герметичности способствует также и давление флюидов на устье скважины, передаваемое в полость 9 корпуса 1 через отверстие 17, выполненное в нижнем центраторе 7. Усилием от этого давления, воздействующего снаружи на уплотнительный элемент 10, осуществляется дополнительный обжим трубы, препятствующий прорыву флюидов из скважины.When the pipe 5 (Fig. 1) passes through the passage through hole 4 of the sealant due to the fact that the
Так как в полости 9 корпуса 1 в начальный момент спуска трубы 5 находится воздух, сжимаемый по мере повышения давления на устье скважины, то с целью повышения безопасности работ полость 9 заполняют жидкостью из скважины, для чего воздух, заполняющий полость 9, выпускают в атмосферу через отверстие 18, после чего оно закрывается запорным устройством 19. Аналогичную операцию производят при накоплении в полости 9 растворенных газов, выделяющихся из бурового раствора или скважинных флюидов.Since in the
При проходе через уплотнительный элемент 10 муфты 6, имеющей наружный диаметр больше наружного диаметра труб 5, усилие обжима муфты 6 а, следовательно, и сила трения в ее контакте со стенками проходного отверстия 11, будут больше по сравнению с аналогичными при проходе трубы 5. Поэтому, уплотнительный элемент 10, будучи опертым на нижний центратор 7, будет испытывать деформацию сжатия, т.е. уменьшаться по высоте на величину H1, одновременно увеличивая свой диаметр (фиг.2). При этом герметичность в контакте верхнего центратора 12 с уплотнительным элементом 10 будет сохранена благодаря тому, что высота H2 кольцевого цилиндрического выступа 15 больше величины вертикальной деформации H1 уплотнительного элемента 10, возникающей при пропуске вниз муфты 6, соединяющей трубы 5. Поэтому даже при уменьшении высоты элемента 10 на величину H1 верхняя часть его проходного отверстия 11 гарантированно будет находиться в контакте с кольцевым цилиндрическим выступом 15, обеспечивая герметичность в процессе спуско-подъемных операций, что повышает надежность работы заявляемого герметизатора.When passing through the sealing
Кроме того, по сравнению с прототипом, где уплотнительный элемент находится в подвешенном состоянии на центраторе и поэтому, растягиваясь при проходе муфты вниз, еще более плотно обжимает ее, что интенсифицирует износ уплотнительного элемента, в заявляемом герметизаторе уплотнительный элемент 10, будучи опертым на дополнительно введенный в конструкцию нижний центратор 7, будет испытывать деформацию сжатия с увеличением наружного диаметра, что снижает усилие обжима трубы 5 или муфты 6 и возникающее при этом усилие их трения о стенки проходного отверстия 11. Благодаря этому в заявляемом герметизаторе износ уплотнительного элемента 10 будет менее интенсивным по сравнению с аналогичным в прототипе.In addition, in comparison with the prototype, where the sealing element is suspended on the centralizer and therefore, stretching as the coupling passes downward, it compresses it even more tightly, which intensifies the wear of the sealing element, in the inventive sealant, the sealing
Поскольку в заявляемом герметизаторе расстояние между нижним торцом кольцевого цилиндрического выступа 15 и верхним торцом нижнего центратора 7 меньше длины муфты 6, последняя при проходе через герметизатор (фиг.2) не сможет сместиться в радиальном направлении на величину зазора L3 между трубой 5 и проходными отверстиями 8 и 13 центраторов 7 и 12. Тем самым исключается возможность упора торца муфты 6 в верхний торец нижнего центратора 7 при спуске труб 5 или в нижний торец кольцевого цилиндрического выступа 15 при их подъеме, что предотвращает аварийность, повышает безопасность производимых работ и надежность работы заявляемого герметизатора.Since in the inventive sealant the distance between the lower end of the annular
При потаскивании труб 5 под давлением через уплотнительный элемент 10 его внутренняя поверхность подвергается износу, и он становится непригодным к эксплуатации. Для снижения эксплуатационных расходов уплотнительный элемент 10 в заявляемом герметизаторе может быть выполнен составным из двух частей 20 и 21. В процессе эксплуатации подвергаются износу обе части, и диаметры проходных отверстий 24 и 25 становятся больше наружного диаметра труб 5. Однако для обеспечения герметизации достаточно заменить только нижнюю часть 21 новой, диаметр проходного отверстия которой меньше наружного диаметра труб 5. Таким образом, более частой замене будет подвергаться только нижняя часть 21, составляющая лишь некоторую часть уплотнительного элемента 10, чем достигается экономия эластичного материала, из которого изготавливается уплотнительный элемент 10.When the
