RU2178513C1 - Subsurface safety valve - Google Patents
Subsurface safety valve Download PDFInfo
- Publication number
- RU2178513C1 RU2178513C1 RU2000109991A RU2000109991A RU2178513C1 RU 2178513 C1 RU2178513 C1 RU 2178513C1 RU 2000109991 A RU2000109991 A RU 2000109991A RU 2000109991 A RU2000109991 A RU 2000109991A RU 2178513 C1 RU2178513 C1 RU 2178513C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- well
- sectors
- fork
- pipe
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Branch Pipes, Bends, And The Like (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для отключения продуктивното пласта от скважины на время проведения в ней ремонта. The invention relates to the oil and gas industry and is intended to disconnect a productive formation from a well while repairing it.
Известен пакер для перекрытия ствола скважины, содержащий цилиндрический: корпус, на котором установлен дисковый поворотный клапан, уплотнитель, шлипсы, реактивные упоры, верхний и нижний прижимы с неуравновешанными защелками, соединенные резьбовыми соединениями с корпусом, толкатель с подпружиненными упорами Г-образного профиля, установленный на подъемной колонне с возможностью взаимодействия упорами с пазами верхнего и нижнего прижима при установке или подъеме пакера в скважине, колонку для управления поворотным дисковым клапаном [1] . A well-known packer for closing a wellbore, comprising a cylindrical: a body on which a disk rotary valve, a seal, slips, reaction stops, upper and lower clamps with unbalanced latches, connected by threaded connections to the body, a pusher with spring-loaded stops of the L-shaped profile mounted on a lifting column with the ability to interact with the stops with the grooves of the upper and lower clamp when installing or lifting the packer in the well, a column for controlling the rotary disk valve [1] .
Недостатком этого пакера является то, что в нем отсутствует разгрузочный клапан для выравнивания перепада давления над и под клапаном при его открытии, что вызывает нагрузку на ось клапана с возможностью ее деформации и снижает надежность герметичного перекрытия ствола скважины. Уплотнительные поверхности седла и клапана при работе скважины подвержены воздействию скоростного потока жидкости, это вызывает их износ и снижает надежность герметичного перекрытия ствола скважины. Установка и снятие пакера вращением не исключает его заклинивание в скважине. The disadvantage of this packer is that it does not have a pressure relief valve to equalize the pressure drop above and below the valve when it is opened, which causes a load on the valve axis with the possibility of its deformation and reduces the reliability of the tight shutoff of the wellbore. The sealing surfaces of the seat and valve during well operation are exposed to high-speed fluid flow, this causes wear and tear and reduces the reliability of the tight shutoff of the wellbore. Installing and removing the packer by rotation does not preclude its jamming in the well.
Известен пакер-отсекатель для перекрытия ствола скважины, который является наиболее близким аналогом. Пакер-отсекатель содержит уплотнительный элемент, узел фиксации его в скважине, полый сердечник с магнитным седлом под обратный клапан и трубчатый толкатель, установленный на подъемной колонне с возможностью взаимодействия с обратным клапаном [2] . Known packer-cutter for blocking the wellbore, which is the closest analogue. The packer-cutter contains a sealing element, a unit for fixing it in the well, a hollow core with a magnetic seat for a check valve and a tubular pusher mounted on a lifting column with the possibility of interaction with a check valve [2].
Недостатком известного пакера-отсекателя является то, что не исключена возможность прилипания к магнитному седлу железосодержащих частиц, что снижает надежность герметичного перекрытия ствола скважины. Не решена герметизация устья скважины при управлении обратным клапаном. Отсутствие разгрузочного клапана для выравнивания перепада давления над и под обратным клапаном при его открытии вызывает большую нагрузку на клапан при его открытии и высокую скорость потока жидкости, это снижает долговечность работы обратного клапана. Применение в конструкции магнитных элементов, склонных к хрупкости и размагничиванию, снижает надежность пакера-отсекателя в целом. A disadvantage of the known packer-cutter is that it is possible that iron-containing particles stick to the magnetic saddle, which reduces the reliability of the tight shutoff of the wellbore. Sealing the wellhead while controlling a non-return valve has not been resolved. The absence of an unloading valve to equalize the differential pressure above and below the check valve when it opens causes a large load on the valve when it opens and a high fluid flow rate, this reduces the durability of the check valve. The use of magnetic elements prone to brittleness and demagnetization in the design reduces the reliability of the packer-cutter as a whole.
