Скважинный разъединитель


 


Владельцы патента RU 2439281:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано, когда возникает необходимость разъединения одной части оборудования от другой в скважине. Устройство включает верхнюю и нижнюю части, герметично вставленные в друг друга и зафиксированные узлом передачи крутящего момента в виде шлицевого соединения и узлом передачи осевой нагрузки, имеющим внутреннюю конусную поверхность, соединенным с верхней частью и размещенным в транспортном положении в кольцевой проточке нижней части, седло с местом посадки шарика и наружной конусной поверхностью под конусную поверхность узла передачи осевой нагрузки. Седло зафиксировано в транспортном положении и выполнено с возможностью ограниченного перемещения вниз. В верхней части выполнены радиальные отверстия под узел передачи осевой нагрузки, который выполнен в виде отдельных плашек, внутренняя конусная поверхность которых выполнена с возможностью ограниченного верхним упором седла перемещения по наружной конусной поверхности седла, вставленного в верхнюю часть. Внутри верхней части ниже радиальных отверстий выполнено кольцевое расширение. Седло выше места посадки шарика оснащено радиальными каналами, выполненными с возможностью сообщения с кольцевым расширением верхней части после перемещения седла вниз, а внутри - кольцевым выступом под пружину сжатия, поджимающую шарик к месту посадки в седле. Упрощается конструкция, повышается надежность. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при проведении внутрискважинных работ в случаях, когда возникает необходимость разъединения одной части оборудования от другой.

Известны штифтовые или кулачковые скважинные разъединители, конструкция которых позволяет производить вращение колонны труб (А.И.Булатов, А.Г.Аветисов. Справочник инженера по бурению. Том 1, М.: Недра, 1985. С.335, рис.2.75). Для разъединения штифтовых разъединителей требуется натяжение колонны труб с определенным усилием, а для разъединения кулачковых - разгрузка и поворот колонны труб.

Недостатками данных конструкций скважинных разъединителей являются:

- в первом случае необходимость точного расчета диаметра и количества штифтов в соответствии с возможностями подъемной установки;

- во втором - сложность изготовления кулачкового узла.

Известен скважинный разъединитель (патент RU №2278945, МПК 8 E21В 17/06 опубл. в бюл. №18 от 27.06.2006 г.), включающий верхнюю и нижнюю разъединяемые части, соединенные замком, отмыкаемым подвижной втулкой, которая имеет возможность перемещения под действием избыточного давления, причем верхняя часть разъединителя выполнена в виде переводника, с которым связан замок, выполненный в виде цанги, зафиксированной подвижной втулкой, имеющей возможность перемещения под действием избыточного давления, создаваемого в затрубном пространстве, и соединенной с поршнем, помещенным в кольцевую цилиндрическую полость, гидравлически связанную с внутренней полостью колонны труб, причем цанга имеет многогранный паз и соединена с переводником, имеющим сверху присоединительную резьбу, нижняя часть разъединителя выполнена в виде штока, верхний конец которого имеет многогранную форму и помещен в многогранный паз цанги, а его нижний конец имеет присоединительную резьбу.

Недостатками данного устройства являются:

- Во-первых, для срабатывания (разъединения) устройства в скважине необходимо создать перепад давления в межколонном и колонном пространствах, при этом величина перепада давления должна быть достаточной для перемещения поршня вверх. Для выполнения данного условия необходимо строгое соблюдение конструктивных размеров устройства, привязанных непосредственно к типоразмеру эксплуатационной колонны скважины, в которую спускается данный скважинный разъединитель.

- Во-вторых, низкая надежность в работе, так как отверстие в переводнике может засориться шламом, грязью, парафином и прочим, особенно это касается скважин, имеющих большой срок службы, что в итоге приводит к отказу устройства в работе.

- Во третьих, отсутствие центратора в конструкции скважинного разъединителя может привести к его заклиниванию в скважине при срабатывании, особенно в наклонных и горизонтальных скважинах.

