RU2399748C1 - Device for simultaneous replacement of master gates under pressure - Google Patents

Device for simultaneous replacement of master gates under pressure Download PDF

Info

Publication number
RU2399748C1
RU2399748C1 RU2009122746/03A RU2009122746A RU2399748C1 RU 2399748 C1 RU2399748 C1 RU 2399748C1 RU 2009122746/03 A RU2009122746/03 A RU 2009122746/03A RU 2009122746 A RU2009122746 A RU 2009122746A RU 2399748 C1 RU2399748 C1 RU 2399748C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
composite
stock
housing
rods
rod
Prior art date
Application number
RU2009122746/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Леча Усманович Чабаев (RU)
Леча Усманович Чабаев
Александр Васильевич Кустышев (RU)
Александр Васильевич Кустышев
Алексей Владимирович Немков (RU)
Алексей Владимирович Немков
Григорий Павлович Зозуля (RU)
Григорий Павлович Зозуля
Сергей Степанович Тарханов (RU)
Сергей Степанович Тарханов
Константин Ренатович Хабибуллов (RU)
Константин Ренатович Хабибуллов
Original Assignee
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" filed Critical Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет"
Priority to RU2009122746/03A priority Critical patent/RU2399748C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2399748C1 publication Critical patent/RU2399748C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Details Of Valves (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: device for replacement of gates during the repair of wellhead equipment includes housing with two fixed composite screws, two composite rods and one hollow locating stock with packer stock arranged in it. Locating stock is provided with possibility of its vertical movement in central hole of the housing. At that, screws, rods and locating stock are installed in traverses arranged at various height points relative to the housing. On one end of the locating stock there arranged is packer element for covering the X-mas tree shaft, which consists of sealing collars and a nut, on the other end - packer stock with a base, which is engaged with compression drive of sealing collars of packer element. At that, base of the locating stock transmits the force from pressure of well environment to the traverse restricted against being moved with two nuts arranged on composite leading screws. Composite leading screws and composite rods are arranged on the supports consisting of several brackets.
EFFECT: providing the possibility of simultaneous replacement of master gates under pressure without well kill operation.
4 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для замены задвижек в процессе ремонта устьевого оборудования, в частности при ремонте фонтанной арматуры газовых скважин путем одновременной замены нескольких стволовых задвижек.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to devices for replacing valves in the process of repairing wellhead equipment, in particular when repairing fountain valves for gas wells by simultaneously replacing several stem valves.

В процессе эксплуатации газовых скважин нередко выходят из строя задвижки фонтанной арматуры. Струнные задвижки, расположенные на рабочих струнах фонтанной арматуры, можно заменить, перекрыв одну из стволовых задвижек, например, надкоренную задвижку. Заменить стволовые задвижки более проблематично. Надкоренную задвижку можно заменить, перекрыв нижерасположенную, коренную, задвижку, что разрешается только в исключительных случаях, при ликвидации аварий. Коренную задвижку можно заменить либо после глушения скважины, либо с использованием устройства по патенту №18730 РФ. Заменить обе стволовые задвижки, тем более одновременно, можно только после глушения скважины. В условиях низких пластовых давлений любое глушение скважины приводит к необратимому загрязнению призабойной зоны, к трудностям в освоении скважины после ремонта, а то и к невозможности ее освоения. Поэтому необходимо устройство, позволяющее проводить одновременную замену всех стволовых задвижек без глушения скважины, под давлением.During the operation of gas wells, valves of fountain valves often fail. String valves located on the working strings of the fountain valves can be replaced by blocking one of the stem valves, for example, an over-the-air valve. Replacing stem gate valves is more problematic. An over-root valve can be replaced by blocking the downstream, root, valve, which is permitted only in exceptional cases, when eliminating accidents. The main valve can be replaced either after killing the well, or using the device according to patent No. 18730 of the Russian Federation. Replacing both stem gate valves, especially at the same time, is possible only after killing the well. Under conditions of low reservoir pressures, any killing of a well leads to irreversible contamination of the bottom-hole zone, to difficulties in developing the well after repair, and even to the inability to develop it. Therefore, a device is needed that allows the simultaneous replacement of all stem gate valves without killing the well, under pressure.

