RU2456432C2 - Компенсация деформации канала для поршня в скважинных клапанах-отсекателях - Google Patents
Компенсация деформации канала для поршня в скважинных клапанах-отсекателях Download PDFInfo
- Publication number
- RU2456432C2 RU2456432C2 RU2009121639/03A RU2009121639A RU2456432C2 RU 2456432 C2 RU2456432 C2 RU 2456432C2 RU 2009121639/03 A RU2009121639/03 A RU 2009121639/03A RU 2009121639 A RU2009121639 A RU 2009121639A RU 2456432 C2 RU2456432 C2 RU 2456432C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- piston
- channel
- valve according
- valve
- sleeve
- Prior art date
Links
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims 1
- 230000009471 action Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- 238000013461 design Methods 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Safety Valves (AREA)
- Actuator (AREA)
- Lift Valve (AREA)
- Fluid-Damping Devices (AREA)
- Control Of Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к скважинным клапанам-отсекателям, которые работают от давления в линии управления, передаваемого в канал для поршня. Обеспечивает устранение деформации канала для поршня под действием высоких нагрузок, вызванных высоким внутренним давлением в основном канале корпуса клапана, сохранение целостности уплотнения поршня. По одному варианту скважинный клапан-отсекатель содержит корпус, имеющий основной канал и канал для поршня в стенке корпуса, проходящий от соединительного средства для подсоединения линии управления и содержащий поршень, и несколько дополнительных глухих каналов в указанной стенке, предназначенных для снижения возможности деформации канала для поршня до уровня нарушения уплотнения поршня в канале для поршня, когда в основном канале создается давление. По другому варианту скважинный клапан-отсекатель содержит корпус, имеющий основной канал и канал для поршня в стенке корпуса, проходящий от соединительного средства для подсоединения линии управления, и гильзу, расположенную в канале для поршня и в которой размещается поршень, предназначенную для снижения возможности нарушения уплотнения поршня, когда в основном канале создается давление, приводящее к деформации канала для поршня. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 8 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к скважинным клапанам-отсекателям, которые работают от давления в линии управления, передаваемого в канал для поршня.
Уровень техники
Скважинные клапаны-отсекатели используются в эксплуатационной насосно-компрессорной колонне для управления скважиной и ее перекрытия для предотвращения выбросов. Как правило, такие клапаны снабжены заслонкой, имеющей форму диска. Заслонка может поворачиваться на 90 градусов между открытым и закрытым положениями. Перемещаемая труба (называемая также трубой регулирования потока) может перемещаться между двумя положениями. Когда труба сдвинута вниз, она взаимодействует с заслонкой для поворота ее на 90 градусов и продолжает продвигаться, по мере того как заслонка перемещается в положение сзади перемещаемой трубы. В этом положении клапан-отсекатель открыт. Когда перемещаемая труба открывает клапан-отсекатель, сжимается закрывающая пружина, которая обеспечивает возврат перемещаемой трубы в начальное положение. Когда перемещаемая труба поднимается, поворотная пружина на заслонке прижимает ее к поверхности уплотнения для перекрытия эксплуатационной насосно-компрессорной колонны.
Обычно с поверхности в скважину опущена линия управления, которая проходит рядом с эксплуатационной насосно-компрессорной колонной и подходит к каналу для поршня клапана-отсекателя. Существует несколько типов поршней, которые могут использоваться, и они обычно соединены с перемещаемой трубой, так чтобы давление, имеющееся в трубопроводе управления, действовало на поршень, соединенный с перемещаемой трубой, чтобы он обеспечивал противодействие закрывающей пружине и удерживал заслонку в открытом положении. Широко используемым типом поршня является поршень штока. Другие типы поршней могут иметь кольцевую форму. Поршень штока установлен в удлиненном канале в корпусе клапана-отсекателя, который обычно заканчивается наконечником с двухступенчатой наружной резьбой. Наконечник может входить в муфту с внутренней резьбой для полной сборки клапана-отсекателя.
