Изобретение относится к устройствам, предназначенным для герметизации устья добывающих и нагнетательных скважин при последовательном подъеме из скважины двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования.
Известно устройство для установки противовыбросового плашечного превентора на опорном фланце устьевой арматуры, включающий превентор, установленный на опорном фланце устьевой арматуры (патент RU № 2214499, опубл. 20.10.2003).
Недостатками устройства являются:
- во-первых, невозможно перекрыть внутреннее сечение колонны труб в процессе спуско-подъемных операций (СПО) при возникновении нефтегазоводопроявлений (НГВП);
- во-вторых, сложность извлечения длинной колонны труб из-за необходимости изготовления специальных приспособлений для соединения или захвата длинной колонны труб.
Также известен превентор со сменным кольцом, содержащий превентор с литым нижним фланцем, крепящимся герметично на опорный фланец устьевой арматуры, при этом превентор оснащен сменным кольцом, выполненным присоединительным и герметизирующим размерами, соответствующими размерам того опорного фланца устьевой арматуры на который крепится превентор (патент RU № 2724695, опубл. 25.06.2020). Нижний фланец превентора выполнен присоединительным и герметизирующим размером, соответствующим минимальным размерам опорного фланца устьевой арматуры, при этом превентор оснащен сменным кольцом, выполненным присоединительным и герметизирующим размерами, соответствующими размерам того опорного фланца устьевой арматуры на который крепится превентор, причем сменное кольцо установлено под нижним фланцем с возможностью герметичного крепления болтовым соединением, нижний фланец превентора оснащен металлическим кольцом, а присоединительный размер нижнего фланца соответствует межцентровому диаметру болтового соединения, выполненному в сменном кольце, на корпусе превентора жестко закреплены грузоподъемные проушины со смещением по высоте относительно друг от друга с возможностью установки превентора на устье наклонной скважины.
Недостатками устройства являются:
- во-первых, невозможно перекрыть внутреннее сечение обеих колонн труб в процессе СПО при возникновении НГВП, что может привести к получению различных травм обслуживающего персонала;
- во-вторых, сложность извлечения длинной колонны труб из-за необходимости изготовления специальных приспособлений для соединения или захвата длинной колонны труб.
Наиболее близким по технический сущности является устройство для установки превентора на опорном фланце устьевой арматуры и последовательного подъёма из скважины двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования (патент RU № 2805701, опубл. 23.10.2023), содержащее превентор с литым нижним фланцем, крепящимся герметично на опорный фланец устьевой арматуры, при этом превентор оснащен сменным кольцом, выполненным с присоединительным и герметизирующим размерами, соответствующими размерам того опорного фланца устьевой арматуры, на который крепится превентор, превентор дополнительно оснащён запорной компоновкой, содержащей переводник, патрубок, шаровой кран, а также превентор снабжён катушкой, соединённой с трубодержателем устьевой арматуры герметичным резьбовым соединением.
Недостатками устройства являются:
- во-первых, ограниченные функциональные возможности устройства:
- невозможность слива жидкости из внутренней полости длинной колонны при возникновении НГВП при подъёме короткой колонны;
- невозможность слива жидкости из внутренней полости короткой колонны при возникновении НГВП при подъёме длинной колонны;
- площадь проходного сечения канала, закрытого пробкой, не обеспечивает пропускную способность жидкости для слива жидкости из скважины при ликвидации НГВП.
- во-вторых, длительность проведения спуско-подъёмных операций с короткой колонной труб, ввиду отсутствия центрирования, короткой колонны труб, что затягивает как процесс свинчивания (завинчивания) труб, так и процесс спуско-подъёма короткой колонны труб;
- в-третьих, высокие финансовые затраты по ликвидации НГВП, связанные с простоем бригады ремонта скважин. Это обусловлено вызовом и ожиданием специальной аварийной бригады для ликвидации НГВП, что также требует дополнительных финансовых затрат.
Техническими результатами являются расширение функциональных возможностей и ускорение процесса проведения спуско-подъёмных операций с короткой колонной труб, а также снижение финансовых затрат по ликвидации НГВП.
