RU2485281C1 - Equipment of well head with parallel pipe suspension - Google Patents
Equipment of well head with parallel pipe suspension Download PDFInfo
- Publication number
- RU2485281C1 RU2485281C1 RU2012100820/03A RU2012100820A RU2485281C1 RU 2485281 C1 RU2485281 C1 RU 2485281C1 RU 2012100820/03 A RU2012100820/03 A RU 2012100820/03A RU 2012100820 A RU2012100820 A RU 2012100820A RU 2485281 C1 RU2485281 C1 RU 2485281C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipes
- row
- pipe
- pipe holder
- well
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устьевому оборудованию скважин для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to wellhead equipment for simultaneous and separate operation of two objects.
Известна устьевая двухствольная арматура, включающая трубодержатель первого ряда труб, выполненный в виде диска с отверстиями для крепления к устью скважины, с двумя каналами, один из которых оснащен верхней и нижней резьбами, и трубодержатель второго ряда труб с верхней и нижней резьбами, выполненный в виде полой втулки с возможностью герметичной фиксации непосредственно во втором канале трубодержателя первого ряда труб, при этом по крайней мере одна из осей верхних резьб трубодержателей смещена или отклонена относительно соответствующей оси нижней резьбы во внешнюю сторону и на трубодержателе первого ряда труб сверху по периметру выполнены выборки над частью отверстий (патент РФ №2305747, МПК Е21 В 33/03, опубл. 10.09.2007, бюл. №25).Known wellhead double-barrel fittings, including a pipe holder of the first row of pipes, made in the form of a disk with holes for fastening to the wellhead, with two channels, one of which is equipped with upper and lower threads, and a pipe holder of the second row of pipes with upper and lower threads, made in the form hollow sleeve with the possibility of tight fixation directly in the second channel of the pipe holder of the first row of pipes, while at least one of the axes of the upper threads of the pipe holders is offset or rejected relative to the axis of the lower thread in the outer side and on the pipe holder of the first row of pipes, perimeters are made above the part of the holes (RF patent No. 2305747, IPC E21 B 33/03, publ. 10.09.2007, bull. No. 25).
Однако известное устройство имеет следующие недостатки:However, the known device has the following disadvantages:
во-первых, для практического использования устройства его необходимо дополнительно оснастить отводами, запорными устройствами и одним или несколькими устьевыми сальниками - «елкой», что достаточно сложно и трудоемко из-за необходимости поочередной последовательной сборки вышеназванных элементов елки для каждого ряда труб в связи с малым межосевым расстоянием, а также ведет к чрезмерному увеличению высоты арматуры, что, в свою очередь, ведет к сложностям и небезопасности обслуживания арматуры, сложностям при монтаже наземного оборудования (станков-качалок);firstly, for practical use of the device it is necessary to additionally equip it with bends, locking devices and one or more wellhead seals - “Christmas tree”, which is quite difficult and time-consuming due to the need for sequential sequential assembly of the above-mentioned Christmas tree elements for each row of pipes due to the small center distance, and also leads to an excessive increase in the height of the reinforcement, which, in turn, leads to difficulties and insecurity of servicing the valves, difficulties in the installation of ground equipment Ania (pumping units);
во-вторых, арматура с использованием устройства, включающая тройники, сальники и запорные устройства, имеет недостаточную надежность из-за большого количества соединений, работающих под давлением;secondly, the fittings using the device, including tees, seals and locking devices, have insufficient reliability due to the large number of connections working under pressure;
в-третьих, монтаж устройства на скважинах с большой вероятностью выбросов скважинной среды невозможно осуществить из-за невозможности установки противовыбросового оборудования при спуске второго ряда труб без специальных переводников, причем их использование усложняет процесс монтажа.thirdly, the installation of the device in wells with a high probability of discharging the wellbore environment is impossible due to the impossibility of installing blowout equipment when lowering the second row of pipes without special sub, and their use complicates the installation process.