В последнее время к клапанам-отсекателям предъявляются требования работы при все более высоких внутренних давлениях. Эти рабочие давления достигают величин 20000-30000 psi. Испытания существующих конструкций в указанных условиях показали, что они в общем обеспечивают работу при таких давлениях, однако канал для поршня в наконечнике корпуса подвергается деформациям, выражающимся, как правило, в том, что он становился асимметричным. Причина заключается в том, что наконечник в зоне резьбы тоньше муфты. Когда давление становится достаточно высоким, наконечник деформируется, пока в двухступенчатой резьбе не появится зазор, в то время как наконечник и муфта двигаются вместе. Таким образом, целью настоящего изобретения является устранение деформации канала для поршня под действием высоких нагрузок. При решении этой задачи возможны два принципиальных варианта. В первом варианте в канал для поршня вводится гильза, так что деформации канала уже не будут связаны с продолжающейся возможностью поршня осуществлять уплотнение, поскольку гильза не деформируется вообще, или же ее деформация не превышает предела, после которого нарушается уплотнение канала поршнем. В другом варианте формируются каналы, параллельные каналу для поршня, так чтобы прочность стенки наконечника стала более равномерной в зоне канала для поршня для устранения или уменьшения деформации канала для поршня под действием напряжений до такого уровня, при котором обеспечивается уплотнение поршнем, и перемещаемая труба может по-прежнему удерживаться в нижнем положении несмотря на действие закрывающей пружины. Эти и другие особенности настоящего изобретения станут более понятными специалистам в данной области техники после ознакомления с предпочтительным вариантом осуществления изобретения, который описан ниже со ссылками на прилагаемые чертежи, с учетом того, что полный объем охраны изобретения определяется формулой изобретения.
Инжекционные каналы в клапанах-отсекателях используются для подачи химических веществ за перемещаемую трубу, как это описано в патенте US 6148920 и в заявке US 2005/0098210. Также в связи с клапанами-отсекателями могут быть сделаны ссылки на патенты US 4042023; US 4399871; US 4562854; US 4565215; US 5718289 и US 6148920, а также на заявку US 2004/0040718.
Краткое изложение сущности изобретения
В предлагаемом в изобретении скважинном клапане-отсекателе деформации канала для поршня уменьшаются или вообще устраняются, когда корпус клапана подвергается действию высокого рабочего давления. В одном из вариантов осуществления изобретения поршень расположен в гильзе, которая установлена в канале для поршня. Канал может деформироваться, однако находящаяся внутри него гильза не будет деформирована до такого уровня, чтобы происходило нарушение уплотнения поршня в канале для поршня. В другом варианте осуществления изобретения канал для поршня окружен дополнительными каналами, обеспечивающими равномерность прочности корпуса клапана в зоне канала, так чтобы действующее давление не приводило к деформации канала для поршня в такой степени, чтобы происходило нарушение герметизации поршнем канала для поршня.
Краткое описание чертежей
На прилагаемых чертежах показано:
на фиг.1 - вид продольного сечения гильзы внутри канала для поршня в наконечнике корпуса клапана-отсекателя;
на фиг.2 - увеличенный вид нижней части гильзы фиг.1;
на фиг.3 - вид продольного сечения верхней части известной конструкции клапана-отсекателя;
на фиг.4 - вид поперечного сечения по линиям 4-4 фиг.3;
на фиг.5 - вид продольного сечения верхней части клапана-отсекателя, на котором показана глубина дополнительных каналов возле канала для поршня;
на фиг.6 - вид поперечного сечения по линиям 6-6 фиг.5;
на фиг.7 - вид альтернативного варианта, в котором используется меньше дополнительных каналов, чем на фиг.5, но они более глубокие;
на фиг.8 - вид поперечного сечения по линиям 8-8 фиг.7.
Варианты осуществления изобретения
На фиг.3 показан вид продольного сечения известной конструкции скважинного клапана-отсекателя, на котором можно видеть верхний корпус 10 и соединительное средство 12 для подсоединения линии управления (не показана), опущенной в скважину с поверхности. На нижнем конце клапана-отсекателя имеется двухступенчатая наружная резьба 14. Сквозь стенку верхнего корпуса 10 проходит канал 16 для поршня. Внутри этого канала находится поршень (не показан), который может перемещаться в зависимости от давления в линии управления, как это описано ниже. На поперечном сечении, приведенном на фиг.4, можно видеть положение канала 16 для поршня относительно продольной оси 18. Как следует из этих двух фиг.3 и 4, в результате действия очень высоких внутренних рабочих давлений порядка 20'000 psi и выше канал 16 для поршня может деформироваться, поскольку стенка корпуса 10 не является однородной, и в одной части стенки имеется ослабляющая стенку полость, приводящая к ее несоразмерной деформации. Поскольку уплотнения поршня (не показаны) должны поддерживать разность давлений с разных сторон поршня для соответствующего перемещения перемещаемой трубы (не показана), то овальность канала 16 для поршня будет ухудшать или вообще нарушать способность уплотнений поршня поддерживать разность давлений. Результатом нарушения уплотнения поршня является невозможность управления клапаном для обеспечения его перехода в положение блокировки, которым обычно является закрытое положение.
