RU2778197C1 - Flexible tubing - Google Patents
Flexible tubing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2778197C1 RU2778197C1 RU2021111576A RU2021111576A RU2778197C1 RU 2778197 C1 RU2778197 C1 RU 2778197C1 RU 2021111576 A RU2021111576 A RU 2021111576A RU 2021111576 A RU2021111576 A RU 2021111576A RU 2778197 C1 RU2778197 C1 RU 2778197C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- layer
- thermosetting polymer
- reinforcing elements
- flexible tubing
- longitudinal
- Prior art date
Links
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 claims abstract description 29
- 239000004634 thermosetting polymer Substances 0.000 claims abstract description 28
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 21
- 230000003014 reinforcing Effects 0.000 claims abstract description 21
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims description 8
- 239000003365 glass fiber Substances 0.000 claims description 7
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 claims description 4
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 claims description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 6
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 description 4
- 239000004416 thermosoftening plastic Substances 0.000 description 4
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 4
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 230000000737 periodic Effects 0.000 description 2
- -1 polyethylene Polymers 0.000 description 2
- 231100000817 safety factor Toxicity 0.000 description 2
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- 239000004698 Polyethylene (PE) Substances 0.000 description 1
- 238000005296 abrasive Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 125000003700 epoxy group Chemical group 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000007665 sagging Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и предназначено для использования в колтюбинге при технологической обработке нефтяных и газовых скважин.The invention relates to the oil and gas industry and is intended for use in coiled tubing in the technological processing of oil and gas wells.
Известны гибкие насосно-компрессорные трубы из стали для проведения колтюбинговых операций на скважинах.Known flexible tubing made of steel for coiled tubing operations in wells.
Недостатками этих труб является, большая масса из-за высокой плотности сталей, а также низкий срок эксплуатации из-за значительной пластической деформации материала трубы и возникновения усталостных микротрещин при периодическом сматывании с барабана и обратной намотки на него. Это обуславливает необходимость периодической замены труб после отработки определенного норматива. Следующим недостатком является низкая коррозионная стойкость стальной трубы, поэтому после кислотной обработки скважины необходимо применять щелочную обработку и сушку очищенным и осушенным азотом. К недостаткам также относится высокая шероховатость внутренней стенки стальной трубы, наплывы на ней от продольного и поперечного сварных швов, что приводит к высоким гидравлическим потерям, для компенсации которых приходится повышать гидравлическое давление на входе трубы. (Вайншток С.М., Молчанов А.Г., Некрасов В.И., Чернобровкин В.И. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб. - М.: Издательство Академии горных наук, 1999, 224 с.).The disadvantages of these pipes are a large mass due to the high density of steels, as well as a low service life due to significant plastic deformation of the pipe material and the occurrence of fatigue microcracks during periodic winding from the drum and reverse winding on it. This necessitates periodic replacement of pipes after working out a certain standard. The next disadvantage is the low corrosion resistance of the steel pipe, so after acidizing the well, it is necessary to apply alkaline treatment and drying with purified and dried nitrogen. The disadvantages also include the high roughness of the inner wall of the steel pipe, the sagging on it from the longitudinal and transverse welds, which leads to high hydraulic losses, to compensate for which it is necessary to increase the hydraulic pressure at the pipe inlet. (Vainshtok S.M., Molchanov A.G., Nekrasov V.I., Chernobrovkin V.I. Underground repair and drilling of wells using flexible pipes. - M.: Publishing House of the Academy of Mining Sciences, 1999, 224 p.).
Известна конструкции гибкой грузонесущей полимерной трубы, стенки которой выполнены из сплошного слоя полимерного термопластичного материала, выполняющего в конструкции функцию связующего компонента, внутри которого размещены продольные армирующие элементы в виде металлической ленты, уложенные под углом 70-85 градусов к оси трубы, и поперечные армирующие элементы в виде двух противоположных повивов металлических проволок, имеющих форму спирали и угол повива к оси трубы 15-30 градусов (Патент РФ № 2315223). Known for the construction of a flexible load-bearing polymer pipe, the walls of which are made of a continuous layer of polymeric thermoplastic material, which performs the function of a connecting component in the structure, inside which longitudinal reinforcing elements are placed in the form of a metal tape, laid at an angle of 70-85 degrees to the axis of the pipe, and transverse reinforcing elements in the form of two opposite layers of metal wires having the shape of a spiral and the angle of the layer to the axis of the pipe is 15-30 degrees (RF Patent No. 2315223).