Целью изобретения является повышение надежности работы отсекателя при проведении ремонта скважины без ее глушения задавочной жидкостью. The aim of the invention is to increase the reliability of the cutter during the repair of a well without killing it with filling fluid.
Предлагаемый скважинный отсекатель включает пакер, в проходном канале которого размещен установочный патрубок, взаимодействующий с элементами якорного узла и обратным клапаном при фиксации пакера в муфте эксплуатационной колонны скважины, ведущую трубу, хвостовик, фланец, установленные на подъемной колонне и в фонтанной арматуре с возможностью управления обратным клапаном при перемещении подъемной колонны в замкнутом объеме скважины. The proposed borehole shutoff device includes a packer, in the passage channel of which an installation pipe is placed that interacts with the elements of the anchor assembly and a check valve when the packer is fixed in the coupling of the production casing of the well, a lead pipe, a liner, a flange mounted on a lifting column and in a fountain valve with the ability to control the return valve when moving the lifting column in a closed volume of the well.
Поставленная цель достигается тем, что в скважинном отсекателе в отличие от известных устройств пакер имеет вилку, установленную тягами в пазы корпуса, расположенные между его ступенями, тяги вилки соединены с распорным элементом, размещенным на нижней ступени корпуса с уплотнителем, трубчатое седло с уплотнительными элементами, установленное на уплотнитель и соединенное с нижней ступенью корпуса, кольцевые сектора с зацепными заплечиками, размещенные на установочном патрубке и соединенные винтами с клапаном, установленным в его проходном канале, зацепные заплечики секторов размещены в окнах верхней ступени корпуса с возможностью поперечного их перемещения при сопряжении секторов с трубчатой частью вилки в процессе фиксации пакера в муфте эксплуатационной колонны, кольцевые сектора, установленные в расточке крышки корпуса с возможностью фиксирования торца вилки при ее перемещении установочным патрубком. Обратный клапан выполнен в виде полого цилиндра и снабжен плунжером с внутренними перепускными каналами, установленным концентрично в его полости с возможностью сообщения полости обратного клапана с проходным каналом пакера при взаимодействии плунжера с хвостовиком. Установочный патрубок, хвостовик соединены в нижней части с замком, который имеет скобы, установленные в соосные окна корпуса замка с возможностью замыкания-размыкания наконечника плунжера при их взаимодействии с клиновыми выступами подпружиненного кольца, установленного в корпусе замка, или при их одновременном взаимодействии с клиновыми выступами подпружиненного кольца и с конической расточкой трубчатого седла. Ведущая труба размещена в кожухе и соединена с ним переводниками с возможностью проводки между трубой и кожухом кабеля токоподвода с его изолированием от скважинной среды сальниковым узлом уплотнения. Фланец установлен между трубной головкой и елкой фонтанной арматуры, соединен с ними независимыми связями, сопряжен с кожухом ведущей трубы уплотнительным элементом, установленным в расточке фланца. This goal is achieved by the fact that, in contrast to the known devices, the packer in the borehole cutter has a plug installed by rods in the housing grooves located between its steps, the fork rods are connected to a spacer element located on the lower stage of the housing with a sealant, a tubular seat with sealing elements, mounted on the seal and connected to the lower stage of the casing, annular sectors with hook shoulders located on the installation pipe and connected by screws to the valve installed in its passage the bottom channel, the hook shoulders of the sectors are placed in the windows of the upper stage of the housing with the possibility of lateral movement when pairing the sectors with the tubular part of the plug during fixation of the packer in the coupling of the production casing, ring sectors installed in the bore of the housing cover with the ability to fix the end of the fork when moving the installation branch pipe. The non-return valve is made in the form of a hollow cylinder and is equipped with a plunger with internal bypass channels mounted concentrically in its cavity with the possibility of communicating the non-return valve cavity with the packer through passage during the interaction of the plunger with the shank. The installation pipe, the shank is connected in the lower part to the lock, which has brackets installed in the coaxial windows of the lock case with the possibility of closing-opening the tip of the plunger when they interact with the wedge protrusions of the spring-loaded ring installed in the lock case, or when they interact with the wedge protrusions spring-loaded ring and with a conical bore of the tubular saddle. The lead pipe is placed in the casing and connected to it by adapters with the possibility of wiring between the pipe and the casing of the current supply cable with its isolation from the borehole medium by the gland packing unit. The flange is installed between the pipe head and the Christmas tree, connected to them by independent connections, mated to the casing of the drive pipe with a sealing element installed in the bore of the flange.