Наиболее близким по технической сущности является разъединительный переходник (патент RU №2271431, МПК 8 Е21В 17/06, опубл. в бюл. №7 от 10.03.2006 г.), включающий составной корпус, состоящий из верхней и нижней частей, между которыми расположен уплотнительный узел, размещенный над узлом передачи крутящего момента, соединяющим между собой части корпуса и выполненным в виде шлицевого соединения, и седло под бросовый клапан, причем устройство снабжено узлом передачи осевой нагрузки в виде цанги с выступами на наружной поверхности пружинных лепестков, при этом неразрезной конец цанги соединен с верхней частью корпуса, а выступы цанги размещены в кольцевой расточке, выполненной на внутренней поверхности нижней части корпуса, и зафиксированы в рабочем положении седлом под бросовый клапан, зафиксированным, в свою очередь, пружиной сжатия, установленной на стопорном кольце, жестко соединенном с нижней частью корпуса, причем разрезная часть цанги выполнена с внутренней конической поверхностью, а седло под бросовый клапан - с ответной наружной поверхностью.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, сложность конструкции устройства, связанная с большим количеством узлов и деталей (шлицами, цангой);

- во-вторых, низкая надежность устройства, так как возможно несанкционированное срабатывание устройства из-за сжатия пружины в процессе проведения резких спуско-подъемных операций. Кроме того, возможна негерметичная посадка бросового клапана на седле, которое может засориться шламом, грязью, парафином и прочим, особенно это касается скважин, имеющих большой срок службы, что в итоге приводит к отказу устройства в работе;

- в-третьих, процесс срабатывания (отсоединения верхней от нижней частей) скважинного разъединителя не контролируется с устья скважины, т.е. процесс срабатывания скважинного разъединителя неинформативен;

- в-четвертых, отсутствие центратора в конструкции скважинного разъединителя может привести к потере соосности расположения скважины и нижней части устройства, оставляемой в скважине, и непрохождению внутрискважинного инструмента и оборудования при проведении последующих спуско-подъемных операций в нижнюю часть устройства, оставшуюся в скважине.

Задачей изобретения является упрощение конструкции устройства, а также повышение надежности за счет гарантированного срабатывания устройства с возможностями контроля срабатывания скважинного разъединителя с устья скважины и возможность безаварийного прохождения внутрискважинного инструмента и оборудования сквозь нижнюю часть устройства, оставшуюся в скважине, при проведении последующих спуско-подъемных операций.

Поставленная задача решается скважинным разъединителем, включающим верхнюю и нижнюю части, герметично вставленные в друг друга и зафиксированные узлом передачи крутящего момента в виде шлицевого соединения и узлом передачи осевой нагрузки, имеющим внутреннюю конусную поверхность, соединенным с верхней частью и размещенным в транспортном положении в кольцевой проточке нижней части, седло с местом посадки шара и наружной конусной поверхностью под конусную поверхность узла передачи осевой нагрузки, причем седло зафиксировано в транспортном положении и выполнено с возможностью ограниченного перемещения вниз.

Новым является то, что в верхней части выполнены радиальные отверстия под узел передачи осевой нагрузки, который выполнен в виде отдельных плашек, внутренняя конусная поверхность которых выполнена с возможностью ограниченного верхним упором седла перемещения по наружной конусной поверхности седла, вставленного в верхнюю часть и зафиксированного относительно нее в транспортном положении срезным элементом, при этом внутри верхней части ниже радиальных отверстий выполнено кольцевое расширение, причем седло выше места посадки шарика оснащено радиальными каналами, выполненными с возможностью сообщения с кольцевым расширением верхней части после перемещения седла вниз, а внутри - кольцевым выступом под пружину сжатия, поджимающую шарик к месту посадки в седле.

Также новым является то, что на наружной поверхности седла выше радиальных каналов выполнена кольцевая проточка под пружинное кольцо, которое выполнено с возможностью расширения в кольцевом расширении при перемещении седла вниз относительно верхней части и фиксации седла от перемещения вверх в этом положении.

Также новым является то, что нижняя часть снизу оснащена центратором.

На чертеже в продольном разрезе изображен предлагаемый скважинный разъединитель.

Скважинный разъединитель состоит из верхней 1 и нижней 2 частей, герметично вставленных в друг друга и зафиксированных узлом передачи крутящего момента в виде шлицевого соединения 3 и узлом передачи осевой нагрузки 4, имеющим внутреннюю конусную поверхность 5, соединенным с верхней частью 1 и размещенным в транспортном положении в кольцевой проточке 6 нижней части 2.