Технические результаты достигаются устройством для герметизации на устье скважины двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования при последовательном подъеме из скважины двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования, содержащим превентор с литым нижним фланцем, крепящимся герметично на опорный фланец устьевой арматуры, при этом превентор оснащен сменным кольцом, выполненным присоединительным и герметизирующим размерами, соответствующими размерам того опорного фланца устьевой арматуры на который крепится превентор, при этом превентор дополнительно оснащен запорной компоновкой, содержащей переводник, патрубок, шаровой кран, причем плашки превентора выполнены с возможностью герметизации запорной компоновки, а также превентор снабжен катушкой, соединенной с фланцем-трубодержателем устьевой арматуры герметичным резьбовым соединением.
Новым является то, что устройство оснащено двумя отводами, причём первый отвод с одной стороны герметичным резьбовым соединением закреплён в отверстии для длинной колонны труб во фланце-трубодержателе, а с другой стороны первый отвод оснащён шаровым краном, при этом шаровой кран через первое быстроразъёмное соединение и первый гибкий рукав гидравлически соединён с накопительной ёмкостью, при этом второй отвод с одной стороны соединен герметичным резьбовым соединением с шаровым краном запорной компоновки, а с другой стороны второй отвод оснащён вторым быстроразъёмным соединением и вторым гибким рукавом гидравлически соединён с накопительной ёмкостью, при этом устройство снабжено съёмным центратором, оснащённым радиальным пазом для прохода длинной колонны труб и двумя углублениями, расположенными под углом 180° на наружной поверхности съёмного центратора для жёсткой фиксации съемного центратора двумя стопорными винтами в осевом отверстии превентора при подъёме труб длинной колонны, при этом ширина радиального паза и диаметр проходного отверстия съемного центратора подбираются в зависимости от диаметра и муфты трубы запорной компоновки по следующим соотношениям:
a = kт × dт (1),
где a – ширина паза съёмного центратора, мм;
kт - коэффициент центрирования трубы, определяемый опытным путем kт =1,12;
dт – диаметр трубы запорной компоновки.
dц = kм × dм (2),
где dц – диаметр проходного отверстия съёмного центратора, мм;
kм - коэффициент центрирования муфты, определяемый опытным путем kм =1,08;
dм – диаметр муфты трубы запорной компоновки.
На фиг. 1 изображена устьевая арматура с двумя колоннами труб в скважине.
На фиг. 2 изображен превентор при подъеме короткой колонны труб.
На фиг. 3 изображен превентор при подъеме длинной колонны труб.
На фиг. 4 изображен разрез А-А устройства.
Устройство для герметизации на устье скважины двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования при последовательном подъеме из скважины двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования состоит из превентора 1 (фиг. 2-3) c литым нижним фланцем 2 и литым верхним фланцем 3. Превентор 1 закреплён нижним фланцем 2 герметично:
- при подъёме короткой колонны труб 4 (фиг. 1-2), на фланце-трубодержателе 5 через катушку 6;
- при подъёме длинной колонны труб 7 (фиг. 1-3), на фланце устьевой арматуры 8 через переводник 9 (фиг. 3).
Катушка 6 состоит из фланца 10 (фиг. 2) и патрубка 11. Присоединительные и герметизирующие размеры фланца 10 катушки 6 соответствуют нижнему фланцу 2 превентора 1, а патрубок 11 соединяется посредством герметичного резьбового соединения с фланцем-трубодержателем 5. Фланец 10 катушки 6 крепится к нижнему фланцу 2 превентора 1 с помощью шпилек и гаек (на фиг. 2 показано условно).
Переводник 9 (фиг. 3) с верхней стороны имеет присоединительные и герметизирующие размеры, соответствующие нижнему фланцу 2 превентора 1, а с нижней стороны присоединительные и герметизирующие размеры, соответствующие фланцу устьевой арматуры 8. Переводник 9 крепится к нижнему фланцу 2 превентора 1 и к фланцу устьевой арматуры 8 с помощью шпилек и гаек (на фиг. 3 показано условно).
Превентор 1 оснащен запорной компоновкой 12 (фиг. 2-3) состоящей из патрубка 13, снизу соединённого герметичным резьбовым соединением с переводником 14 для крепления колоны труб 4 или 7, а сверху шаровым краном 15 (фиг. 2-3).