К недостаткам такой полимерной трубы относится то, что по прочностным характеристикам она существенно уступает стальным трубам, и температурный порог их использования ограничен, потому что механическая прочность значительно снижается при повышении температуры. При этом известно, что при выполнении внутрискважинных работ, особенно на больших глубинах, температуры повышаются до 120-150°С. Высокие температуры являются неприемлемыми для термопластов и существенно ограничивают область их применения.The disadvantages of such a polymer pipe include the fact that in terms of strength characteristics it is significantly inferior to steel pipes, and the temperature threshold for their use is limited, because the mechanical strength decreases significantly with increasing temperature. It is known that when performing downhole operations, especially at great depths, temperatures rise to 120-150°C. High temperatures are unacceptable for thermoplastics and significantly limit their scope.
В качестве прототипа предлагаемого технического решения принимается внутрискважинная гибкая насосно-компрессорная труба Fiberspar. Конструкция этой трубы состоит из внутреннего термопластичного слоя, выполненного на основе полиэтилена, связующего слоя между внутренним слоем и конструкционным слоем из армированной высокопрочным стекловолокном полимерной матрицы и внешнего водостойкого термопластичного слоя (www.fiberspar.com, https://fg-rus.ru/products/nasosno-kompressornaya-truba).The downhole flexible tubing Fiberspar is taken as a prototype of the proposed technical solution. The design of this pipe consists of an inner thermoplastic layer made on the basis of polyethylene, a bonding layer between the inner layer and a structural layer made of a polymer matrix reinforced with high-strength glass fiber, and an outer waterproof thermoplastic layer (www.fiberspar.com, https://fg-rus.ru/ products/nasosno-kompressornaya-truba).
Недостатком внутрискважинной гибкой насосно-компрессорной трубы Fiberspar является низкий верхний предел температурного диапазона применения труб, равный 82°С, а также низкий предел рабочего внутреннего избыточного давления, равный 24,1 МПа. Это существенно ограничивает область применения этих труб для колтюбинга при выполнении внутрискважинных работ при температуре выше 100°С и давлении до 90 МПа,The disadvantage of Fiberspar downhole coiled tubing is the low upper limit of the temperature range for the use of pipes, equal to 82°C, as well as the low limit of working internal overpressure, equal to 24.1 MPa. This significantly limits the scope of these pipes for coiled tubing when performing downhole operations at temperatures above 100°C and pressures up to 90 MPa,
Техническим результатом предлагаемого изобретения является создание конструкции гибкой насосно-компрессорной трубы для колтюбинга при выполнении внутрискважинных работ в верхнем диапазоне рабочих температур 120 - 150°С и давлении до 90 МПа.The technical result of the invention is the creation of a flexible tubing for coiled tubing when performing downhole operations in the upper operating temperature range of 120 - 150°C and pressure up to 90 MPa.