Наиболее близким по техническому решению является оборудование устья скважины с параллельной подвеской труб, включающее трубодержатель первого ряда труб, трубодержатель второго ряда труб с фланцами, катушку с фланцами, уплотнительный ниппель, при этом с целью осуществления возможности подвески всех возможных сочетаний труб без изгиба их верхний фланец катушки размещен эксцентрично относительно оси катушки, а нижний фланец трубодержателя второго ряда труб эксцентрично относительно оси трубодержателя второго ряда труб (а.с. СССР №375369, МПК Е21 В 33/03, опубл. 23.03.1973, бюл. №16).The closest in technical solution is the equipment of the wellhead with a parallel suspension of pipes, including a pipe holder of the first row of pipes, a pipe holder of the second row of pipes with flanges, a coil with flanges, a sealing nipple, while in order to realize the possibility of suspension of all possible pipe combinations without bending their upper flange the coil is placed eccentrically relative to the axis of the coil, and the lower flange of the tube holder of the second row of pipes is eccentric relative to the axis of the tube holder of the second row of pipes (as USSR No. 375369, IPC E21 B 33/03, publ. 03.23.1973, bull. No. 16).
Недостатками известного технического решения являются наличие катушки, приводящее к дополнительным затратам времени на ее монтаж, снижению надежности устьевого оборудования в общем из-за лишних соединений, работающих под давлением, и отсутствие каналов для сообщения с внутрискважинным пространством, что ограничивает эксплуатационные возможности оборудования (спуск глубинных приборов в скважину, определение уровня скважинной среды в скважине и др.) или требует дополнительного оснащения устройством для сообщения с внутрискважинным пространством, что, в свою очередь, приводит к дополнительному снижению надежности, увеличивает габариты и металлоемкость.The disadvantages of the known technical solution are the presence of a coil, which leads to additional time spent on its installation, a decrease in the reliability of wellhead equipment in general due to unnecessary connections working under pressure, and the lack of channels for communication with the downhole space, which limits the operational capabilities of the equipment (lowering the depth instruments into the well, determining the level of the borehole medium in the well, etc.) or requires additional equipment with a device for communicating with the downhole space, which, in turn, leads to an additional decrease in reliability, increases the size and intensity.
Известные решения имеют большую металлоемкость и габариты, особенно высоту, сложны в изготовлении и не в полной мере решают поставленные задачи.Known solutions have a large metal consumption and dimensions, especially height, are difficult to manufacture and do not fully solve the tasks.
Техническими задачами изобретения являются снижение материальных затрат за счет упрощения изготовления оборудования устья скважины с параллельной подвеской труб, уменьшения количества технологических операций при спускоподъемных работах с трубами, расширение эксплуатационных возможностей оборудования за счет обеспечения безопасного спуска параллельных колонн труб на скважинах с большой вероятностью выбросов скважинной среды и повышение ее надежности за счет упрощения конструкции, сокращения количества соединений, работающих под давлением, при одновременном снижении металлоемкости и габаритных размеров.The technical objectives of the invention are to reduce material costs by simplifying the manufacture of equipment for the wellhead with parallel suspension of pipes, reducing the number of technological operations during tripping operations with pipes, expanding the operational capabilities of the equipment by ensuring the safe descent of parallel pipe columns in wells with a high probability of discharging the well medium and increasing its reliability by simplifying the design, reducing the number of connections working d pressure, while reducing the overall size and metal content.
Поставленная задача решается оборудованием устья скважины с параллельной подвеской труб, включающим колонный фланец, трубодержатель первого ряда труб с уплотнительным ниппелем, установленный с возможностью ограниченного продольного перемещения вверх, трубодержатель второго ряда труб с боковыми каналами, сообщенными с соответствующими трубами.The problem is solved by the equipment of the wellhead with a parallel suspension of pipes, including a column flange, a pipe holder of the first row of pipes with a sealing nipple installed with limited longitudinal movement upward, a pipe holder of the second row of pipes with side channels in communication with the corresponding pipes.
Новым является то, что колонный фланец оснащен снаружи одним или несколькими отводами, сообщенными с внутренним пространством фланца, и выполнен с возможностью взаимодействия с трубодержателем первого ряда, который оснащен проходящими сверху вниз наружными выборками для сообщения отводов со скважиной и прохода второй колонны труб.What is new is that the column flange is equipped externally with one or more bends in communication with the inner space of the flange and is configured to interact with the first row pipe holder, which is equipped with upwardly extending external samples to communicate the bends with the well and the passage of the second pipe string.