Известно устройство, применяемое для замены задвижек фонтанной арматуры под давлением, включающее корпус с установочным штоком, внутри которого расположен пакерующий шток с пакерующим элементом, штанги, установленные в кронштейнах [RU №38821 U1, МПК 7 E21B 33/00, опубл. 10.07.04, Бюл №19].A device is known that is used to replace valves of fountain valves under pressure, including a housing with an installation rod, inside of which there is a packing rod with a packing element, rods installed in brackets [RU No. 388821 U1, IPC 7 E21B 33/00, publ. 07/10/04, Bull No. 19].

Недостаток устройства заключается в том, что с его помощью невозможно провести одновременную замену нескольких стволовых задвижек под давлением, в частности коренной и надкоренной.The disadvantage of this device is that with its help it is impossible to carry out the simultaneous replacement of several stem valves under pressure, in particular root and root.

Известно устройство, применяемое для замены задвижек фонтанной арматуры под давлением, включающее корпус с установочным штоком, внутри которого расположен пакерующий шток с пакерующим элементом, штанги, установленные в кронштейнах [RU №18730 U1, МПК 7 E21B 33/00, опубл. 10.07.01].A device is known that is used to replace valves of fountain valves under pressure, including a housing with an installation rod, inside of which there is a packing rod with a packing element, rods installed in brackets [RU No. 18730 U1, IPC 7 E21B 33/00, publ. 07/10/01].

Недостаток устройства заключается в том, что с его помощью невозможно провести одновременную замену нескольких стволовых задвижек под давлением, в частности коренной и надкоренной.The disadvantage of this device is that with its help it is impossible to carry out the simultaneous replacement of several stem valves under pressure, in particular root and root.

Задача, стоящая при создании устройства, состоит в разработке надежной конструкции устройства для ремонта устьевого оборудования без глушения скважины.The challenge in creating the device is to develop a reliable design of the device for repairing wellhead equipment without killing the well.

Достигаемый технический результат состоит в обеспечении возможности одновременной замены стволовых задвижек фонтанной арматуры под давлением, без глушения скважины.Achievable technical result consists in providing the ability to simultaneously replace the stem gate valves of the fountain valves under pressure, without killing the well.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что устройство для одновременной замены стволовых задвижек фонтанной арматуры под давлением содержит корпус с двумя неподвижными составными ходовыми винтами, двумя составными штангами и одним полым установочным штоком с размещенным в нем пакерующим штоком, установочный шток выполнен с возможностью его вертикального перемещения в центральном отверстии корпуса, при этом винты, штанги и установочный шток установлены в траверсах, размещенных на разных высотных отметках относительно корпуса, на одном конце установочного штока размещен пакерующий элемент для перекрытия ствола фонтанной арматуры, состоящий из уплотняющих манжет и гайки, на другом конце - пакерующий шток с пятой, входящий в зацепление с приводом сжатия уплотняющих манжет пакерующего элемента, при этом пята установочного штока установлена с возможностью передачи усилия от давления скважинной среды на траверсу, ограниченную от перемещения двумя гайками, размещенными на составных ходовых винтах, а составные ходовые винты и составные штанги размещены на опорах, состоящих из нескольких кронштейнов.The task and the technical result are achieved in that the device for the simultaneous replacement of the stem valves of the fountain valves under pressure comprises a housing with two fixed composite spindles, two composite rods and one hollow mounting rod with a packing rod located in it, the mounting rod is made with the possibility of its vertical displacements in the central hole of the housing, while the screws, rods, and the mounting rod are mounted in traverses located at different elevations relative to In the housing, at one end of the installation rod there is a packing element for blocking the trunk of the fountain valve, consisting of sealing cuffs and nuts, at the other end there is a packing rod with a fifth that engages with the compression drive of the sealing cuffs of the packing element, while a fifth of the installation rod is installed with the possibility of transferring force from the pressure of the borehole medium to the crosshead, limited from movement by two nuts placed on the composite spindles, and the compound spindles and composite rods of size puppies on supports consisting of several brackets.