Также устройство содержит седло 7 с местом посадки 8 шарика 9 и наружной конусной поверхностью 10 под конусную поверхность 5 узла передачи осевой нагрузки 4.

Седло 7 вставлено в верхнюю часть 1 устройства и зафиксировано в ней в транспортном положении срезным винтом 11, и выполнено с возможностью ограниченного перемещения вниз.

В верхней части 1 выполнены радиальные отверстия 12 под узел передачи осевой нагрузки 4, который выполнен в виде отдельных плашек, внутренняя конусная поверхность 5 которых выполнена с возможностью ограниченного верхним упором 13 седла 7 перемещения по наружной конусной поверхности 10 седла 7.

Внутри верхней 1 части ниже радиальных отверстий 12 выполнено кольцевое расширение 14.

Седло 7 выше места посадки шарика 9 оснащено радиальными каналами 15, выполненными с возможностью сообщения с кольцевым расширением 14 верхней части 1 после перемещения седла 7 вниз, а внутри - кольцевым выступом 16 под пружину сжатия 17, поджимающую шарик 9 к месту посадки в седле 7.

На наружной поверхности седла 7 выше радиальных каналов 15 выполнена кольцевая проточка 18 под пружинное кольцо 19, например выполненное разрезным, которое выполнено с возможностью расширения в кольцевом расширении 14 при перемещении седла 7 вниз относительно верхней части 1 и фиксации седла 7 от перемещения вверх в этом положении. Несанкционированные перетоки жидкости в процессе работы устройства предотвращаются уплотнительными элементами.

Устройство работает следующим образом.

Скважинный разъединитель включают в компоновку внутрискважинного оборудования, когда в процессе выполнения технологических операций в скважине необходимо произвести разъединение одной части оборудования от другой, при этом конструкция скважинного разъединителя обеспечивает осевые и вращательные нагрузки.

К нижней части 2 скважинного разъединителя присоединяют любое известное устройство для установки в скважине. Например, компоновку хвостовика (на чертеже не показано).

На колонне труб 20 (например, на колонне насосно-компрессорных труб), нижний конец которой вворачивают в верхнюю часть 1 скважинного разъединителя, который вместе с хвостовиком спускают в заданный интервал скважины (на чертеже не показано).

Предварительно верхнюю часть 1 скважинного разъединителя с помощью левой резьбы 21 соединяют с его нижней частью. При спуске компоновки хвостовика, имеющего большую протяженность (300-500 м), необходимо произвести оснащение нижней части 2 скважинного разъединителя центраторами 22 для соосного расположения хвостовика в скважине и безаварийного прохождения внутрискважинного инструмента, оборудования внутрь хвостовика при проведении последующих спуско-подъемных операций.

Кроме того, центраторы 22 производят центрирование оборудования как в процессе спуска, так и в процессе последующего разъединения независимо от угла наклона скважины, а переточные каналы (на чертеже не показано) центратора 22 обеспечивают беспрепятственный переток жидкости через центратор в процессе работы.

В процессе спуска устройства в скважину жидкость, находящаяся в скважине, воздействует снизу вверх на шарик 9, который поднимается с места посадки 8 и сжимает пружину 17 относительно кольцевого выступа 16, и жидкость из скважины поступает внутрь колонны труб 20, при этом место посадки 8 шарика 9 не забивается грязью и не заиливается благодаря возвратной силе пружины 17, которая стремится установить шарик 9 на место посадки 8.

После спуска устройства в заданный интервал установки производят отсоединение нижней части 2 от верхней части 1 скважинного разъединителя. Для этого доливают колонну труб 20 технологической жидкостью, например сточной водой, и создают в ней с помощью насосного агрегата (например, ЦА-320), размещенного на устье скважины, гидравлическое давление (5-6 МПа), при этом сначала разрушаются срезные элементы 11, например, давление, при котором происходит их разрушение, составляет, например 3-4 МПа, а затем узел передачи осевой нагрузки 4, который выполнен в виде отдельных плашек 4, занимающих транспортное положение и расположенных в радиальных отверстиях 12 верхней части 1 скважинного разъединителя и входящих снаружи в кольцевую проточку 6 нижней части 2, занимает рабочее положение, в котором плашки 4 перемещаются радиально внутрь под действием наружной конусной поверхности 10 седла 7, перемещаемой вниз под действием гидравлического давления внутри седла 7 и колонны труб 20.