Новым является также то, что трубодержатель второго ряда труб снабжен продольным отверстием с пробкой, не сообщающимся с трубами, при этом трубодержатель первого ряда труб оснащен каналом для сообщения этого отверстия со скважиной.Also new is the fact that the pipe holder of the second row of pipes is provided with a longitudinal hole with a plug not communicating with the pipes, while the pipe holder of the first row of pipes is equipped with a channel for communicating this hole with the well.
Новым является также то, что трубодержатели первого и/или второго ряда труб снизу оснащены технологическими переходниками.Also new is the fact that the pipe holders of the first and / or second row of pipes from the bottom are equipped with process adapters.
На фиг.1 изображена схема оборудования устья скважины с параллельной подвеской труб; на фиг.2 - разрез А-А; на фиг.3 - разрез Б-Б.Figure 1 shows a diagram of the equipment of the wellhead with a parallel suspension of pipes; figure 2 is a section aa; figure 3 is a section bB.
Оборудование устья скважины с параллельной подвеской труб включает колонный фланец 1 (фиг.1), трубодержатель первого ряда труб 2 с уплотнительным ниппелем 3, установленный с возможностью ограниченного трубодержателем второго ряда труб 4 продольного перемещения вверх, трубодержатель второго ряда труб 4 с боковыми каналами 5, сообщенными с соответствующими трубами 6 и 7. Колонный фланец 1 (фиг.2) оснащен снаружи одним или несколькими отводами 8, сообщенными с внутренним пространством 9 фланца 1, и выполнен с возможностью взаимодействия с трубодержателем первого ряда 2 (фиг.3), который оснащен проходящими сверху вниз наружными выборками 10 и 11 для сообщения отводов 8 со скважиной 12 (фиг.1) и наружной выборкой 13 (фиг.3) для прохода второй колонны труб 7 (фиг.1).The equipment of the wellhead with a parallel suspension of pipes includes a column flange 1 (Fig. 1), a pipe holder of a first row of
Трубодержатель второго ряда труб 4 (фиг.2) может быть снабжен продольным отверстием 14 с пробкой 15, не сообщающимся с трубами 6 (фиг.1) и 7, при этом трубодержатель первого ряда труб 2 оснащен каналом 16 (фиг.2) для сообщения отверстия 14 со скважиной 12. Канал может быть выполнен как отдельно, так и совмещенным с одной из выборок 10 (фиг.3) или 11 трубодержателя первого ряда труб 2, сообщенных с отводом 8 колонного фланца 1. На фиг.2 и 3 представлен вариант совмещенного канала 16 с выборкой 10, т.е. канал расположен в выборке 10, сообщенной с отводом 8 колонного фланца 1.The pipe holder of the second row of pipes 4 (FIG. 2) may be provided with a
Первый 6 (фиг.1) и второй 7 ряды труб присоединяют непосредственно к трубодержателям первого 2 и второго 4 рядов труб соответственно. В зависимости от размера резьбы труб первого 6 и второго 7 рядов, а также от способа монтажа используемого скважинного оборудования для фиксации низа труб (не показано), например необходимости натяжения одного или обоих рядов труб для посадки пакера, трубодержатели первого 2 и/или второго 4 ряда труб снизу могут быть оснащены технологическими переходниками 17 и 18 соответственно с ниппельной и муфтовой резьбами.The first 6 (figure 1) and second 7 rows of pipes are connected directly to the pipe holders of the first 2 and second 4 rows of pipes, respectively. Depending on the thread size of the pipes of the first 6 and second 7 rows, as well as the method of installation of the downhole equipment used to fix the bottom of the pipes (not shown), for example, the need to tension one or both rows of pipes to fit the packer, pipe holders of the first 2 and / or second 4 a number of pipes below can be equipped with
Работа устройства осуществляется следующим образом.The operation of the device is as follows.