На фиг.1 показано заявляемое устройство в виде разреза в плоскости А-А, на фиг.2 - то же, в виде разреза в плоскости Б-Б, на фиг.3 - то же, в виде разреза в плоскости В-В, на фиг.4 - то же, вид сверху.Figure 1 shows the inventive device in the form of a cut in the plane aa, figure 2 is the same, in the form of a cut in the plane bb, figure 3 is the same, in the form of a cut in the plane bb, figure 4 is the same, top view.

Устройство состоит из корпуса 1, двух неподвижных составных ходовых винтов 2 и двух составных штанг 3, расположенных диаметрально друг против друга, одного полого установочного штока 4, во внутренней полости которого размещается пакерующий шток 5. Установочный шток 4 выполнен с возможностью вертикального перемещения в центральном отверстии корпуса 1. На одном конце установочного штока 4 расположен пакерующий элемент 6, предназначенный для перекрытия ствола фонтанной арматуры, на другом конце - пакерующий шток 5 с пятой 7, предназначенной для упора установочного штока 4 в верхнюю траверсу 8. Пакерующий элемент 6 состоит из цилиндрических уплотняющих манжет 9, которые сжимаются под действием пакерующего штока 5 при его движении вниз во внутренней полости установочного штока 4, и гайки 10. Верхняя траверса 8 установлена на составных ходовых винтах 2 с возможностью ее перемещения по ним (вниз и вверх). От радиального перемещения верхняя траверса 8 удерживается двумя составными штангами 3. Ограничение движения верхней траверсы 8 вниз по составным ходовым винтам 2 и составным штангам 3 осуществляется двумя гайками 11, расположенными на составных штангах 3. В крайнем верхнем положении верхняя траверса 8 фиксируется к съемнику 12, предназначенному для монтажа и демонтажа устройства на фонтанной арматуре, двумя зацепами 13. Места сочленений составных ходовых винтов 2 с их промежуточными составляющими - стойками 14 и места сочленений штанг 3 с их промежуточными составляющими - стойками 15 дополнительно крепятся промежуточной траверсой 16, проходящей через установочный шток 4, и нижней траверсой 17, закрепленной на корпусе 1.The device consists of a housing 1, two fixed composite spindles 2 and two composite rods 3 located diametrically opposite each other, one hollow mounting rod 4, in the inner cavity of which a packing rod 5 is placed. The mounting rod 4 is made with the possibility of vertical movement in the Central hole casing 1. At one end of the installation rod 4 is a packing element 6, designed to overlap the trunk of the fountain valves, at the other end - packing rod 5 with a fifth 7, designed to the stop of the installation rod 4 in the upper cross beam 8. The packing element 6 consists of cylindrical sealing cuffs 9, which are compressed by the action of the packing rod 5 when it moves downward in the internal cavity of the installation rod 4, and the nut 10. The upper cross beam 8 is mounted on the composite lead screws 2 with the possibility of moving it over them (up and down). From the radial movement of the upper beam 8 is held by two composite rods 3. The restriction of the movement of the upper beam 8 downward on the composite spindles 2 and the composite rods 3 is carried out by two nuts 11 located on the composite rods 3. In the extreme upper position, the upper beam 8 is fixed to the puller 12, designed for mounting and dismounting the device on the fountain armature, with two hooks 13. The joints of the composite spindles 2 with their intermediate components - racks 14 and the joints of the rods 3 with their intermediate components - racks 15 are additionally attached by an intermediate traverse 16, passing through the mounting rod 4, and the lower traverse 17, mounted on the housing 1.

Корпус 1 крепится на фланец буферной задвижки 18 фонтанной арматуры.The housing 1 is mounted on the flange of the buffer valve 18 of the fountain valves.