На фиг.5-8 иллюстрируются два варианта решения указанной проблемы. На фиг.5, 6 можно видеть дополнительные глухие каналы 18, которые предпочтительно проходят параллельно каналу 16 для поршня. В этом варианте дополнительные каналы 18 равномерно распределены по окружности, начиная с одной стороны канала 16 для поршня и далее по окружности к другой стороне канала 16, в результате чего обеспечивается распределение и минимизация деформаций каждого из каналов, в том числе и канала 16 для поршня. В приведенном примере используются 17 таких каналов 18.
На фиг.7, 8 иллюстрируется второй вариант, в котором используется несколько глухих каналов 20, однако эти каналы расположены рядом с каналом 16 для поршня и предпочтительно по обеим сторонам от него в секторе 90°. При использовании нескольких каналов 20, расположенных по обеим сторонам канала 16 для поршня, больше всего будут деформироваться крайние каналы 20, наиболее удаленные от канала 16, и деформация канала 16 уменьшается.
Специалистам в данной области техники будет ясно, что целью предлагаемых решений является минимизация или устранение деформаций канала 16 для поршня, вызванных высоким внутренним давлением в основном канале 22, поскольку канал 16 для поршня является слабым местом в очень тонкой стенке возле резьб 14. Использование глухих каналов обеспечивает более равномерную деформацию стенки корпуса 10 возле канала 16 для поршня, то есть происходит равномерное распределение деформаций, вызываемых очень высоким рабочим давлением. Ясно, что в варианте, представленном на фиг.6, вся стенка корпуса 10 становится однородной в зоне канала 16 для поршня, и в этом случае можно получить решение, приближенное к идеальному, при котором деформация канала 16 минимальна или вообще отсутствует, поскольку деформирующие напряжения не будут концентрироваться в зоне канала 16 в корпусе 10, как это происходит в конструкции, представленной на фиг.4. Таким образом, конструкция, представленная на фиг.6, обеспечивает исчерпывающее решение, при котором происходит равномерное распределение напряжений, вызываемых внутренним давлением. Стоимость такой конструкции может быть снижена путем уменьшения количества глухих каналов (каналы 20 на фиг.8), хотя глубина этих глухих каналов во втором варианте предпочтительно больше их глубины в первом варианте. Хотя второе решение, в котором основная часть деформации будет приходиться на крайние глухие каналы, находящиеся с обеих сторон канала 16 для поршня, менее эффективно с точки зрения уменьшения деформации канала 16 для поршня по сравнению с первым вариантом, в котором деформация распределяется по гораздо большему числу каналов, однако уменьшение затрат во втором варианте очевидно, и, кроме того, этот второй вариант также достаточно эффективен в снижении деформации канала 16 для поршня.
Для получения заданного количества глухих каналов, а также их глубины, формы, наклона и разнесения по окружности могут использоваться фрезерные станки, управляемые компьютером. Можно заранее рассчитать ожидаемые характеристики с использованием метода анализа известных конечных элементов.
Предлагаемое в изобретении решение охватывает широкий диапазон диаметров глухих каналов, причем в предпочтительном варианте диаметр глухих каналов равен диаметру канала 16. В то время как продольные оси глухих каналов предпочтительно параллельны друг другу, возможны варианты, в которых их продольные оси могут отклоняться на некоторый угол, не превышающий 15°, от продольных осей соседних глухих каналов, или же направление продольных осей всех глухих каналов может совпадать с направлением продольной оси 18 или отличаться от него. Например, продольные оси всех глухих каналов могут быть параллельны друг другу и в то же время наклонены под некоторым углом к оси 18. Наиболее экономичный вариант конструкции с точки зрения изготовления содержит минимальное количество глухих каналов, продольные оси которых параллельны друг другу и оси 18. Каналы могут иметь одинаковую или разную глубину.