При подъёме короткой колонны труб 4, фланец-трубодержатель 5 оснащается отводом 16 (фиг. 2), который одним концом устанавливается в отверстие для длинной колонны труб 7 в фланце 5 с помощью герметичного резьбового соединения. На другой конец отвода 16 последовательно устанавливаются шаровой кран 17 (фиг. 2), быстроразъёмное соединение (БРС) 18 и гибкий рукав 19. Другой конец гибкого рукава 19 направляется в накопительную ёмкость (на фиг. не показана).
Устройство работает следующим образом.
Залежь нефти, например, разрабатывают одновременной закачкой и добычей, при этом используют двухрядную колонну труб. По одной колонне труб, например, колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 60 мм закачивают воду, а по другой колонне труб, например, колонне НКТ диаметром 48 мм производят отбор нефти, причём зоны закачки и отбора разделены пакером (фиг. 1 показано условно).
Для реализации вышеописанной технологии в процессе эксплуатации и ремонта скважины необходимо с устья скважины последовательно производить подъёмные операции колонн НКТ двух типоразмеров: колонна труб длинная 48 мм и короткая колонна труб 60 мм, для этого используют конструкцию предлагаемого устройства.
При подъёме длинной колонны труб 7 и возникновении ГНВП:
- запорная компоновка 12 оснащается отводом 20 (фиг. 3), который одним концом устанавливается в отверстие шарового крана 15 запорной компоновки 12 с помощью герметичного резьбового соединения. На другой конец отвода 20 последовательно устанавливаются быстроразъёмное соединение 21 (фиг. 3) и гибкий рукав 22. Другой конец гибкого рукава 22 направляется в накопительную ёмкость (на фиг. не показана);
- превентор 1 оснащается съёмным центратором 23 (фиг. 3-4), имеющим радиальный паз 24 (фиг. 4) для прохода длинной колонны труб 7 и двумя углублениями 25 и 25' (фиг. 4), расположенными под углом 180° на наружной поверхности съёмного центратора 23 для жёсткой фиксации съемного центратора 23 двумя стопорными винтами 26 и 26' (фиг. 4) в осевом отверстии верхнего фланца превентора 1 при подъёме труб длинной колонны 7, при этом ширина - а радиального паза 24 и диаметр проходного отверстия dц съемного центратора подбираются в зависимости от диаметра трубы 13 и муфты 14 запорной компоновки 12 по следующему соотношениям:
a = kт × dт (1),
где, a – ширина паза съёмного центратора, мм;
kт - коэффициент центрирования трубы, определяемый опытным путем kт =1,12;
dт – диаметр трубы запорной компоновки.
dц = kм × dм (2),
где, dц – диаметр проходного отверстия съёмного центратора, мм;
kм - коэффициент центрирования муфты, определяемый опытным путем kм =1,08;
dм – диаметр муфты трубы запорной компоновки.
Перед установкой превентора 1 на скважину 27 (фиг. 1, 2 и 3) для подъёма короткой колонны труб 4 диаметром D (колонны НКТ диаметром 60 мм), необходимо демонтировать верхнюю обвязку скважины (на фиг. не показано). В отверстие под длинную колонну труб 7 в фланце-трубодержателе 5 установить отвод 16 (фиг. 2) с шаровым краном 17, быстроразъёмным соединением 18 и гибким рукавом 19. Шаровой кран 17 перевести в положение «ЗАКРЫТО», а гибкий рукав 19 направить в накопительную ёмкость (на фиг. не показано). Вместо трубодержателя 28 (фиг. 1) установить переходную катушку 6 (фиг. 2) патрубком 11 в отверстие фланца-трубодержателя 5 под короткую колонну 4.
На фланец 10 катушки 6 устанавливают металлическое кольцо 29 (фиг. 2) в соответствующую кольцевую канавку.
Далее устанавливают превентор 1, например, ППШР-2Ф-152×21 с трубными плашками для герметизации колонны диаметром 73 мм. Превентор 1 посредством подъёмного агрегата поднимают и центрируют относительно фланца 10 катушки 6 и опускают вниз до посадки нижнего фланца 2 превентора 1 на фланец 10 катушки 6. Далее шпилечным соединением (на фиг. 1 показано условно) превентор 1 крепиться к катушке 6. Герметичность крепления обеспечивается металлическим кольцом 29.