Составные ходовые винты 2 со стойками 14 своими нижними сочленениями -домкратами 19 и штанги 3 со стойками 15 своими нижними сочленениями - винтами 20 крепятся соответственно на нижнем фланце переводной катушке 21 трубной головки и верхнем фланце корпуса 22 трубной головки. Крепление осуществляется при помощи четырех опор. Каждая опора в свою очередь состоит из четырех комплектов верхнего и нижнего накладных кронштейнов 23. Кронштейны 23 надеваются поверх гаек фланцевого соединения трубной головки и стягиваются двумя удлиненными шпильками 24 попарно. Третья шпилька является распорной (не показано). Образуются четыре струбцины, дополнительно докрепляющие фланцевое соединение трубной головки.Compound spindles 2 with struts 14 with their lower joints — jacks 19 and rods 3 with struts 15 with their lower joints — screws 20 are mounted respectively on the lower flange of the transfer coil 21 of the pipe head and the upper flange of the housing 22 of the pipe head. Mounting is carried out using four supports. Each support in turn consists of four sets of upper and lower overhead brackets 23. Brackets 23 are put on over the nuts of the flange connection of the pipe head and are pulled together by two elongated studs 24 in pairs. The third stud is a spacer (not shown). Four clamps are formed, additionally attaching the flange connection of the tube head.

Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.

Первоначально проводят закрытие буферной задвижки 18 фонтанной арматуры и освобождение ее верхнего фланца для монтажа на нем корпуса 1 заявляемого устройства. Закрывают ближние к стволу фонтанной арматуры струнные задвижки. Демонтируют рабочие струны фонтанной арматуры.Initially, the buffer valve 18 of the fountain valve is closed and its upper flange is released to mount the housing 1 of the inventive device on it. Close the string latches close to the trunk of the fountain. Dismantle the working strings of the fountain.

На нижнем фланце переводной катушки 21 трубной головки и верхнем фланце корпуса 22 трубной головки монтируют четыре пары накладных кронштейнов 23, образующих четыре опоры. На двух противоположных по диаметру стяжных удлиненных шпильках 24 кронштейнов 23 устанавливают два поворотных ролика 25 тросовой оснастки.On the lower flange of the transfer coil 21 of the pipe head and the upper flange of the housing 22 of the pipe head, four pairs of patch brackets 23 are mounted, forming four supports. On two opposite in diameter coupling elongated studs 24 of the brackets 23, two rotary rollers 25 of cable equipment are installed.

К съемнику 12 крепят верхнюю траверсу 8, фиксируя ее в верхнем положении зацепами 13. На установочном штоке 4 крепят пакерующий элемент 6. Затем поднимают заявляемое устройство грузоподъемным агрегатом (не показано) и подают на скважину. Далее соединяют фланцевое соединение корпуса 1 с буферной задвижкой 18.The upper traverse 8 is attached to the puller 12, fixing it in the upper position with hooks 13. A packing element 6 is attached to the mounting rod 4. Then the inventive device is lifted by a lifting unit (not shown) and fed to the well. Next, connect the flange connection of the housing 1 with a buffer valve 18.

Присоединяют составные ходовые винты 2 со стойками 14 при помощи домкратов 19 и составные штанги 3 со стойками 15 при помощи винтов 20 к кронштейнам 23.Connect the composite spindles 2 with uprights 14 with jacks 19 and the composite rods 3 with uprights 15 with screws 20 to the brackets 23.

После этого определяют требуемое расстояние ввода пакерующего элемента 6 в ствол фонтанной арматуры, собирают тросовую оснастку, пропуская трос через поворотные ролики 25.After that, determine the required input distance of the packing element 6 into the trunk of the fountain armature, assemble the cable accessories by passing the cable through the rotary rollers 25.

Далее открывают поочередно стволовые задвижки (в нашем случае - коренную 27, надкоренную 28 и буферную 18). Осторожно спускают пакерующий элемент 6 в ствол фонтанной арматуры на требуемое расстояние. При этом уплотняющие манжеты 9 пакерующего элемента 6 должны полностью разместиться в переводной катушке 21 трубной головки.Then, stem valves (in our case, root 27, root 28 and buffer 18) are opened alternately. Carefully lower the packing element 6 into the trunk of the fountain armature to the required distance. At the same time, the sealing cuffs 9 of the packing element 6 should be fully accommodated in the transfer coil 21 of the tube head.