Достигается это тем, что в гибкой насосно-компрессорной трубе, содержащей внутренний термореактивный полимерный слой, конструкционный слой из армированной высокопрочным высокомодульным волокном полимерной матрицы и внешний термореактивный полимерный слой, внутренний полимерный слой выполнен из переплетенных продольных и кольцевых армирующих элементов в виде ровинга высокопрочных и высокомодульных стекловолокон, пропитанных термореактивным полимерным связующим. Линейная плотность продольных армирующих элементов превышает линейную плотность кольцевых армирующих элементов. В качестве термореактивного полимерного связующего используют эпоксидный компаунд, Конструкционный слой расположен между внутренним и внешним полимерными слоями и имеет промежуточную многослойную структуру, сформированную плотной спирально-перекрестной укладкой четного количества промежуточных слоев армирующих элементов - пропитанного термореактивным полимерным связующем ровинга стеклянных и/или углеродных волокон, причем каждый последующий промежуточный слой уложен в противоположном направлении с повышением механического натяжения волокон относительно предыдущего промежуточного слоя и укладкой первоначального слоя на термореактивный полимерный слой, размещенный вдоль оси трубы. Внешний термореактивный полимерный слой калиброван по наружному диаметру и выполнен из термореактивного полимерного связующего, армированного дисперсным наполнителем, например, диоксидом кремния или мелко рубленными стеклянными волокнами.This is achieved by the fact that in a flexible tubing containing an internal thermosetting polymer layer, a structural layer of a polymer matrix reinforced with high-strength high-modulus fiber, and an external thermosetting polymer layer, the internal polymer layer is made of intertwined longitudinal and annular reinforcing elements in the form of high-strength and high-modulus roving. glass fibers impregnated with a thermosetting polymer binder. The linear density of the longitudinal reinforcing elements exceeds the linear density of the annular reinforcing elements. An epoxy compound is used as a thermosetting polymer binder. The structural layer is located between the inner and outer polymer layers and has an intermediate multilayer structure formed by a dense spiral-cross laying of an even number of intermediate layers of reinforcing elements - a roving of glass and/or carbon fibers impregnated with a thermosetting polymer binder, moreover each subsequent intermediate layer is laid in the opposite direction with an increase in the mechanical tension of the fibers relative to the previous intermediate layer and laying the initial layer on a thermosetting polymer layer placed along the pipe axis. The outer thermosetting polymer layer is calibrated according to the outer diameter and is made of a thermosetting polymer binder reinforced with a dispersed filler, for example, silicon dioxide or finely chopped glass fibers.
Сущность изобретения поясняется чертежами.The essence of the invention is illustrated by drawings.
На фиг. 1 представлено поперечное сечение гибкой насосно-компрессорной трубы.In FIG. 1 shows a cross section of a coiled tubing.
На фиг. 2 представлен внутренний слой гибкой насосно-компрессорной трубы.In FIG. 2 shows the inner layer of a coiled tubing.
На фиг. 3 представлен конструкционный слой гибкой насосно-компрессорной трубы.In FIG. 3 shows the structural layer of a flexible tubing.
На фиг. 4 представлен общий вид гибкой насосно-компрессорной трубы.In FIG. 4 shows a general view of the coiled tubing.
Гибкая насосно-компрессорная труба (фиг. 1) содержит внутренний термореактивный полимерный слой 1, конструкционный слой 2 из армированной высокопрочным высокомодульным волокном полимерной матрицы и внешний термореактивный полимерный слой 3. Внутренний полимерный слой 1 состоит (фиг. 2) из переплетенных продольных 4 и кольцевых 5 нитей высокопрочных высокомодульных волокон, уложенных в один слой и пропитанных термореактивным полимерным связующим 6.The flexible tubing (Fig. 1) contains an inner
Конструкционный слой 2 из армированной высокопрочным и высокомодульным волокном полимерной матрицы расположен между внутренним полимерным слоем 1 и внешним полимерным слоем 3. Конструкционный слой 2 содержит (фиг. 3) продольный слой 7 и промежуточные слои 8, 9, 10, 11, сформированные плотной без зазора спирально-перекрестной укладкой армирующих элементов, пропитанных термореактивным полимерным связующим. Поверху промежуточного слоя 11 уложен внешний полимерный слой 12. Армирующие элементы продольного слоя 7 уложены поверх внутреннего полимерного слоя 1 параллельно продольной оси трубы равномерным по толщине слоем. Толщина продольного слоя 7 определяется предельной нагрузкой на растяжение, действующей на гибкую насосно-компрессорную трубу, и материалом применяемого ровинга в качестве армирующих элементов.The