После установки превентора 1 осуществляют подъёмные операции короткой трубы 4 (фиг. 2). Для подъёма длинной колонны труб 7 диаметром d (колонны НКТ диаметром 48 мм), необходимо демонтировать фланец-трубодержатель 5. Превентор 1 оснастить переводником 9, для этого устанавливают металлическое кольцо 30 (фиг. 3) в соответствующую кольцевую канавку сверху в переводнике 9, переводник 9 центрируют относительно нижнего фланца 2 превентора 1 и крепят к нижнему фланцу 2 превентора 1 с помощью шпилечного соединения (на фиг. 3 показано условно).
Далее устанавливают превентор 1 с трубными плашками для герметизации колонны диаметром 73 мм.
Как выше указано для трубы 13 диаметром dт = 73 мм и муфты 14 по ГОСТ 633-80 «Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним» диаметром dм = 88,9 мм запорной компоновки 12 изготавливают и используют съёмный центратор со следующими размерами:
- ширина паза съёмного центратора: a = 1,12 × dт = 1,12 × 73 мм = 81,76 мм;
- диаметр проходного отверстия съёмного центратора: dц = 1,08 × 88,9 мм = 96 мм.
Превентор 1 с закрепленным на нижнем фланце 2 переводником 9 посредством подъёмного агрегата поднимают и центрируют относительно устьевого фланца 8 скважины 27, устанавливают металлическое кольцо 31 (фиг. 3) в соответствующую кольцевую канавку в устьевом фланце 8 и опускают превентор 1 вниз до посадки нижнего переводника 9 на устьевой фланец 8. Далее шпилечным соединением (на фиг. 3 показано условно) превентор 1 крепится к устьевому фланцу 8. Герметичность крепления обеспечивается металлическим кольцом 31 (фиг. 3).
После установки превентора 1 осуществляют подъёмные операции с длинной колонной труб 7 (фиг. 3).
При возникновении ГНВП с короткой колонной труб 4 диаметром D (колонна НКТ диаметром 60 мм) или длинной колонной труб 7 диаметром d (колонна НКТ диаметром 60 мм) на устье скважины на верхний конец колонны труб устанавливают запорную компоновку 12, имеющую присоединительную резьбу на ниппельной части переводника 14 диаметром, соответствующим диаметру резьбы муфты, подымаемой колонны труб (длинной колонны труб диаметром 48 мм по ГОСТ 633-80, короткой колонны труб диаметром 60 мм по ГОСТ 633-80). На верхний фланец 3 превентора 1 устанавливают хомут элеватор 32 (фиг. 2-3), запорную компоновку 12 приспускают вместе с колонной труб в скважину 27 и подвешивают на муфте 33 (фиг. 2-3) запорной компоновки. При этом шаровой кран 15 должен быть в положение «ЗАКРЫТО».
Далее вращают штурвалы ручных приводов 34 (фиг. 2-3) и 34' по часовой стрелке на 5–6 оборотов, сводят трубные плашки 35 (фиг. 2-3) и 35' и обхватывают снаружи патрубок 13 запорной компоновки диаметром 73 мм по всему периметру его окружности, возникающее под трубными плашками 35 и 35' при ГНВП давление скважинной среды герметично прижимает эластичные уплотнители (на фиг.1-4 не показано) трубных плашек к наружной поверхности патрубка 13. Таким образом герметизируют пространство между превентором 1 и запорной компоновкой 12.
После ликвидации ГНВП, т.е. после сброса давления в скважине, открывают превентор, разгерметизируют пространство между превентором и патрубком 13 запорной компоновки 12 и восстанавливают внутреннее пространство колонн труб.
Для этого сначала открывают превентор вращением штурвалов ручных приводов 34 и 34' против часовой стрелки на 5-6 оборотов, отводят трубные плашки 35 и 35' до упора.
Далее шаровой кран 15, запорной компоновки 12, и шаровой кран 17 поворотом рукоятки переводят в положение «ОТКРЫТО». Убедившись в отсутствии выброса ГНВП по колонне труб, отворачивают запорную компоновку 12 с верхнего конца колонны труб и восстанавливают внутреннее пространство колонны труб.