В результате плашки 4 выходят из взаимодействия с кольцевой проточкой 6 нижней части 2, а радиальные каналы 15 седла 7 оказываются напротив кольцевого расширения 14 верхней части 1, при этом седло 7 фиксируется за верхний торец кольцевого сужения 14 верхней части 1 за счет расширения разрезного пружинного кольца 19, находящегося в кольцевой проточке 18 седла 7.

Для контроля отсоединения верхней части 1 от нижней части производят поворот колонны 20 вправо на такое количество оборотов, которое достаточно для отворота верхней части 1 от нижней часть 2, т.е. левой резьбы 21, например, на 10-15 оборотов. Это происходит благодаря шлицевому соединению 3, передающему вращение через колонну труб 20 от верхней части 1 к нижней части 2.

Приподнимают колонну труб 20 вверх примерно на 1 м, чтобы убедиться в разъединении колонны труб 20 вместе с верхней частью 1 от нижней части 2, соединенной с хвостовиком, что контролируется по резкому снижению веса на индикаторе веса (потеря веса хвостовика), поскольку хвостовик нижним торцом уперт на забой (на чертеже не показано).

При необходимости в зависимости от дальнейших технологических операций с помощью технологической жидкости производят вызов циркуляции прямой или обратной промывкой по колонне труб 20, верхнюю часть 1, радиальные каналы 15 седла 7, нижнюю часть 2, хвостовик и через межколонное пространство скважины на устье.

По окончании проведения технологических операций колонну труб 20 с верхней частью 1 извлекают из скважины. В скважине остается нижняя часть 2, оснащенная центратором 21 и соединенная с хвостовиком.

Скважинный разъединитель имеет простую конструкцию и высокую надежность в работе за счет гарантированного отсоединения нижней части от верхней с возможностью передачи осевой нагрузки и вращательного момента, а также контроля срабатывания скважинного разъединителя с устья скважины и с возможностью безаварийного прохождения внутрискважинного инструмента и оборудования сквозь нижнюю часть устройства, оставшуюся в скважине, при проведении последующих спуско-подъемных операций за счет установки центратора в нижней части.

1. Скважинный разъединитель, включающий верхнюю и нижнюю части, герметично вставленные в друг друга и зафиксированные узлом передачи крутящего момента в виде шлицевого соединения и узлом передачи осевой нагрузки, имеющим внутреннюю конусную поверхность, соединенным с верхней частью и размещенным в транспортном положении в кольцевой проточке нижней части, седло с местом посадки шарика и наружной конусной поверхностью под конусную поверхность узла передачи осевой нагрузки, причем седло зафиксировано в транспортном положении и выполнено с возможностью ограниченного перемещения вниз, отличающийся тем, что в верхней части выполнены радиальные отверстия под узел передачи осевой нагрузки, который выполнен в виде отдельных плашек, внутренняя конусная поверхность которых выполнена с возможностью ограниченного верхним упором седла перемещения по наружной конусной поверхности седла, вставленного в верхнюю часть и зафиксированного относительно нее в транспортном положении срезным элементом, при этом внутри верхней части ниже радиальных отверстий выполнено кольцевое расширение, причем седло выше места посадки шарика оснащено радиальными каналами, выполненными с возможностью сообщения с кольцевым расширением верхней части после перемещения седла вниз, а внутри - кольцевым выступом под пружину сжатия, поджимающую шарик к месту посадки в седле.

2. Скважинный разъединитель по п.1, отличающийся тем, что на наружной поверхности седла выше радиальных каналов выполнена кольцевая проточка под пружинное кольцо, которое выполнено с возможностью расширения в кольцевом расширении при перемещении седла вниз относительно верхней части и фиксации седла от перемещения вверх в этом положении.

3. Скважинный разъединитель по п.1, отличающийся тем, что нижняя часть снизу оснащена центратором.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к противоаварийному инструменту, используемому в области бурения и эксплуатации скважин различного назначения.