Сверху конструкционного слоя 2 размещен внешний полимерный слой 3 (фиг. 4), внешняя поверхность которого калибрована по наружному диаметру трубы.On top of the
Пример 1.Example 1
Заявляемая гибкая насосно-компрессорная труб наружным диаметром 50,8 мм и толщиной стенки 7,1 мм содержит:The claimed flexible tubing with an outer diameter of 50.8 mm and a wall thickness of 7.1 mm contains:
внутренний термореактивный полимерный слой толщиной 0,4 мм на основе стекловолокон ВМП ТУ 5952-146-05786904-98 и эпоксидного компаунда, линейная плотность продольных армирующих элементов - 1200 Тэкс, кольцевых - 600 Тэкс;inner thermosetting polymer layer 0.4 mm thick based on VMP fiberglass TU 5952-146-05786904-98 and epoxy compound, linear density of longitudinal reinforcing elements - 1200 Tex, ring - 600 Tex;
конструкционный слой толщиной 6,4 мм из продольных, линейной плотностью 1200 Тэкс и 8 кольцевых слоев, линейной плотностью 600 Тэкс, ровинга стекловолокон суммарной толщиной 3,6 мм, пропитанных эпоксидной смолой; при переходе от каждого нижнего промежуточного слоя к верхнему механическое натяжение увеличено на 0,5-1%;a structural layer 6.4 mm thick of longitudinal, linear density 1200 Tex and 8 annular layers, linear density 600 Tex, glass fiber roving with a total thickness of 3.6 mm impregnated with epoxy resin; at the transition from each lower intermediate layer to the upper one, the mechanical tension is increased by 0.5-1%;
внешний термореактивный полимерный слой толщиной 0,3 мм на основе дисперсного наполнителя - диоксида кремния в количестве 20% от общей массы в эпоксидном компаунде;an outer thermosetting polymer layer 0.3 mm thick based on a dispersed filler - silicon dioxide in an amount of 20% of the total mass in an epoxy compound;
Во всех слоях используется эпоксидный компаунд - эпоксидная смола Этал 370Т с отвердителем.All layers use an epoxy compound - Etal 370T epoxy resin with a hardener.
- верхняя рабочая температура - 130°С;- upper working temperature - 130°С;
- максимальное рабочее давление - 90 Мпа;- maximum working pressure - 90 MPa;
- коэффициент запаса прочности - 2.- safety factor - 2.
Пример 2.Example 2
Гибкая насосно-компрессорная труба по Примеру 1 содержит: конструкционный слой толщиной 1,9 мм продольных армирующих элементов - ровинг линейной плотностью 800 Тэкс из углеродного волокна Toray T700SC и 10 кольцевых слоев стекловолокон ВМП ТУ 5952-146-05786904-98 линейной плотностью 600 Тэкс;The flexible tubing according to Example 1 contains: a structural layer with a thickness of 1.9 mm of longitudinal reinforcing elements - roving with a linear density of 800 Tex from Toray T700SC carbon fiber and 10 annular layers of fiberglass VMP TU 5952-146-05786904-98 with a linear density of 600 Tex;
- верхняя рабочая температура - 150°С;- upper operating temperature - 150°С;
- максимальное рабочее давление - 90 Мпа;- maximum working pressure - 90 MPa;
- коэффициент запаса прочности - 2,5- safety factor - 2.5
Внутренний полимерный слой защищает конструкционный слой от повреждения при прокачке жидкостей с абразивом и упрочняет трубу в процессе многократных операций наматывания и сматывания с барабана при колтюбинге, при которых на внутренние продольные волокна действуют знакопеременные механические напряжения, которые могут привести к расслоению конструкционного слоя. Создание промежуточной многослойной структуры, сформированной плотной спирально-перекрестной укладкой армирующих элементов пропитанных термореактивным полимерным связующим, единым для всех слоев, с повышением механического напряжения волокон промежуточных слоев от слоя к слою, создает эффект корсета для всей конструкции трубы, тем самым предотвращая это явление. Конструкционный слой обеспечивает продольную прочность трубы и возможность выдержать внутреннее избыточное давление при эксплуатации.The inner polymer layer protects the structural layer from damage when pumping liquids with abrasive and strengthens the pipe during multiple winding and unwinding operations during coiled tubing, in which alternating mechanical stresses act on the inner longitudinal fibers, which can lead to delamination of the structural layer. The creation of an intermediate multilayer structure formed by a dense spiral-cross laying of reinforcing elements impregnated with a thermosetting polymer binder, common for all layers, with an increase in the mechanical stress of the fibers of the intermediate layers from layer to layer, creates a corset effect for the entire pipe structure, thereby preventing this phenomenon. The structural layer provides the longitudinal strength of the pipe and the ability to withstand internal overpressure during operation.