На фиг.1, 2 иллюстрируется другой вариант решения рассматриваемой проблемы. В этом варианте канал 16 для поршня имеет внутреннюю гильзу 24, в которой поршень (не показан) может перемещаться взад и вперед. Как показано на увеличенном виде фиг.2, для предотвращения потери давления используется уплотнение 26, устанавливаемое в канавке 28, охватывающей внешнюю сторону гильзы 24. Гильзу 24 вставляют через нижний конец канала 16 для поршня и вдвигают внутрь со скольжением, поскольку между внешним диаметром гильзы и диаметром канала 16 имеется некоторый зазор. Уплотнение 26 обеспечивает герметизацию этого зазора. В альтернативном варианте гильза 24 может быть запрессована в корпус, так что зазор отсутствует и отпадает необходимость в уплотнении 26. После того как гильза 24 установлена, в канавке 32 канала 16 для поршня устанавливают стопорное кольцо 30 или другое известное фиксирующее устройство для предотвращения смещения гильзы 24 в продольном направлении.
В данном случае канал 16 для поршня может деформироваться, в то время как гильза 24 не деформируется, поскольку между ней и каналом 16 имеется зазор.
Специалистам в данной области техники будет ясно, что вариант, иллюстрируемый на фиг, 1, 2, может использоваться вместе с вариантом фиг.6 или 8 или раздельно. Необходимый результат в любом случае заключается в сохранении целостности уплотнения поршня, перемещающего перемещаемую трубу в клапане-отсекателе или в других применениях с высоким внутренним рабочим давлением, превышающим 20000 psi, в которых в корпусе имеется канал для поршня, независимо от вида скважинного устройства.
В вышеприведенном описании рассмотрен предпочтительный вариант осуществления изобретения, и специалист в данной области техники может предложить различные модификации этого варианта без выхода за пределы объема охраны изобретения, который полностью определяется в прилагаемой формуле изобретения.
Claims (18)
1. Скважинный клапан-отсекатель, содержащий корпус, имеющий основной канал и канал для поршня в стенке корпуса, проходящий от соединительного средства для подсоединения линии управления и содержащий поршень, и несколько дополнительных глухих каналов в указанной стенке, предназначенных для снижения возможности деформации канала для поршня до уровня нарушения уплотнения поршня в канале для поршня, когда в основном канале создается давление.
2. Клапан по п.1, в котором дополнительный канал находится в пределах сектора 45° от канала для поршня, обеспечивая снижение возможности деформации канала для поршня, когда в основном канале создается давление.
3. Клапан по п.1, в котором дополнительные каналы располагаются практически по всей окружности стенки.
4. Клапан по п.1, в котором дополнительные каналы располагаются с обеих сторон канала для поршня в пределах сектора 90°.
5. Клапан по п.1, в котором все дополнительные каналы имеют одинаковый диаметр.
6. Клапан по п.1, в котором дополнительные каналы, окружающие канал для поршня, располагаются на одном и том же расстоянии друг от друга.
7. Клапан по п.1, в котором дополнительные каналы параллельны друг другу.
8. Клапан по п.1, в котором дополнительные каналы параллельны каналу для поршня.
9. Клапан по п.1, в котором дополнительные каналы имеют разные диаметры или разную форму.
10. Клапан по п.1, в котором дополнительные каналы находятся на произвольных расстояниях друг от друга.
11. Клапан по п.1, в котором дополнительные каналы имеют одинаковую или разную глубину.
12. Скважинный клапан-отсекатель, содержащий корпус, имеющий основной канал и канал для поршня в стенке корпуса, проходящий от соединительного средства для подсоединения линии управления, и гильзу, расположенную в канале для поршня, и в которой размещается поршень, предназначенную для снижения возможности нарушения уплотнения поршня, когда в основном канале создается давление, приводящее к деформации канала для поршня.
13. Клапан по п.12, в котором между гильзой и каналом для поршня имеется зазор.