Изобретение относится к области бурения и эксплуатации скважин и может быть применено для отсоединения свободной части колонны труб от прихваченной в скважине. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройству, предназначенному для цементирования хвостовика в скважине. .

Изобретение относится к противоаварийному инструменту, а именно к разъединительным устройствам, предназначенным для отсоединения свободной части колонны труб от прихваченной в скважине.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам для цементирования хвостовика в скважине, и может быть использовано при строительстве и ремонте скважин, в том числе и наклонно направленных.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при проведении внутрискважинных работ в случаях, когда возникает необходимость разъединения одной части оборудования от другой.

Изобретение относится к области строительства и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, а именно к устройствам, предназначенным для крепления скважин хвостовиками обсадных колонн.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, конкретно к строительству и ремонту скважин. .

Изобретение относится к области бурения и эксплуатации скважин, в частности к устройствам, предназначенным для отсоединения свободной части колонны труб от прихваченной в скважине.

Изобретение относится к области бурения и эксплуатации скважин, а именно к устройствам, предназначенным для отсоединения свободной части колонны труб от прихваченной в скважине.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при проведении внутрискважинных работ при необходимости разъединения одной части оборудования от другой

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для цементирования хвостовика в скважине

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройству, предназначенному для строительства и ремонта скважин, в том числе и наклонно направленных

Изобретение относится к области добычи нефти, а именно к устройствам для гашения колебаний глубинного электроцентробежного насоса

Изобретение относится к технике добычи углеводородов и может быть применено для разъединения и последующего соединения колонны труб со скважинным оборудованием

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и предназначено для установки различного оборудования в скважине

Изобретение относится к оборудованию для бурения и капитального ремонта скважин. Переводник для безопасного извлечения колонны бурильных труб содержит нижний и верхний корпусы, соединенные между собой посредством конической резьбы. Причем в верхнем корпусе установлен полый вал, верхний конец которого выполнен с правой конической резьбой. Нижний конец расположен в нижнем корпусе. Вал выполнен с участками, входящими в зацепление с нижним и верхним корпусами для передачи крутящего момента по колонне труб в правую сторону нижнему корпусу и исключения воздействия крутящего момента на резьбу. Посредством резьбы соединены нижний и верхний корпусы, при этом вал подпружинен в осевом направлении посредством винтовой цилиндрической пружины сжатия. На валу выполнена, по меньшей мере, одна кольцевая канавка для размещения в ней резинового уплотнительного кольца для герметизации пространства между валом и внутренней стенкой нижнего корпуса. Нижний и верхний корпусы соединены между собой посредством левой конической резьбы. Верхний конец вала соединен с колонной бурильных труб, нижний конец вала выполнен с шестигранным в поперечном сечении участком. Этот участок входит в зацепление с шестигранным участком внутренней поверхности нижнего корпуса. Над шестигранным концом вала расположены цилиндрический средний участок вала, диаметр которого равен диаметру описанной окружности ниже расположенного шестигранного поперечного сечения. Верхний участок вала, выполнен с шестигранным поперечным сечением, входящим в зацепление с шестигранным отверстием в торцевой стенке верхнего корпуса и конической правой резьбой на верхнем конце. Вал соединен с колонной стальных бурильных труб с помощью конической правой резьбы. Одна кольцевая канавка для размещения в ней резинового уплотнительного кольца выполнена на цилиндрическом среднем участке вала. Выше выполнена кольцевая канавка для взаимодействия с латунными срезными винтами. Винты расположены диаметрально противоположно в нижнем корпусе и входят в указанную кольцевую канавку. Винты удерживают вал от осевого перемещения относительно нижнего корпуса. Винтовая цилиндрическая пружина сжатия охватывает верхний участок вала. Пружина расположена в верхнем корпусе с упором верхним концом во внутреннюю торцевую поверхность торцевой стенки верхнего корпуса и нижним концом в уступ, образованный на валу цилиндрическим средним участком вала. Технический результат заключается в упрощении конструкции переводника и повышении надежности его работы. 3 ил. на 2 л.