Внешний полимерный слой обеспечивает защиту конструкционного слоя от механических повреждений в скважине, наличие дисперсного наполнителя способствует повышению трибологических свойств наружной поверхности трубы, снижает нагрузки на механизмы за счет равномерности распределения внешней нагрузки и обеспечивает надежную герметизацию скважины в случае выполнения колтюбинговых работ под избыточным давлением в скважине. Наличие внешнего полимерного слоя и возможность его восстановления нанесением аналогичного состава при текущем плановом ремонте позволят значительно продлить срок эксплуатации гибкой насосно-компрессорной трубы. Использование единого термореактивного полимерного связующего во всех слоях позволяет исключить возникновение температурных напряжений, следовательно, продольных и поперечных деформаций трубы.The outer polymer layer protects the structural layer from mechanical damage in the well, the presence of a dispersed filler improves the tribological properties of the outer surface of the pipe, reduces the load on the mechanisms due to the uniform distribution of the external load and ensures reliable sealing of the well in case of coiled tubing operations under excessive pressure in the well. The presence of an external polymer layer and the possibility of its restoration by applying a similar composition during the current scheduled repairs will significantly extend the life of the flexible tubing. The use of a single thermosetting polymer binder in all layers makes it possible to exclude the occurrence of thermal stresses, and therefore, longitudinal and transverse deformations of the pipe.
Предлагаемые насосно-компрессорные трубы могут быть изготовлены по непрерывной многостадийной технологии, включающей пултрузию, непрерывную намотку кольцевых нитей ровинга и пултрузию для получения калиброванного внешнего слоя. Технологически возможно получение гибкой насосно-компрессорной трубы неограниченной длины.The proposed tubing can be manufactured using a continuous multi-stage technology, including pultrusion, continuous winding of annular roving threads and pultrusion to obtain a calibrated outer layer. It is technologically possible to obtain a flexible tubing of unlimited length.
Преимущества предлагаемой гибкой насосно-компрессорной трубы по сравнению с прототипом заключаются в следующем.The advantages of the proposed flexible tubing in comparison with the prototype are as follows.
Предлагаемые гибкие насосно-компрессорные трубы выполнены на основе ровинга нитей высокопрочных и высокомодульных волокон. Поэтому рабочий интервал верхних температур эксплуатации расширен до 130°С. В случае применения модифицированных эпоксидных смол он может превышать 150°С. Прототип не допускает нагрева выше - 82°С.The proposed flexible tubing is made on the basis of roving of high-strength and high-modulus fibers. Therefore, the operating range of the upper operating temperatures has been extended to 130°C. In the case of modified epoxy resins, it can exceed 150°C. The prototype does not allow heating above - 82°C.
Предлагаемые гибкие насосно-компрессорные трубы имеют более высокий предел по внутреннему избыточному давлению. По сравнению с прототипом такое превышение по внутреннему рабочему предельному избыточному давлению составляет 3,75 раза.The proposed coiled tubing has a higher internal overpressure limit. Compared with the prototype, such an excess in terms of internal working overpressure limit is 3.75 times.
В предлагаемых гибких насосно-компрессорных трубах при равных характеристиках прочности на растяжение и кручение со стальными трубами, а также предельному внутреннему избыточному давлению в них, снижена масса в четыре раза, многократно повышена коррозионная стойкость и значительно расширен срок эксплуатации по характеристикам усталостной прочности, что снижает эксплуатационные затраты и повышает экологическую безопасность.In the proposed flexible tubing, with equal characteristics of tensile and torsion strength with steel pipes, as well as the maximum internal overpressure in them, the weight is reduced by four times, corrosion resistance is greatly increased and the service life is significantly extended in terms of fatigue strength, which reduces operating costs and improves environmental safety.