При успешном завершении спуска пакерующего элемента 6 в ствол фонтанной арматуры проводят фиксацию верхней траверсы 8 с помощью гаек 10 и вращением пакерующего штока 5 по часовой стрелке с помощью гайки 10 проводят запакеровку пакерующего элемента 6 путем сжатия уплотняющих манжет 9.Upon successful completion of the descent of the packing element 6 into the trunk of the fountain reinforcement, the upper beam 8 is fixed with nuts 10 and the rotation of the packing rod 5 clockwise with the nut 10 is used to seal the packing element 6 by compressing the sealing cuffs 9.

С использованием вентиля (не показано), находящегося в корпусе 1, во внутренней полости заменяемых задвижек избыточное давление снижают до атмосферного, после чего вентиль закрывают и выдерживают задвижку в таком состоянии в течение 30 мин. Отсутствие давления указывает на герметичность установки пакерующего элемента 6. В случае обнаружения пропусков проводится дополнительная подтяжка пакерующего элемента 6 вращением пакеровочного штока 5 при помощи гайки 10.Using a valve (not shown) located in the housing 1, in the internal cavity of the replaced valves, the excess pressure is reduced to atmospheric pressure, after which the valve is closed and the valve is kept in this state for 30 minutes. The lack of pressure indicates the tightness of the installation of the packing element 6. In case of gaps, an additional tightening of the packing element 6 is carried out by rotating the packing rod 5 with the nut 10.

Проведя визуальный осмотр и убедившись в отсутствии пропусков, приступают к отвинчиванию гаек нижнего фланца коренной задвижки 27 и вращением гаек 11 на составных штангах 3 приподнимают корпус 1 над фонтанной арматурой на высоту (в нашем случае 400 мм), достаточную для установки страховочной вилки (не показано). Далее отвинчивают накидные гайки на четырех кронштейнах 23 на фланцевом соединении трубной головки и снимают заявляемое устройство со скважины вместе с неисправными надкоренной 28 и коренной 27, а также буферной 18 задвижками.After a visual inspection and making sure that there are no gaps, they begin to unscrew the nuts of the lower flange of the main valve 27 and rotate the nuts 11 on the composite rods 3 to raise the housing 1 above the fountain fittings to a height (in our case 400 mm), sufficient to install a safety fork (not shown) ) Next, unscrew the union nuts on the four brackets 23 on the flange connection of the pipe head and remove the inventive device from the well, together with the defective root 28 and root 27, as well as the buffer 18 valves.

С использованием грузоподъемного агрегата (не показано) заявляемое устройство подается на специальную площадку, на которой отсоединяются неисправные задвижки 28 и 27. Далее проводят соединение корпуса 1 и вновь устанавливаемых исправных задвижек в сборе при необходимости с переходной катушкой 29. Переходная катушка 29 предусмотрена в комплекте устройства для того, чтобы была возможность устанавливать задвижки с присоединительными размерами, отличающимися от ранее установленных на скважине, например задвижки зарубежного производства на задвижки отечественного производства.Using a lifting unit (not shown), the claimed device is supplied to a special platform on which the faulty valves 28 and 27 are disconnected. Next, the body 1 and newly installed serviceable valves are assembled, if necessary, with a transition coil 29. A transition coil 29 is provided in the device kit in order to be able to install valves with connecting dimensions different from previously installed on the well, for example, valves of foreign manufacture on advizhki domestic production.

Устройство в сборе с вновь устанавливаемыми исправными задвижками, которые должны быть в открытом положении, подают на скважину и монтируют на составных ходовых винтах 2 и составных штангах 3 в кронштейны 23 опор.The device assembly with newly installed operational valves, which should be in the open position, is fed to the well and mounted on composite spindles 2 and composite rods 3 in the brackets 23 of the supports.

Пакерующий шток 5 подводят к пакерующему элементу 6 и соединяют с ним накидной гайкой 30. Далее проводят демонтаж вилки (не показано), монтируют устройство на переводную катушку 21 трубной головки и крепят их фланцевые соединения.The packing rod 5 is brought to the packing element 6 and connected to it with a union nut 30. Next, a plug (not shown) is dismantled, the device is mounted on the transfer coil 21 of the pipe head and their flange connections are fixed.