При возникновении ГНВП с длинной колонной труб 7 диаметром d (колонна НКТ диаметром 60 мм) на устье скважины на верхний конец колонны труб устанавливают запорную компоновку 12, имеющую присоединительную резьбу на ниппельной части переводника 14 диаметром, соответствующим диаметру резьбы муфты подымаемой колонны труб (длинной колонны труб диаметром 48 мм по ГОСТ 633-80, короткой колонны труб диаметром 60 мм по ГОСТ 633-80). В верхний фланец 3 превентора 1 устанавливают центратор 23 (фиг. 3) и фиксируют его винтами 26 и 26' в пазах 25 и 25' соответственно. На верхний фланец 3 превентора 1 устанавливают хомут элеватор 32 (фиг. 2-3), запорную компоновку 12 приспускают вместе с колонной труб в скважину 27 и подвешивают на муфте 33 (фиг. 3) запорной компоновки. При этом шаровой кран 15 должен быть в положение «ЗАКРЫТО». На шаровой кран 15 установить отвод 20 (фиг. 3) с быстроразъёмным соединением 21 (БРС) и гибким рукавом 22. Гибкий рукав 22 направить в накопительную ёмкость (на фиг. не показано).
Далее вращают штурвалы ручных приводов 34 (фиг. 3) и 34' по часовой стрелке на 5–6 оборотов сводят трубные плашки 35 (фиг. 3) и 35' и обхватывают снаружи патрубок 13 запорной компоновки диаметром 73 мм по всему периметру его окружности. Таким образом герметизируют пространство между превентором 1 и запорной компоновкой 12.
После ликвидации ГНВП, т.е. после сброса давления в скважине, открывают превентор, разгерметизируют пространство между превентором и патрубком 13 запорной компоновки 12 и восстанавливают внутреннее пространство колонн труб.
Для этого сначала открывают превентор вращением штурвалов ручных приводов 34 и 34' против часовой стрелки на 5-6 оборотов, отводят трубные плашки 35 и 35' до упора.
Далее шаровой кран 15, запорной компоновки 12, поворотом рукоятки переводят в положение «ОТКРЫТО». Убедившись в отсутствии выброса ГНВП по колонне труб, отворачивают запорную компоновку 12 с верхнего конца колонны труб и восстанавливают внутреннее пространство колонны труб.
Расширяются функциональные возможности устройства при ликвидации НГВП, так как устройство позволяет выполнить:
- слив жидкости из внутренней полости длинной колонны при возникновении НГВП при подъёме короткой колоны;
- слива жидкости из внутренней полости короткой колонны при возникновении НГВП при подъёме длинной колоны, а увеличенная площадь проходного сечения канала слива обеспечивает пропускную способность жидкости для слива жидкости из скважины при ликвидации НГВП.
Благодаря установке съёмного центратора в осевой канал превентора при работе с короткой колонной труб при размещении в скважине двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования ускоряется процесс проведения СПО, что позволяет в целом сократить время проведения СПО.
Возможность слива жидкости из скважины при ликвидации НГВП самостоятельно силами бригады ремонта позволяет снизить финансовые затраты на ликвидацию НГВП, так как исключается вызов и ожидание специальной аварийной бригады для ликвидации НГВП.
Устройство для герметизации на устье скважины двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования позволяет:
- расширить функциональные возможности при ликвидации НГВП;
- ускорить процесс проведения СПО при размещении в скважине двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования;
- снизить финансовые затраты по ликвидации НГВП.