14. Клапан по п.13, дополнительно содержащий в указанном зазоре уплотнение для его герметизации.
15. Клапан по п.14, дополнительно содержащий фиксатор гильзы для удерживания ее от перемещения в канале для поршня.
16. Клапан по п.15, в котором в отличие от канала для поршня гильза не подвергается деформации возле поршня, когда в основном канале создается давление.
17. Клапан по п.12, в котором отсутствует зазор между гильзой и каналом.
18. Клапан по п.17, в котором в отличие от канала для поршня гильза не подвергается деформации возле поршня, когда в основном канале создается давление.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/595,591 | 2006-11-10 | ||
US11/595,591 US7699108B2 (en) | 2006-11-13 | 2006-11-13 | Distortion compensation for rod piston bore in subsurface safety valves |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2009121639A RU2009121639A (ru) | 2010-12-20 |
RU2456432C2 true RU2456432C2 (ru) | 2012-07-20 |
Family
ID=39203266
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009121639/03A RU2456432C2 (ru) | 2006-11-13 | 2007-11-06 | Компенсация деформации канала для поршня в скважинных клапанах-отсекателях |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US7699108B2 (ru) |
EP (1) | EP2094938B1 (ru) |
CN (1) | CN101657604B (ru) |
AU (1) | AU2007319495B2 (ru) |
BR (1) | BRPI0718685B1 (ru) |
NO (1) | NO344904B1 (ru) |
RU (1) | RU2456432C2 (ru) |
WO (1) | WO2008060889A1 (ru) |
Families Citing this family (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
AU2011229105B2 (en) * | 2010-03-19 | 2015-06-25 | Noetic Technologies Inc. | Casing fill-up fluid management tool |
US9103185B2 (en) | 2011-02-10 | 2015-08-11 | Schlumberger Technology Corporation | Valve with removable component |
US8668014B2 (en) * | 2011-02-14 | 2014-03-11 | Tejas Research & Engineering, Llc | Subsurface safety valve for high temperature and high pressure wells |
US8857785B2 (en) | 2011-02-23 | 2014-10-14 | Baker Hughes Incorporated | Thermo-hydraulically actuated process control valve |
US8967280B2 (en) | 2011-05-03 | 2015-03-03 | Baker Hughes Incorporated | Locking assembly for mechanically set packer |
GB2499260B (en) * | 2012-02-13 | 2017-09-06 | Weatherford Tech Holdings Llc | Device and method for use in controlling fluid flow |
US10914127B2 (en) | 2019-02-08 | 2021-02-09 | Peter J. Fay | Side pocket mandrel with enhanced pressure rating |
BR102020012768A2 (pt) * | 2020-06-22 | 2022-01-04 | Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Conjunto mandril para injeção química em poços de petróleo |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU883342A1 (ru) * | 1980-03-28 | 1981-11-23 | Производственное Объединение "Нижневартовскнефтегаз" | Забойный клапан-отсекатель дл насосной эксплуатации скважин |
SU1102490A3 (ru) * | 1980-05-30 | 1984-07-07 | Сосьете Дъэтюд Де Машин Термик С.Е.М.Т. (Фирма) | Поршень дл машины с возвратно-поступательным движением поршней, преимущественно дл двигател внутреннего сгорани |
USRE32390E (en) * | 1982-06-01 | 1987-04-07 | Camco, Incorporated | Hydraulic actuating means for subsurface safety valve |
US4669547A (en) * | 1985-03-11 | 1987-06-02 | Camco, Incorporated | High temperature subsurface safety valve |
FR2702013A1 (fr) * | 1993-02-26 | 1994-09-02 | Machinery Oil Tools Internatio | Système de commande fluidique destiné à la manÓoeuvre d'un obturateur d'un corps de vanne, notamment de puits producteur d'hydrocarbures, et vanne de sécurité équipée d'un tel système de commande fluidique. |
RU2160357C2 (ru) * | 1994-06-02 | 2000-12-10 | Фирма "Саратовгазприборавтоматика" | Клапан-отсекатель |
US6237693B1 (en) * | 1999-08-13 | 2001-05-29 | Camco International Inc. | Failsafe safety valve and method |