На устье скважины 12 (фиг.1) монтируют колонный фланец 1. Один из отводов 8 (фиг.3) колонного фланца 1 присоединяют к наземному трубопроводу системы сбора скважинной продукции (на фигурах не показан) для отвода скважинной среды в случае выброса или фонтанирования. Непосредственно на колонный фланец 1 (фиг.1) герметично через уплотнительную прокладку 19 устанавливают превентор (на фигурах не показан) и закрепляют шпилечными соединениями 20. В скважину спускают первый ряд труб 6 со скважинным оборудованием для герметичной фиксации низа труб, например с пакером, и другим оборудованием (на фигурах не показаны). После посадки пакера на необходимой глубине первый ряд труб 6 подвешивают за верхнюю муфту (на фигурах не показана), используя элеватор (на фигурах не показан). К муфте присоединяют трубодержатель первого ряда труб 2 с завернутым к нижней резьбе сквозного канала 21 подгоночным патрубком (на фигурах не показан) и устанавливают трубодержатель 2 в колонный фланец 1, предварительно убрав элеватор. В случае использования первого ряда труб 6 с резьбой, отличной от резьбы в канале 21 трубодержателя первого ряда труб 2, или при необходимости натяжения первого ряда труб 6 используют технологический переходник 17. В этих случаях на верхнюю часть первого ряда труб 6 наворачивают муфтовой резьбой технологический переходник 17. После посадки пакера на необходимой глубине первый ряд труб 6 подвешивают в натянутом состоянии за переходник 17 на колонном фланце 1, используя элеватор, предварительно сняв превентор. К переходнику 17 присоединяют трубодержатель первого ряда труб 2 нижней резьбой сквозного канала 21, затем снимают элеватор и устанавливают трубодержатель в колонный фланец 1. Заново устанавливают превентор на колонный фланец 1. Спускают второй ряд труб 7 со скважинным оборудованием для фиксации низа труб и другим оборудованием (на фигурах не показан). После фиксации низа второго ряда труб 7 на необходимой глубине второй ряд труб 7 подвешивают за верхнюю муфту (на фигурах не показана), используя элеватор. Убирают превентор. Присоединяют уплотнительный ниппель 3 к верхней резьбе сквозного канала 21 трубодержателя первого ряда труб 2. К муфте присоединяют трубодержатель второго ряда труб 4 с завернутым к нижней резьбе сквозного канала 22 подгоночным патрубком (на фигурах не показан) и устанавливают трубодержатель 4 в колонный фланец 1, предварительно убрав элеватор, совместив соответствующий канал 23 трубодержателя второго ряда труб 4 с уплотнительным ниппелем 3, и закрепляют шпилечными соединениями 20. В случае использования второго ряда труб 7 с резьбой, отличной от резьбы в канале 22 трубодержателя второго ряда труб 4, или при необходимости натяжения второго ряда труб 7 используют технологический переходник 18. В этих случаях на верхнюю часть второго ряда труб 7 наворачивают муфтовой резьбой переходник 18. После спуска и фиксации второго ряда труб 7 его подвешивают в натянутом состоянии за переходник 18 на колонном фланце 1 с помощью элеватора, предварительно сняв превентор. Присоединяют уплотнительный ниппель 3 к верхней резьбе сквозного канала 21 трубодержателя первого ряда труб 2 и трубодержатель второго ряда труб 4 нижней присоединительной частью сквозного канала 22 к переходнику 18 второго ряда труб 7. Герметично через уплотнительную прокладку 19 устанавливают трубодержатель второго ряда труб 4 на колонный фланец 1, совместив соответствующий канал 23 трубодержателя второго ряда труб 4 с уплотнительным ниппелем 3, и закрепляют шпилечными соединениями 20.At the wellhead 12 (FIG. 1), a
При необходимости периодического спуска глубинных приборов, например манометра, термометра и др. (на фигурах не показаны), в скважину 12 (фиг.2) трубодержатель второго ряда труб 4 снабжают продольным отверстием 14, герметично закрытым пробкой 15 для исключения выхода скважинной среды и загрязнения атмосферы, и трубодержатель первого ряда труб 2 - каналом 16.If necessary, periodic descent of deep instruments, such as a manometer, thermometer, etc. (not shown in the figures), into the well 12 (figure 2), the pipe holder of the second row of
Для сброса давления внутри оборудования устья скважины с параллельной подвеской труб, например для ремонта оборудования, используют один из отводов 8 (фиг.2), сообщенных с внутренним пространством 9 колонного фланца 1 и выборками 10 (фиг.3) или 11 трубодержателя первого ряда труб 2, а другой используют для определения уровня среды в скважине, присоединив к нему прибор, например эхолот (на фигуре не показан).To relieve pressure inside the equipment of the wellhead with parallel suspension of pipes, for example, to repair equipment, use one of the bends 8 (Fig. 2) connected to the