Цель достигается также тем, что вилка имеет свободный ход относительно распорного элемента и между ее тягами выполнены наклонные лыски. The goal is also achieved by the fact that the fork has free travel relative to the spacer element and inclined flats are made between its rods.
Цель достигается также в результате того, что герметизация обратного клапана в трубчатом седле выполнена по уплотнительным поверхностям второго, третьего порядка, сопряженных по типу металл-эластик, металл-металл. The goal is also achieved as a result of the fact that the non-return valve is sealed in the tubular seat on the sealing surfaces of the second, third order, coupled by the type of metal-elastic, metal-metal.
А также тем, что циркуляция скважинной среды через пакер ограничена поверхностями боковых окон на концах хвостовика и его внутренним проходным каналом. As well as the fact that the circulation of the borehole medium through the packer is limited by the surfaces of the side windows at the ends of the liner and its internal passage channel.
Совокупность этих признаков обуславливает достижение цели. The combination of these signs determines the achievement of the goal.
Применение в пакере трубчатой вилки, последовательно взаимодействующей с кольцевыми секторами, распорным элементом, обеспечивает его надежную установку в скважине, так как вилка при свободном ходе расклинивает сектора и прижимает их зацепные заплечики к стенке эксплуатационной колонны скважины с гарантированной установкой заплечиков в муфту эксплуатационной колонны и замыканием их между торцами труб вилкой, а последующее перемещение вилки установочным патрубком обеспечивает: перекрытие уплотнителем затрубного пространства скважины, сопряжение вилки с кольцевыми секторами, закрепление пакера в муфте эксплуатационной колонны скважины замковым соединением. The use of a tubular plug in the packer, sequentially interacting with the annular sectors, with a spacer element, ensures its reliable installation in the well, since the fork wedges the sectors during free running and presses their hook shoulders against the wall of the production casing of the well with guaranteed installation of the shoulders in the production casing coupling and closure them between the ends of the pipes with a fork, and the subsequent movement of the plug with an installation pipe ensures: the sealant overlays the annulus of the well We, coupling the plug with the annular sectors, securing the packer in the coupling of the production casing of the well with a lock connection.
Выполнение обратного клапана в виде полого цилиндра позволяет обеспечить его надежную герметизацию в трубчатом седле и повысить долговечность его работы, так как по цилиндрической поверхности он уплотняется манжетами, а торцовой поверхностью образует с седлом высокогерметичное сфероконическое соединение. Размещение в полости обратного клапана плунжера с внутренними перепускными каналами позволяет выравнить перепад давления на обратном клапане при его открытии. The execution of the check valve in the form of a hollow cylinder allows it to be reliably sealed in the tubular seat and increase the durability of its operation, since it is sealed with cuffs on the cylindrical surface and forms a highly tight spherical conical connection with the end surface. Placing a plunger in the cavity of the check valve with internal bypass channels allows you to equalize the pressure drop across the check valve when it is opened.
Оснащение взаимозаменяемым замком установочного патрубка, хвостовика позволяет обеспечить надежное механическое управление обратным клапаном, так как при перемещении замка в проходном канале пакера он пропускает в себя наконечник плунжера и жестко фиксирует его при выходе обратного клапана из трубчатого седла, а при установке обратного клапана в седло замок освобождает наконечник плунжера и выходит из проходного канала пакера. Equipped with an interchangeable lock of the installation nozzle and shank, it is possible to provide reliable mechanical control of the check valve, since when moving the lock in the packer passage channel, it passes the plunger tip into itself and rigidly fixes it when the check valve exits the tubular seat, and when the check valve is installed in the saddle, the lock releases the tip of the plunger and exits the packer through passage.
Оснащение ведущей трубы кожухом позволяет разместить кабель токоподвода в автономной полости на подъемной колонне, а уплотнение кожуха во фланце, установленном на независимых связях между трубной головкой и елкой фонтанной арматуры, позволяет обеспечить надежную герметизацию устья скважины в процессе управления обратным клапаном. Equipping the lead pipe with a casing allows you to place the current lead cable in an autonomous cavity on the lifting column, and the seal of the casing in the flange mounted on independent connections between the pipe head and the tree of the fountain reinforcement allows reliable sealing of the wellhead during the control of the non-return valve.