RU2234595C1 (ru) * | 2002-12-30 | 2004-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Подземгазпром" | Скважинный клапан-отсекатель |
Family Cites Families (56)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB1478206A (en) | 1974-09-12 | 1977-06-29 | Weatherford Oil Tool | Control line positioning device for use in wells |
US3971438A (en) | 1975-03-03 | 1976-07-27 | Baker Oil Tools, Inc. | Wireline safety valve with split ball |
US4069834A (en) | 1976-04-26 | 1978-01-24 | Baker Cac, Inc. | Thermal safety valve |
US4103744A (en) | 1977-08-04 | 1978-08-01 | Baker International Corporation | Safety valve and ball type equalizing valve |
US4202368A (en) | 1978-03-13 | 1980-05-13 | Baker Cac, Inc. | Safety valve or blowout preventer for use in a fluid transmission conduit |
US4565215A (en) | 1980-07-16 | 1986-01-21 | Cummings Leslie L | Chemical injection valve |
US4478288A (en) | 1981-10-02 | 1984-10-23 | Baker International Corporation | Apparatus with annulus safety valve for through tubing injection and method of use |
US4399871A (en) | 1981-12-16 | 1983-08-23 | Otis Engineering Corporation | Chemical injection valve with openable bypass |
US4427071A (en) | 1982-02-18 | 1984-01-24 | Baker Oil Tools, Inc. | Flapper type safety valve for subterranean wells |
US4415036A (en) | 1982-02-22 | 1983-11-15 | Baker Oil Tools, Inc. | Pressure equalizing flapper type safety valve for subterranean wells |
US4457376A (en) | 1982-05-17 | 1984-07-03 | Baker Oil Tools, Inc. | Flapper type safety valve for subterranean wells |
US4446922A (en) | 1982-06-16 | 1984-05-08 | Baker Oil Tools, Inc. | Adjustable safety valve |
US4467870A (en) | 1982-07-06 | 1984-08-28 | Baker Oil Tools, Inc. | Fluid pressure actuator for subterranean well apparatus |
US4467867A (en) | 1982-07-06 | 1984-08-28 | Baker Oil Tools, Inc. | Subterranean well safety valve with reference pressure chamber |
US4503913A (en) | 1983-07-18 | 1985-03-12 | Baker Oil Tools, Inc. | Subsurface well safety valve |
US4562854A (en) | 1984-09-27 | 1986-01-07 | Camco, Incorporated | Piston actuated chemical injection valve |
CH666483A5 (de) * | 1985-01-16 | 1988-07-29 | Lonza Ag | Verfahren zur herstellung von thiotetronsaeure. |
US4691776A (en) | 1986-05-29 | 1987-09-08 | Camco, Incorporated | Retrievable well safety valve with expandable external seals |
US4796705A (en) | 1987-08-26 | 1989-01-10 | Baker Oil Tools, Inc. | Subsurface well safety valve |
US4796708A (en) | 1988-03-07 | 1989-01-10 | Baker Hughes Incorporated | Electrically actuated safety valve for a subterranean well |
US4945993A (en) | 1988-05-06 | 1990-08-07 | Otis Engineering Corporation | Surface controlled subsurface safety valve |
US4923012A (en) | 1989-02-09 | 1990-05-08 | Baker Hughes Incorporated | Safety valve for horizontal completions of subterranean wells |
US5004007A (en) | 1989-03-30 | 1991-04-02 | Exxon Production Research Company | Chemical injection valve |
US4860991A (en) | 1989-04-06 | 1989-08-29 | Camco, Incorporated | Safety valve |
US4977957A (en) | 1989-10-02 | 1990-12-18 | Camco International Inc. | Subsurface well safety valve with light weight components |
US4951753A (en) | 1989-10-12 | 1990-08-28 | Baker Hughes Incorporated | Subsurface well safety valve |
US4944351A (en) | 1989-10-26 | 1990-07-31 | Baker Hughes Incorporated | Downhole safety valve for subterranean well and method |
US4967845A (en) | 1989-11-28 | 1990-11-06 | Baker Hughes Incorporated | Lock open mechanism for downhole safety valve |
US5211243A (en) | 1990-08-27 | 1993-05-18 | Baker Hughes Incorporated | Annulus safety valve |
US5293943A (en) | 1991-07-05 | 1994-03-15 | Halliburton Company | Safety valve, sealing ring and seal assembly |