Изобретение относится к устройствам, предназначенным для герметизации устья добывающих и нагнетательных скважин при последовательном подъеме из скважины двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования. Техническими результатами являются расширение функциональных возможностей и ускорение процесса проведения спуско-подъемных операций с короткой колонной труб. Заявлено устройство для герметизации на устье скважины двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования, содержащее превентор с литым нижним фланцем, крепящимся герметично на опорный фланец устьевой арматуры. При этом превентор оснащен сменным кольцом, выполненным присоединительным и герметизирующим, размерами соответствующими размерам того опорного фланца устьевой арматуры, на который крепится превентор. Дополнительно превентор оснащен запорной компоновкой, содержащей переводник, патрубок, шаровой кран. Плашки превентора выполнены с возможностью герметизации запорной компоновки. Также превентор снабжен катушкой, соединенной с фланцем-трубодержателем устьевой арматуры герметичным резьбовым соединением. При этом устройство оснащено двумя отводами. Причём первый отвод с одной стороны герметичным резьбовым соединением закреплён в отверстии для длинной колонны труб во фланце-трубодержателе, а с другой стороны первый отвод оснащён шаровым краном. При этом шаровой кран через первое быстроразъёмное соединение и первый гибкий рукав гидравлически соединён с накопительной ёмкостью. Второй отвод с одной стороны соединен герметичным резьбовым соединением с шаровым краном запорной компоновки, а с другой стороны второй отвод оснащён вторым быстроразъёмным соединением и вторым гибким рукавом гидравлически соединён с накопительной ёмкостью. Также устройство снабжено съёмным центратором, оснащённым радиальным пазом для прохода длинной колонны труб и двумя углублениями, расположенными под углом 180° на наружной поверхности съёмного центратора для жёсткой фиксации съемного центратора двумя стопорными винтами в осевом отверстии превентора при подъёме труб длинной колонны. При этом ширина радиального паза и диаметр проходного отверстия съемного центратора подбираются в зависимости от диаметра и муфты трубы запорной компоновки. 4 ил.
Устройство для герметизации на устье скважины двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования, содержащее превентор с литым нижним фланцем, крепящимся герметично на опорный фланец устьевой арматуры, при этом превентор оснащен сменным кольцом, выполненным присоединительным и герметизирующим, размерами соответствующими размерам того опорного фланца устьевой арматуры, на который крепится превентор, при этом превентор дополнительно оснащен запорной компоновкой, содержащей переводник, патрубок, шаровой кран, причем плашки превентора выполнены с возможностью герметизации запорной компоновки, а также превентор снабжен катушкой, соединенной с фланцем-трубодержателем устьевой арматуры герметичным резьбовым соединением, отличающееся тем, что устройство оснащено двумя отводами, причём первый отвод с одной стороны герметичным резьбовым соединением закреплён в отверстии для длинной колонны труб во фланце-трубодержателе, а с другой стороны первый отвод оснащён шаровым краном, при этом шаровой кран через первое быстроразъёмное соединение и первый гибкий рукав гидравлически соединён с накопительной ёмкостью, при этом второй отвод с одной стороны соединен герметичным резьбовым соединением с шаровым краном запорной компоновки, а с другой стороны второй отвод оснащён вторым быстроразъёмным соединением и вторым гибким рукавом гидравлически и соединён с накопительной ёмкостью, при этом устройство снабжено съёмным центратором, оснащённым радиальным пазом для прохода длинной колонны труб и двумя углублениями, расположенными под углом 180° на наружной поверхности съёмного центратора для жёсткой фиксации съемного центратора двумя стопорными винтами в осевом отверстии превентора при подъёме труб длинной колонны, при этом ширина радиального паза и диаметр проходного отверстия съемного центратора подбираются в зависимости от диаметра и муфты трубы запорной компоновки по следующим соотношениям:
a = kт × dт (1),
где a – ширина паза съёмного центратора, мм;
kт – коэффициент центрирования трубы, определяемый опытным путем kт =1,12;
dт – диаметр трубы запорной компоновки;
dц = kм × dм (2),
где dц – диаметр проходного отверстия съёмного центратора, мм;
kм – коэффициент центрирования муфты, определяемый опытным путем kм =1,08;
dм – диаметр муфты трубы запорной компоновки.
| Способ установки превентора на опорном фланце устьевой арматуры и последовательного подъёма из скважины двухлифтовой компоновки внутрискважинного оборудования и устройство для его осуществления | 2023 |
|
RU2805701C1 |
| ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ С ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ | 0 |
|
SU375369A1 |
| АРМАТУРА УСТЬЕВАЯ ДВУХСТВОЛЬНАЯ (ВАРИАНТЫ) | 2016 |
|
RU2638062C1 |
| Превентор с катушкой и способ его установки на опорном фланце устьевой арматуры | 2022 |
|
RU2791830C1 |
| US 3451481 A, 24.06.1969 | |||
| US 2014246197 A1, 04.09.2014. | |||