Кроме того, нижняя часть 21 уплотнительного элемента 10 может быть выполнена из более эластичного материала, что гарантирует большую надежность герметичности. Так как нижняя часть 21 выполнена из более эластичного материала по сравнению с материалом, из которого выполнена верхняя часть 20, материал нижней части 21 будет оказывать меньшее сопротивление воздействию давления жидкости, находящейся в полости 9 и, следовательно, стенки проходного отверстия 25 нижней части 21 будут более плотно облегать наружную поверхность трубы 5, повышая запас герметичности в их контакте.In addition, the
Фиксацией обеих частей 20 и 21 от радиального перемещения относительно друг друга, например, конфигурацией взаимодействующих торцов 22 и 23, достигается соосность частей 20 и 21 как при монтаже, так и во время работы при проходе трубы 5 или муфты 6, чем обеспечивается работоспособность заявляемого герметизатора.By fixing both
Таким образом, совокупность отличительных признаков заявляемого герметизатора обеспечивает повышение надежности его работы и снижение эксплуатационных расходов.Thus, the set of distinctive features of the inventive sealant provides increased reliability of its operation and reduced operating costs.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009119162/03A RU2393329C1 (en) | 2009-05-20 | 2009-05-20 | Well head stripper |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009119162/03A RU2393329C1 (en) | 2009-05-20 | 2009-05-20 | Well head stripper |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2393329C1 true RU2393329C1 (en) | 2010-06-27 |
Family
ID=42683675
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009119162/03A RU2393329C1 (en) | 2009-05-20 | 2009-05-20 | Well head stripper |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2393329C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110000133A (en) * | 2019-04-10 | 2019-07-12 | 大庆市宏博晟达石油机械设备有限公司 | Multi-functional wax removal descaling rinsing assembly |
| CN110656908A (en) * | 2019-10-08 | 2020-01-07 | 中国石油集团渤海石油装备制造有限公司 | All-metal sealed double-pipe steam injection wellhead device for inclined shaft |
-
2009
- 2009-05-20 RU RU2009119162/03A patent/RU2393329C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| РАДКОВСКИЙ В.Р. и др. Справочник: Оборудование и инструмент для предупреждения и ликвидации фонтанов. - М.: Недра, 1996, с.214-215. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110000133A (en) * | 2019-04-10 | 2019-07-12 | 大庆市宏博晟达石油机械设备有限公司 | Multi-functional wax removal descaling rinsing assembly |
| CN110000133B (en) * | 2019-04-10 | 2023-11-14 | 大庆市宏博晟达石油机械设备有限公司 | Multifunctional paraffin removal descaling cleaning assembly |
| CN110656908A (en) * | 2019-10-08 | 2020-01-07 | 中国石油集团渤海石油装备制造有限公司 | All-metal sealed double-pipe steam injection wellhead device for inclined shaft |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102235158B (en) | Underground annular blowout preventer and assembly process thereof | |
| CN201265391Y (en) | High-pressure difference large-aperture gas-tight back-flushing valve for oil-gas field | |
| CN102817575A (en) | Downhole blow-out preventer with automatic controlling and anchoring function | |
| US20150259997A1 (en) | Torque Anchor to Prevent Rotation of Well Production Tubing, System for Pumping and Rotation Prevention, and Pumping Installation Equipped with Such a Torque Anchor | |
| RU2393329C1 (en) | Well head stripper | |
| WO2012018515A1 (en) | Method and apparatus for controlling the flow of fluids from a well below the surface of the water | |
| CN104847301A (en) | Open hole packer | |
| CN204703840U (en) | Slotted pipe completion is with exempting to bore plug stage cementing device | |
| RU2668100C1 (en) | Device for well bottom flushing | |
| CN110454104A (en) | A kind of hydraulic releasing running tool | |
| CN113944443B (en) | Plug device | |
| CN204139998U (en) | A kind of blowout-prevention anti-falling integral type helicoid hydraulic motor | |
| RU2343272C2 (en) | Cementing valve of casing string | |
| RU52080U1 (en) | MODERNIZED PACKER WITH STOPPING | |
| CN204327035U (en) | A kind of pressure break high pressure resistant packer | |
| CN204040963U (en) | A kind of extension hanger | |
| CN203559863U (en) | Hydraulic oil pipe bridge plug | |
| CN101748985B (en) | Well blowout preventer mounted on drilling column and automatically controlling in well | |
| US9784069B1 (en) | Hydraulic drain for oilfield service | |
| CN101881142B (en) | Self-sealing setting ball seat | |
| CN104895523A (en) | Drilling-plug-free stage cementing device for full hole completion | |
| RU2741885C1 (en) | Well formation treatment device | |
| CN210623062U (en) | Oil inlet device of choking oil pump | |
| RU223196U1 (en) | Cup packer | |
| CN103382831B (en) | Double-hydraulic-cylpacking-off packing-off device |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190521 |