US5284205A (en) | 1992-04-01 | 1994-02-08 | Halliburton Company | Metal to metal seal for well safety valve |
US5343955A (en) | 1992-04-28 | 1994-09-06 | Baker Hughes Incorporated | Tandem wellbore safety valve apparatus and method of valving in a wellbore |
US5713423A (en) | 1992-07-24 | 1998-02-03 | The Charles Machine Works, Inc. | Drill pipe |
US5318127A (en) * | 1992-08-03 | 1994-06-07 | Halliburton Company | Surface controlled annulus safety system for well bores |
GB9502154D0 (en) | 1995-02-03 | 1995-03-22 | Petroleum Eng Services | Subsurface valve |
US5669448A (en) | 1995-12-08 | 1997-09-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Overbalance perforating and stimulation method for wells |
US5718289A (en) | 1996-03-05 | 1998-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for use in injecting fluids in a well |
US5897095A (en) | 1996-08-08 | 1999-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Subsurface safety valve actuation pressure amplifier |
US6253843B1 (en) | 1996-12-09 | 2001-07-03 | Baker Hughes Incorporated | Electric safety valve actuator |
US6199629B1 (en) | 1997-09-24 | 2001-03-13 | Baker Hughes Incorporated | Computer controlled downhole safety valve system |
GB2346638B (en) | 1997-10-17 | 2002-06-19 | Camco Int | Equalizing subsurface safety valve with injection system |
US6269874B1 (en) | 1998-05-05 | 2001-08-07 | Baker Hughes Incorporated | Electro-hydraulic surface controlled subsurface safety valve actuator |
US6109351A (en) | 1998-08-31 | 2000-08-29 | Baker Hughes Incorporated | Failsafe control system for a subsurface safety valve |
US6173785B1 (en) | 1998-10-15 | 2001-01-16 | Baker Hughes Incorporated | Pressure-balanced rod piston control system for a subsurface safety valve |
US6523614B2 (en) * | 2001-04-19 | 2003-02-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subsurface safety valve lock out and communication tool and method for use of the same |
US6607037B2 (en) | 2001-07-24 | 2003-08-19 | Baker Hughes Incorporated | Sand control seal for subsurface safety valve |
US6880639B2 (en) | 2002-08-27 | 2005-04-19 | Rw Capillary Tubing Accessories, L.L.C. | Downhole injection system |
US7137452B2 (en) | 2002-09-25 | 2006-11-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of disabling and locking open a safety valve with releasable flow tube for flapper lockout |
US6902006B2 (en) | 2002-10-03 | 2005-06-07 | Baker Hughes Incorporated | Lock open and control system access apparatus and method for a downhole safety valve |
US7013980B2 (en) * | 2003-08-19 | 2006-03-21 | Welldynamics, Inc. | Hydraulically actuated control system for use in a subterranean well |
US8016035B2 (en) | 2003-10-27 | 2011-09-13 | Baker Hughes Incorporated | Chemical injection check valve incorporated into a tubing retrievable safety valve |
CA2636887C (en) | 2003-10-27 | 2012-03-13 | Baker Hughes Incorporated | Tubing retrievable safety valve and method |
US7597149B2 (en) * | 2004-12-03 | 2009-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Safety valve with extension springs |
CN2822011Y (zh) * | 2005-08-19 | 2006-09-27 | 姚培德 | 管状电机的刹车装置 |
CN2830637Y (zh) * | 2005-11-21 | 2006-10-25 | 胡定清 | 井下安全阀 |
US7493956B2 (en) | 2006-03-16 | 2009-02-24 | Baker Hughes Incorporated | Subsurface safety valve with closure provided by the flowing medium |
-
2006
- 2006-11-13 US US11/595,591 patent/US7699108B2/en active Active
-
2007
- 2007-11-06 CN CN200780046362.2A patent/CN101657604B/zh active Active
- 2007-11-06 EP EP07863931.7A patent/EP2094938B1/en active Active
- 2007-11-06 WO PCT/US2007/083700 patent/WO2008060889A1/en active Application Filing
- 2007-11-06 RU RU2009121639/03A patent/RU2456432C2/ru active