Циркуляция скважинной среды через боковые окна и проходной канал хвостовика позволяет исключить воздействие скоростного потока жидкости на седло и его уплотнительные элементы, тем самым увеличить долговечность обратного клапана и повысить надежность работы отсекателя в целом. The circulation of the borehole medium through the side windows and the passage channel of the liner eliminates the impact of high-speed fluid flow on the seat and its sealing elements, thereby increasing the durability of the check valve and improving the reliability of the shutoff as a whole.
Предлагаемая конструкция скважинного отсекателя иллюстрируется чертежами, где: на фиг. 1, 2 - верхняя и нижняя части отсекателя в рабочем положении; на фиг. 3-6 показан пакер с разрезами: а-а - по скобам замка, б-б - по кольцевым секторам с зацепными заплечиками, в-в - по кольцевым секторам в крышке корпуса. The proposed design of the downhole shutoff device is illustrated by drawings, where: in FIG. 1, 2 - the upper and lower parts of the cutter in the working position; in FIG. Figure 3-6 shows a packer with cuts: aa - along the brackets of the lock, bb - along the annular sectors with hook shoulders, c-c - along the annular sectors in the housing cover.
Скважинный отсекатель на фиг. 1 включает пакер на фиг. 2 с обратным клапаном 1 и установочным патрубком 2 для закрепления пакера в муфте 3 эксплуатационной колонны скважины, ведущую трубу 4, хвостовик 5, установленные на подъемной колонне 6, фланец 7, установленный в фонтанной арматуре между трубной головкой 8 и фонтанной елкой 9. The downhole shutoff in FIG. 1 includes a packer in FIG. 2 with a
Пакер на фиг. 2 имеет трубчатую вилку 10, установленную в пазы корпуса 11, расположенные между его нижней ступенью 12 и верхней ступенью 13. На тягах вилки 10 выполнены резьбовые выступы для ее соединения с распорным элементом 14. В верхней части распорного элемента 14 выполнена внутренняя резьба с расточкой, обеспечивающей свободный ход вилки 10 в распорном элементе 14 под действием пружины 15. Распорный элемент 14 установлен на нижней ступени корпуса 12 и сопряжен по конической поверхности с уплотнителем 16. На нижней ступени корпуса 12 по конической резьбе установлено на уплотнитель 16 трубчатое седло 17. В седле 17 выполнены конические расточки и во внутренние канавки установлены манжеты для уплотнения обратного клапана 1, хвостовика 5. Кольцевые сектора 18 имеют зацепные заплечики и размещены на установочном патрубке 2 между тягами вилки 10. Кольцевые сектора 18 соединены винтами 19 с клапаном 20, установленным в проходном канале установочного патрубка 2, при этом зацепные заплечики секторов 18 размещены в окнах верхней ступени корпуса 13 и образуют клиновую пару с трубчатой частью вилки 10. Кольцевые сектора 21 имеют наружную канавку под пружинное кольцо 22 и установлены вместе с ним в расточке крышки корпуса 23. В исходном положении пружинное кольцо 22 прижимает кольцевые сектора 21 к трубчатой части вилки 10. The packer in FIG. 2 has a
Обратный клапан 1 выполнен в виде полого цилиндра и состоит из двух частей, свинченных с упором торец в торец. В одной из них, со сферической торцовой поверхностью, выполнена расточка с канавками под уплотнительные кольца, в другой со стороны торца выполнены сквозные отверстия для сообщения полости обратного клапана со скважинной средой. В полости обратного клапана 1 в расточку с уплотнительными кольцами установлен плунжер 24 с внутренними перепускными каналами, коническим выступом для ограничения выхода наконечника 25 плунжера 24 под действием пружины 26. Геометрия полости обратного клапана 1 и расстояние между входными, выходными перепускными каналами плунжера 24 обеспечивают сообщение полости клапана с проходным каналом пакера при взаимодействии хвостовика 5 с плунжером 24. Наконечник плунжера 25 связан резьбовым соединением с плунжером 24 и имеет заходную коническую головку. The
Установочный патрубок 2, хвостовик 5 соединены в нижней части с замком 27, который имеет скобы 28, установленные в соосные окна корпуса замка 27 с возможностью их замыкания - размыкания наконечника плунжера 25 при взаимодействии с клиновыми выступами кольца 29 и с конусной расточкой седла 17. Кольцо 29 с пружиной 30 установлено в корпусе замка 27, при этом клиновые выступы кольца 29 взаимодействуют со скобами 28. The