Claims (5)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2778197C1 true RU2778197C1 (en) | 2022-08-15 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE2418797A1 (en) * | 1974-04-19 | 1975-11-06 | Hans Hillesheim | Reinforced flexible fluid pipe - has perforated metal sheet helically wound to form pipe core |
| EP0291639A1 (en) * | 1987-02-25 | 1988-11-23 | Phillips Petroleum Company | Thermoplastic composite pipe tube with resin rich inner portion and method of manufacturing the same |
| WO1995007428A1 (en) * | 1993-09-06 | 1995-03-16 | Neste Oy | Thermoplastic composite pipe |
| GB2282203A (en) * | 1993-09-22 | 1995-03-29 | Structural Polymer Systems Lim | Reinforced flexible tubing |
| RU2176348C1 (en) * | 2000-11-17 | 2001-11-27 | Осипов Алексей Петрович | Polymer reinforced tube: method and device for manufacture of such tube |
| RU44782U1 (en) * | 2004-06-18 | 2005-03-27 | ООО "Псковгеокабель" | FLEXIBLE LONG PIPE |
| RU2257505C1 (en) * | 2004-06-16 | 2005-07-27 | Осипов Алексей Петрович | Reinforced polymeric pipe and method of its making |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE2418797A1 (en) * | 1974-04-19 | 1975-11-06 | Hans Hillesheim | Reinforced flexible fluid pipe - has perforated metal sheet helically wound to form pipe core |
| EP0291639A1 (en) * | 1987-02-25 | 1988-11-23 | Phillips Petroleum Company | Thermoplastic composite pipe tube with resin rich inner portion and method of manufacturing the same |
| WO1995007428A1 (en) * | 1993-09-06 | 1995-03-16 | Neste Oy | Thermoplastic composite pipe |
| GB2282203A (en) * | 1993-09-22 | 1995-03-29 | Structural Polymer Systems Lim | Reinforced flexible tubing |
| RU2176348C1 (en) * | 2000-11-17 | 2001-11-27 | Осипов Алексей Петрович | Polymer reinforced tube: method and device for manufacture of such tube |
| RU2257505C1 (en) * | 2004-06-16 | 2005-07-27 | Осипов Алексей Петрович | Reinforced polymeric pipe and method of its making |
| RU44782U1 (en) * | 2004-06-18 | 2005-03-27 | ООО "Псковгеокабель" | FLEXIBLE LONG PIPE |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5097870A (en) | Composite tubular member with multiple cells | |
| US5176180A (en) | Composite tubular member with axial fibers adjacent the side walls | |
| ES2685599T3 (en) | A flexible pipe body and manufacturing method | |
| US6401760B2 (en) | Subsea flexible pipe of long length and modular structure | |
| BR112019004048B1 (en) | ARMOR ELEMENT OF A FLEXIBLE LINE AND FLEXIBLE LINE | |
| US5269349A (en) | Flexible pipe comprising an aluminium alloy matrix composite material | |
| US10619767B2 (en) | Tubular pipe with a composite holding strip | |
| CN108527807A (en) | A kind of nonmetal flexible pipe and its manufacturing method | |
| CN109323058A (en) | A kind of glass fiber reinforcement bonding flexible pipe suitable for high external pressure environment | |
| RU2778197C1 (en) | Flexible tubing | |
| US11345111B2 (en) | Composite | |
| US4497866A (en) | Sucker rod | |
| US11156311B2 (en) | Armour for flexible pipe comprising a one-way composite profile section and a reinforcing strip | |
| US20160208961A1 (en) | A flexible pipe | |
| RU205203U1 (en) | Metal pipe with multilayer protective coating | |
| KR100541118B1 (en) | Composite pipe for transfering concrete | |
| CN220668798U (en) | Large-caliber steel skeleton reinforced polyethylene composite pipe | |
| RU2111404C1 (en) | Method of manufacture of unit for connecting metal pipes | |
| CN118188892A (en) | Nonmetal non-bonding fiber reinforced composite flexible pipe and manufacturing method thereof | |
| CN114251059A (en) | Metal-reinforced corrosion-resistant composite coiled tubing embedded with small oil tube |