Вращением пакерующего штока 5 против часовой стрелки проводят ослабление герметизации пакерующего элемента 6, его распакеровку. После этого проводят подъем пакерующего элемента 6 над шибером коренной задвижки 27 и закрывают ее.By rotating the packing rod 5 counterclockwise, the sealing of the packing element 6 is loosened and unpacked. After that, the lifting of the packing element 6 over the gate of the main valve 27 is carried out and it is closed.

После окончания работ устройство демонтируют. В местах установки кронштейнов 23 устанавливают ранее снятые шпильки.After completion of work, the device is dismantled. In places of installation of the brackets 23 install previously removed studs.

Заявляемое устройство обеспечивает возможность замены под давлением сразу нескольких стволовых задвижек (в нашем случае двух, надкоренной и коренной). При этом скважина не глушится, продолжительность ремонтных работ по замене неисправных стволовых задвижек сокращается.The inventive device provides the ability to replace under pressure several stem valves (in our case, two, root and root). At the same time, the well is not jammed, the duration of repair work on the replacement of faulty stem valves is reduced.

Достоинством предлагаемого устройства является возможность дополнительного проворота установочного штока 4 с закрепленным на нем пакерующим элементом 6 вдоль оси пакерующего штока 5. Это увеличивает вероятность успешной проводки пакерующего элемента 6 к месту установки при несоосности элементов устьевого оборудования (шиберы и корпуса задвижек, крестовина, переводная катушка). Проворот установочного штока 4 осуществляется за шестигранный выступ пяты 7.The advantage of the proposed device is the possibility of additional rotation of the installation rod 4 with a packing element 6 fixed on it along the axis of the packing rod 5. This increases the likelihood of a successful packing element 6 to the installation site when misaligned elements of wellhead equipment (gates and valve bodies, crosspiece, transfer coil) . The rotation of the installation rod 4 is carried out for the hexagonal protrusion of the heel 7.

Наличие на составных штангах 3 гаек 11 позволяет верхней траверсе 8 с установочным штоком 4 свободно перемещаться вниз, то есть обеспечивает возможность перемещать пакерующий элемент 6 с помощью тросовой оснастки грузоподъемным устройством (автокраном), преодолевая усилие от давления скважинной среды на установочный шток 4 механическим способом. Гайки 11 вслед за траверсой 8 по завершении спуска пакерующего устройства завинчиваются по месту без приложения мускульных усилий.The presence of 3 nuts 11 on the composite rods 11 allows the upper traverse 8 with the installation rod 4 to move freely downwards, that is, it provides the ability to move the packing element 6 using a cable equipment with a lifting device (crane), overcoming the force from the pressure of the borehole medium on the installation rod 4 mechanically. The nuts 11 after the traverse 8 at the end of the descent of the packing device are screwed in place without the application of muscular effort.

Claims (1)

Устройство для одновременной замены стволовых задвижек фонтанной арматуры под давлением, содержащее корпус с двумя неподвижными составными ходовыми винтами, двумя составными штангами и одним полым установочным штоком с размещенным в нем пакерующим штоком, установочный шток выполнен с возможностью его вертикального перемещения в центральном отверстии корпуса, при этом винты, штанги и установочный шток установлены в траверсах, размещенных на разных высотных отметках относительно корпуса, на одном конце установочного штока размещен пакерующий элемент для перекрытия ствола фонтанной арматуры, состоящий из уплотняющих манжет и гайки, на другом конце - пакерующий шток с пятой, входящий в зацепление с приводом сжатия уплотняющих манжет пакерующего элемента, при этом пята установочного штока установлена с возможностью передачи усилия от давления скважинной среды на верхнюю траверсу, ограниченную от перемещения двумя гайками, размещенными на составных ходовых винтах, а составные ходовые винты и составные штанги размещены на опорах, состоящих из нескольких кронштейнов. A device for the simultaneous replacement of stem valves of fountain valves under pressure, comprising a housing with two fixed composite spindles, two composite rods and one hollow mounting rod with a packing rod located in it, the mounting rod is made with the possibility of its vertical movement in the central hole of the housing, the screws, rods and the mounting rod are installed in traverses located at different elevations relative to the housing, at one end of the installation rod is placed Keru element for closing the trunk of the fountain armature, consisting of sealing cuffs and nuts, at the other end there is a packing rod with a fifth that engages with the compression drive of the sealing cuffs of the packing element, while the heel of the installation rod is installed with the possibility of transmitting force from the pressure of the wellbore medium the upper traverse, limited from movement by two nuts placed on the composite spindles, and the composite spindles and composite rods are placed on supports consisting of several brackets.
RU2009122746/03A 2009-06-15 2009-06-15 Device for simultaneous replacement of master gates under pressure RU2399748C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2009122746/03A RU2399748C1 (en) 2009-06-15 2009-06-15 Device for simultaneous replacement of master gates under pressure