Для облегчения процесса спуска и подъема второго ряда труб 7 (фиг.1) трубодержатель первого ряда труб 2 оснащают каналом для спуска второго ряда труб 7 в виде наружной выборки 13 (фиг.3), что позволяет сделать наибольший зазор для второго ряда труб 7, а также позволяет монтировать трубодержатель 2 без привлечения грузоподъемных механизмов из-за его небольшого веса, полученного оснащением выборками.To facilitate the descent and lifting of the second row of pipes 7 (Fig. 1), the tube holder of the first row of
С целью максимального снижения высоты оборудования боковые каналы 5 (фиг.1) трубодержателя второго ряда труб 4 расположены на одном горизонтальном уровне, что приводит к снижению затрат на обустройство устья скважины и облегчит обслуживание наземного оборудования из-за расположения наземных трубопроводов также на одном уровне.In order to minimize the height of the equipment, the lateral channels 5 (Fig. 1) of the pipe holder of the second row of
Предложенное техническое решение позволяет установить непосредственно на колонный фланец 1 (фиг.1) превентор при спускоподъемных операциях с первым 6 и вторым 7 рядами труб, что позволяет уменьшить выбросы скважинной среды из скважины 12 за счет оперативного перекрытия превентором устья скважины и отвода скважинной среды в случае выброса или фонтанирования, обезопасить и облегчить работу обслуживающего персонала.The proposed technical solution allows you to install directly on the column flange 1 (Fig. 1) a preventer during tripping operations with the first 6 and second 7 rows of pipes, which allows to reduce emissions of the borehole medium from the
Предложенное решение позволяет производить одновременную добычу и раздельный подъем скважинной среды из обоих объектов скважины через оба ряда труб 6 и 7 (фиг.1), добычу скважинной среды из одного объекта скважины через один ряд труб 6 или 7 и закачку различных сред, например пластовой воды, через другой ряд труб 7 или 6 в другой объект скважины, а также одновременную и раздельную закачку через оба ряда труб 6 и 7 в оба объекта скважины.The proposed solution allows simultaneous production and separate lifting of the borehole medium from both objects of the well through both rows of
В зависимости от способа эксплуатации скважины различается оснащение трубодержателя второго ряда труб 4 (фиг.1). Так, в случае добычи из обоих объектов на трубах первого 6 и второго 7 ряда спускают скважинное оборудование установок штангового глубинного насоса (на фигурах не показан), поэтому на трубодержатель второго ряда труб 4 с верхнего торца к каналам 22 и 23 присоединяют устьевые сальники для уплотнения штоков установок (на фигурах не показаны). В случае закачки в оба объекта на трубодержатель второго ряда труб 4 с верхнего торца к каналам 22 и 23 присоединяют запорные устройства (на фигурах не показаны) для использования лубрикатора (на фигурах не показан), применяемого для исследований внутри рядов труб 6 и 7 при работающей скважине, например спуска глубинного расходомера и др. (на фигурах не показаны). В случае добычи с одного объекта и закачки в другой к одному каналу 22 или 23 трубодержателя 4 присоединяют устьевой сальник, а к другому 23 или 22 - запорное устройство.Depending on the method of operation of the well, the equipment of the pipe holder of the second row of pipes 4 (FIG. 1) varies. So, in the case of production from both objects on the pipes of the first 6 and second 7 rows, the downhole equipment of the sucker rod pump installations (not shown in the figures) is lowered, therefore, wellhead glands are connected to the
Спроектированное на основе предлагаемого технического решения оборудование устья скважины с параллельной подвеской труб для оснащения скважины, например, с условным диаметром эксплуатационной колонны 168 мм позволяет спустить в скважину и параллельно расположить в ней два ряда труб с условным диаметром 60 мм. Высота арматуры с установленными сальниками для герметизации штоков установок глубинных штанговых насосов составила не более 1100 мм, что в 1,8 раз меньше, чем у аналога (патент РФ №2305747).Designed on the basis of the proposed technical solution, the equipment of the wellhead with parallel suspension of pipes for equipping the well, for example, with a conditional diameter of the production string of 168 mm, allows you to lower two rows of pipes with a conditional diameter of 60 mm into the well and parallel to it. The height of the fittings with the seals installed for sealing the rods of the deep-sucker rod pump installations was not more than 1100 mm, which is 1.8 times less than that of the analogue (RF patent No. 2305747).