- 2007-11-06 BR BRPI0718685A patent/BRPI0718685B1/pt active IP Right Grant
- 2007-11-06 AU AU2007319495A patent/AU2007319495B2/en active Active
-
2008
- 2008-11-25 US US12/323,152 patent/US7735560B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2009
- 2009-05-19 NO NO20091941A patent/NO344904B1/no unknown
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU883342A1 (ru) * | 1980-03-28 | 1981-11-23 | Производственное Объединение "Нижневартовскнефтегаз" | Забойный клапан-отсекатель дл насосной эксплуатации скважин |
SU1102490A3 (ru) * | 1980-05-30 | 1984-07-07 | Сосьете Дъэтюд Де Машин Термик С.Е.М.Т. (Фирма) | Поршень дл машины с возвратно-поступательным движением поршней, преимущественно дл двигател внутреннего сгорани |
USRE32390E (en) * | 1982-06-01 | 1987-04-07 | Camco, Incorporated | Hydraulic actuating means for subsurface safety valve |
US4669547A (en) * | 1985-03-11 | 1987-06-02 | Camco, Incorporated | High temperature subsurface safety valve |
FR2702013A1 (fr) * | 1993-02-26 | 1994-09-02 | Machinery Oil Tools Internatio | Système de commande fluidique destiné à la manÓoeuvre d'un obturateur d'un corps de vanne, notamment de puits producteur d'hydrocarbures, et vanne de sécurité équipée d'un tel système de commande fluidique. |
RU2160357C2 (ru) * | 1994-06-02 | 2000-12-10 | Фирма "Саратовгазприборавтоматика" | Клапан-отсекатель |
US6237693B1 (en) * | 1999-08-13 | 2001-05-29 | Camco International Inc. | Failsafe safety valve and method |
RU2234595C1 (ru) * | 2002-12-30 | 2004-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Подземгазпром" | Скважинный клапан-отсекатель |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO20091941L (no) | 2009-06-10 |
CN101657604B (zh) | 2016-03-30 |
US20090078423A1 (en) | 2009-03-26 |
NO344904B1 (no) | 2020-06-22 |
US7735560B2 (en) | 2010-06-15 |
CN101657604A (zh) | 2010-02-24 |
EP2094938A1 (en) | 2009-09-02 |
BRPI0718685A2 (pt) | 2014-02-18 |
US20080110631A1 (en) | 2008-05-15 |
AU2007319495A1 (en) | 2008-05-22 |
EP2094938B1 (en) | 2020-01-08 |
WO2008060889A1 (en) | 2008-05-22 |
BRPI0718685B1 (pt) | 2018-10-16 |
RU2009121639A (ru) | 2010-12-20 |
AU2007319495B2 (en) | 2012-11-01 |
US7699108B2 (en) | 2010-04-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2456432C2 (ru) | Компенсация деформации канала для поршня в скважинных клапанах-отсекателях | |
US4674575A (en) | Sealing system for downhole well valves | |
US20130020799A1 (en) | Bi-Directional Pressure Energized Axial Seal and a Swivel Connection Application | |
CA2931760C (en) | Dual seal fire safe stem packing orientation | |
US20200263809A1 (en) | Valve assemblies, valve packing assemblies and related systems and methods | |
US12055230B2 (en) | Translating cavity valve | |
US20150267819A1 (en) | Seal Element Having Contoured V-Spring | |
EP3494336B1 (en) | Valve | |
US8668014B2 (en) | Subsurface safety valve for high temperature and high pressure wells | |
CA2860908C (en) | Nested dual drill pipe | |
US9103185B2 (en) | Valve with removable component | |
US10036485B2 (en) | Dual seal fire safe stem packing orientation | |
CN107100997A (zh) | 唇形密封圈及其旋塞阀 | |
SG186382A1 (en) | Valve assembly | |
AU2011293599B2 (en) | Pump through circulating and or safety circulating valve | |
US20230279736A1 (en) | Plug Assembly With Sloped Walls | |
AU2012268811B2 (en) | Distortion compensation for rod piston bore in subsurface safety valves | |
WO2024168244A1 (en) | Robust gas lift valve suitable for use in harsh environments | |
AU2017267807A1 (en) | Dual seal fire safe stem packing orientation | |
NO20230081A1 (en) | Plug Assembly with Sloped Walls |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20160801 |