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2009122746/03A RU2399748C1 (en) 2009-06-15 2009-06-15 Device for simultaneous replacement of master gates under pressure

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2399748C1 true RU2399748C1 (en) 2010-09-20

Family

ID=42939202

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009122746/03A RU2399748C1 (en) 2009-06-15 2009-06-15 Device for simultaneous replacement of master gates under pressure

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2399748C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA028915B1 (en) * 2015-06-01 2018-01-31 Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" Method for simultaneous replacement of wellhead master valves under pressure (embodiments) and device for implementation thereof (embodiments)
CN108469391A (en) * 2018-03-26 2018-08-31 中铁工程装备集团有限公司 A kind of replaceable cutterhead large circle tunneling boring wear detector of normal pressure

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
РАДКОВСКИЙ В.Р. и др. Справочник «Оборудование и инструмент для предупреждения и ликвидации фонтанов». - М.: Недра, 1996, с.186. *

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA028915B1 (en) * 2015-06-01 2018-01-31 Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" Method for simultaneous replacement of wellhead master valves under pressure (embodiments) and device for implementation thereof (embodiments)
CN108469391A (en) * 2018-03-26 2018-08-31 中铁工程装备集团有限公司 A kind of replaceable cutterhead large circle tunneling boring wear detector of normal pressure
CN108469391B (en) * 2018-03-26 2024-04-16 中铁工程装备集团有限公司 Big round of removable blade disc of ordinary pressure Ring full section wear detection device

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7584798B2 (en) Subsurface lubricator and method of use
US5012865A (en) Annular and concentric flow wellhead isolation tool
US20170328169A1 (en) Downhole occluder, pressurized sucker rod and operation technique to repair oil pipes
RU2534690C1 (en) Universal wellhead packer
US10669809B2 (en) Test-port activated tubing hanger control valve
US5159982A (en) Double walled riser
RU2399748C1 (en) Device for simultaneous replacement of master gates under pressure
US9903174B2 (en) Torque-provider
US20150226026A1 (en) Blowout preventer installation and removal devices and related methods
CN103998708A (en) Dynamic riser string hang-off assembly
BR112013019030B1 (en) check valve, and, use of a check valve.
RU2522326C1 (en) Device to isolate problematic zones by profile packer with cylindrical sections at well drilling
RU2357067C1 (en) Method of well head pressurising and facility for implementation of this method
RU2405910C1 (en) Method for simultaneous displacement of head valves of production tree under pressure
CN105401934A (en) Visual simulation shaft experiment device
RU91102U1 (en) DEVICE FOR REPLACEMENT OF STEM LATCHES OF THE FOUNTAIN FITTING UNDER PRESSURE
CN202866733U (en) Novel well repair seal device for oil field
CN202547891U (en) Pressure test device for wellhead blowout preventor
RU2336408C1 (en) Method of casing string repair
RU151540U1 (en) DEVICE FOR SEALING OF THE WELL'S HOLE WHEN STOPPING THE LIFTING OPERATIONS OF THE PUMP BARS
CN209083249U (en) A kind of split type oil pipe self-sealing blowout preventer
RU2441135C1 (en) Method of abandonment of oil-and-gas well with production string multiple untight sections
CN105484692B (en) A kind of comprehensive shaft mouth operation instrument and its application method
RU2808287C1 (en) Bench for pressure testing of double-row preventer at well
RU2563845C2 (en) Sealing method of cavity of pipes and annular space of well; pgu-2 anti-syphonage sealing device; pk-1 washing coil

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20120616