Ведущая труба 4 концентрично размещена в кожухе 31 и соединена с ним переводниками. Переводники на наружной поверхности имеют три резьбовых выступа для соединения с кожухом 31, выступы переводников в собранной ведущей трубе 4 расположены напротив друг друга. Выступы на переводниках расположены через 120o, ширина выступов выполнена из расчета проводки между ними кабеля токоподвода 32. Кабель 32 разобщен от скважинной среды в ведущей трубе 4 сальниковым узлом уплотнения 33, который герметизирует кольцевое пространство и жилы кабеля манжетами нажимного действия. Внутренние резьбы в кожухе выполнены достаточной длинны для возвратно-поступательного перемещения кожуха 31 относительно ведущей трубы 4 при проводке между ними кабеля токоподвода 32. Фланец 7 соединен независимыми шпильками (на чертеже не показаны) с трубной головкой 8 и фонтанной елкой 9, в расточке фланца 7 установлена манжета 34 для уплотнения кожуха 31. В хвостовике 5 по концам выполнены циркуляционные окна и присоединительные резьбы для соединения хвостовика 5 с замком 27 и скважинным насосом 35.The lead pipe 4 is concentrically placed in the casing 31 and connected to it by sub. The sub on the outer surface have three threaded protrusions for connection with the casing 31, the protrusions of the sub in the assembled lead pipe 4 are located opposite each other. The protrusions on the sub are located through 120 o , the width of the protrusions is based on the calculation of the wiring of the current supply cable 32 between them. The cable 32 is disconnected from the borehole medium in the lead pipe 4 by the packing gland 33, which seals the annular space and the cable cores with pressure cuffs. The internal threads in the casing are made long enough for reciprocating movement of the casing 31 relative to the lead pipe 4 when the current lead cable 32 is wired between them. The flange 7 is connected by independent studs (not shown) to the pipe head 8 and the fountain tree 9, in the bore of the flange 7 a cuff 34 is installed for sealing the casing 31. In the
Скважинный отсекатель устанавливается и работает следующим образом. Downhole cutter is installed and operates as follows.
В скважину на подъемной колонне 6 спускается пакер с обратным клапаном 1 на установочном патрубке 2, который связан с элементами якорного узла 18 винтами 19 и замком 27 с обратным клапаном 1. При подходе пакера к заданному интервалу установки спуск прекращается и в колонне 6 создается перепад давления, необходимый для среза винтов 19. При срезе винтов 19 клапан 20 перемещается вниз, кольцевые сектора 13 освобождаются и за счет свободного хода вилки 10 под действием пружины 15 кольцевые сектора 18 расклиниваются и прижимаются зацепными заплечиками к стенке эксплуатационной колонны скважины. При последующем спуске пакера в скважину зацепные заплечики секторов 18 гарантировано устанавливаются в муфте 3 между торцами труб эксплуатационной колонны, замыкаются в ней вилкой 10, которая под действием установочного патрубка 2 от разгрузки колонны 6 на сектора 18 перемещается вниз и взаимодействует с распорным элементом 14. Распорный элемент 14 прижимает уплотнитель 16 к эксплуатационной колонне 6 и герметично перекрывает затрубное пространство скважины. В конце хода вилки 10 кольцевые сектора 21 под действием пружинного кольца 22 фиксируют торец вилки 10 в крышке корпуса 23. При подъеме колонны 6 обратный клапан 1 перемещается в седле 17 до тех пор, пока скобы 28 при взаимодействии с конической расточкой седла 17 и с клиновыми выступами кольца 29 не освободят наконечник 25 плунжера 24, после этого патрубок 2 выходит из проходного канала пакера. Скважина разобщена на две автономные зоны. В скважину спускают электроцентробежный насос 35 в сборе с хвостовиком 5, замком 27. Перед входом хвостовика 5 в проходной канал пакера на трубную головку 8 устанавливают фланец 7, на подъемную колонну 6 ведущую трубу 4 в сборе с фонтанной елкой 9, пропускают кабель токоподвода 32 между ведущей трубой 4 и ее кожухом 31, выводят его из кабельного ввода фонтанный елки 9, устанавливают сальниковый узел уплотнения 33, герметизируя в нем жилы кабеля 32. Устанавливают фонтанную елку 9 на фланец 7, при этом хвостовик 5 выводит обратный клапан 1 из седла 17, фиксируя замком 27 наконечник плунжера 25, и сообщает продуктивный пласт скважины с приемом насоса 35 через циркуляционные окна и внутренний проходной канал хвостовика 5. Обустраивают устье скважины под эксплуатацию и запускают ее в работу. При необходимости сменить насос 35 отключают кабель токоподвода 32, отсоединяют фонтанную елку 9 от фланца 7, демонтируют наземные трубопроводы, поднимают фонтанную елку 9 на фиксированную высоту, при этом обратный клапан 1 установится в седле 17 и разъединится с хвостовиком 5, кожух 31 герметично сопряжен с манжетой 34, стравливают избыточное давление в надпакерной зоне скважины, поднимают насос 35 в сборе с хвостовиком 5 из скважины. A packer with a
Таким образом, предлагаемая конструкция скважинного отсекателя повышает его надежность отключения продуктивного пласта от скважины на время проведения в ней ремонта. Thus, the proposed design of the borehole cutter increases its reliability of disconnecting the reservoir from the well for the duration of the repair.