Изобретение относится к строительству и эксплуатации скважин различного назначения и, в частности, к креплению нефтяных и/или газовых скважин хвостовиками обсадных колонн. Устройство включает корпус с воронкой в верхней его части, кольцевой карман под воронкой на внутренней его поверхности и соединение в нижней части для хвостовика обсадной колонны. Патрубок, помещенный нижней частью внутри корпуса и образующий с последним кольцевую полость, и выполненный в верхней части с возможностью соединения с транспортировочной колонной. Втулку с конической поверхностью в ее нижней части, помещенную в кольцевой полости и зафиксированную срезными элементами на патрубке. Упорную муфту, помещенную в кольцевой полости под втулкой и выполненную с возможностью передачи давления на втулку. Грузонесущие упоры, по меньшей мере три, каждый из которых выполнен с внутренней боковой поверхностью, ответной конической поверхности втулки. Каждый грузонесущий упор помещен в кольцевом кармане и взаимодействует нижней торцевой поверхностью с верхним торцом упорной муфты, а ее конической поверхностью - с конической поверхностью втулки. При этом взаимодействующие конические поверхности грузонесущих упоров и втулки образуют шлицевое соединение, обеспечивающее возможность вывода грузонесущих упоров из кольцевого кармана. Техническим результатом изобретения является упрощение устройства и повышение надежности его работы. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтепогружному оборудованию и может быть использовано для подъема скважинной жидкости и замера параметров скважины без извлечения насосной установки. Техническим результатом является упрощение технологии сборки системы байпасирования насосной установки на скважине, повышение термической стабильности погружного электродвигателя и надежности работы насосной установки в целом. Система байпасирования насосной установки содержит Y-блок с пробкой, к одному выходу которого посредством разрывной муфты, соединителя и патрубков подвешена колонна байпасных труб. Ко второму выходу через разрывную муфту и уравновешивающий клапан присоединена насосная установка, содержащая погружной насос и погружной электродвигатель, снабженный опорным патрубком. При этом колонна байпасных труб и насосная установка скреплены между собой протектолайзерами и седлом. Соединитель выполнен разъемным и состоит из двух симметричных деталей с продольным полуцилиндрическим и призматическим углублениями. Детали соединителя соединены шарниром по свободным краям со стороны призматического углубления и винтами между углублениями с возможностью дополнительного скрепления колонны байпасных труб с насосной установкой за счет охвата насосной установки стенками призматических углублений. Байпасная труба на уровне погружного электродвигателя выполнена перфорированной. 2 ил.

Изобретение относится к устройствам для цементирования скважин и бурения на обсадных трубах. Техническим результатом является обеспечение возможности передачи крутящего момента на долото вправо. Разъединитель содержит корпус 1 подвески, несущую трубу 2, гайку 5, соединительную втулку 11 и упорную втулку 7. Корпус 1 имеет ступенчатую внутреннюю и наружную поверхности. Гайка 5 имеет левую резьбу по наружной поверхности для взаимодействия с корпусом 1 подвески и шлицы на внутренней поверхности для взаимодействия с несущей трубой 2. Соединительная втулка 11 установлена изнутри на конце несущей трубы 2 и снабжена подвесной пробкой 13 и срезаемой проходной пробкой 14. Упорная втулка 7 для фиксации опорного подшипника 8 установлена снаружи на конце несущей трубы 2, конец которой выполнен ступенчатым. Наружный диаметр средней ступени выполнен равным внутреннему диаметру гайки 5. Наружный диаметр нижней ступени выполнен равным внутреннему диаметру корпуса 1 подвески и наружному диаметру опорного подшипника 8. Нижняя ступень несущей трубы 2 установлена с возможностью разгрузки торцевой поверхностью на опорный подшипник 8 и соединена с корпусом 1 подвески с возможностью поворота относительно друг друга и разъединения. Разъединитель дополнительно содержит втулку 4 для соединения несущей трубы с корпусом 1 подвески и предотвращения отворота гайки 5 при бурении, причем втулка 4 подпружинена и выполнена с элементами 9 для взаимодействия с корпусом 1 подвески по торцовой поверхности для обеспечения возможности взаимодействия при вращении. Наружный диаметр втулки 4 меньше наружного диаметра корпуса 1 подвески для обеспечения возможности вращения при разъединении. Элементы 9 для взаимодействия выполнены типа шип-паз. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 7 ил.
Наверх