Скважинный отсекатель может быть изготовлен известными средствами и применен для работы с существующим оборудованием. Downhole shutoff can be made by known means and used to work with existing equipment.
Все это свидетельствует о наличии промышленной применимости предлагаемой конструкции скважинного отсекателя. All this indicates the availability of industrial applicability of the proposed design of the borehole cutter.
Источники информации
1. Авт. св. СССР N 1543046 от 13.10.87 г. Б. А. Кирш, М. Р. Алиев. Всесоюзный Нефтяной Научно-Исследовательский институт по Технике Безопасности. Пакер.Sources of information
1. Auth. St. USSR N 1543046 dated 10.10.87 B.A. Kirsh, M.R. Aliev. All-Union Petroleum Research Institute for Safety Engineering. Packer.
2. Авт. св. СССР N 1221324 от 11.01.83 г. М. Н. Ромашев, В. А. Хроликов, В. В. Кореляков. Центральная лаборатория научно-исследовательских и опытных работ. Производственное объединение "Куйбышевнефть". Пакер-отсекатель. 2. Auth. St. USSR N 1221324 dated January 11, 83 M.N. Romashev, V.A. Khrolikov, V.V. Korelyakov. Central laboratory of research and experimental work. Production Association Kuibyshevneft. Packer cutter.
Claims (4)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000109991A RU2178513C1 (en) | 2000-04-18 | 2000-04-18 | Subsurface safety valve |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000109991A RU2178513C1 (en) | 2000-04-18 | 2000-04-18 | Subsurface safety valve |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2178513C1 true RU2178513C1 (en) | 2002-01-20 |
Family
ID=20233617
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2000109991A RU2178513C1 (en) | 2000-04-18 | 2000-04-18 | Subsurface safety valve |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2178513C1 (en) |
-
2000
- 2000-04-18 RU RU2000109991A patent/RU2178513C1/en active
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5022427A (en) | Annular safety system for gas lift production | |
AU2001247785B2 (en) | Tubing hanger with annulus bore | |
US3375874A (en) | Subsurface well control apparatus | |
US3731742A (en) | Well flow controlling method, apparatus and system | |
US7025132B2 (en) | Flow completion apparatus | |
US8464795B2 (en) | Annulus isolation valve | |
US6289990B1 (en) | Production tubing shunt valve | |
US6659181B2 (en) | Tubing hanger with annulus bore | |
US8960308B2 (en) | Methods and devices for isolating wellhead pressure | |
RU2180395C2 (en) | Gear and process of double-zone production from wells | |
US5040606A (en) | Annulus safety valve | |
US20050095156A1 (en) | Method and apparatus to isolate a wellbore during pump workover | |
US4022273A (en) | Bottom hole flow control apparatus | |
US10900313B2 (en) | Method and apparatus for production well pressure containment for blowout | |
RU2293839C1 (en) | Cutoff valve | |
US3726341A (en) | Petroleum well tubing safety valve | |
RU2178513C1 (en) | Subsurface safety valve | |
US6220359B1 (en) | Pump through safety valve and method | |
RU2107152C1 (en) | Subsurface isolating valve | |
US2002062A (en) | Well production apparatus | |
US3417774A (en) | Retrievable gas lift valve assembly | |
US11613966B2 (en) | Mechanical drain for oilfield service | |
RU204950U1 (en) | SHUT-OFF VALVE FOR UNDERGROUND WELL REPAIR | |
RU205980U1 (en) | Full bore hydraulic packer and anchor for casing | |
CN111927391B (en) | Safety valve used in oil pipe and working method thereof |