Благодаря использованию предлагаемого устройства снижаются материальные затраты за счет упрощения изготовления оборудования устья скважины с параллельной подвеской труб, уменьшения количества технологических операций при спускоподъемных работах с трубами, расширяются эксплуатационные возможности оборудования за счет обеспечения безопасного спуска параллельных колонн труб на скважинах с большой вероятностью выбросов скважинной среды и повышается ее надежность за счет упрощения конструкции, сокращения количества соединений, работающих под давлением, при одновременном снижении металлоемкости и габаритных размеров.Thanks to the use of the proposed device, material costs are reduced by simplifying the production of equipment for the wellhead with parallel suspension of pipes, reducing the number of technological operations during tripping operations with pipes, expanding the operational capabilities of the equipment by ensuring the safe descent of parallel pipe columns in wells with a high probability of outburst well discharge its reliability is increased by simplifying the design, reducing the number of connections, the slave giving away under pressure, while reducing metal consumption and overall dimensions.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012100820/03A RU2485281C1 (en) | 2012-01-11 | 2012-01-11 | Equipment of well head with parallel pipe suspension |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012100820/03A RU2485281C1 (en) | 2012-01-11 | 2012-01-11 | Equipment of well head with parallel pipe suspension |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2485281C1 true RU2485281C1 (en) | 2013-06-20 |
Family
ID=48786342
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012100820/03A RU2485281C1 (en) | 2012-01-11 | 2012-01-11 | Equipment of well head with parallel pipe suspension |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2485281C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2546707C1 (en) * | 2014-03-18 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Wellhead equipment |
| CN109098681A (en) * | 2018-09-11 | 2018-12-28 | 扬州市驰城石油机械有限公司 | A kind of well head sealing device between conduit and casing |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3451481A (en) * | 1966-06-09 | 1969-06-24 | Rockwell Mfg Co | Dual suspension and seal |
| SU375369A1 (en) * | 1971-01-20 | 1973-03-23 | EQUIPMENT WELLS TILES WITH PARALLEL | |
| RU2305747C1 (en) * | 2005-12-08 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Dual-channel flow head equipment |
| RU2367768C1 (en) * | 2008-01-25 | 2009-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью производственно-коммерческая фирма "ТехноВек" | Dual string tubing hanger |
| RU100800U1 (en) * | 2010-09-14 | 2010-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | RIVER HOLE FITTINGS |
| CN201991476U (en) * | 2010-12-17 | 2011-09-28 | 中国石油天然气集团公司 | Double-tubular-column suspension wellhead device |
-
2012
- 2012-01-11 RU RU2012100820/03A patent/RU2485281C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3451481A (en) * | 1966-06-09 | 1969-06-24 | Rockwell Mfg Co | Dual suspension and seal |
| SU375369A1 (en) * | 1971-01-20 | 1973-03-23 | EQUIPMENT WELLS TILES WITH PARALLEL | |
| RU2305747C1 (en) * | 2005-12-08 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Dual-channel flow head equipment |
| RU2367768C1 (en) * | 2008-01-25 | 2009-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью производственно-коммерческая фирма "ТехноВек" | Dual string tubing hanger |
| RU100800U1 (en) * | 2010-09-14 | 2010-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | RIVER HOLE FITTINGS |
| CN201991476U (en) * | 2010-12-17 | 2011-09-28 | 中国石油天然气集团公司 | Double-tubular-column suspension wellhead device |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2546707C1 (en) * | 2014-03-18 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Wellhead equipment |
| CN109098681A (en) * | 2018-09-11 | 2018-12-28 | 扬州市驰城石油机械有限公司 | A kind of well head sealing device between conduit and casing |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8689879B2 (en) | Fluid displacement methods and apparatus for hydrocarbons in subsea production tubing | |
| US9022106B1 (en) | Downhole diverter gas separator | |
| US20080023204A1 (en) | Large bore modular production tree for subsea well | |
| NO20101730L (en) | Wellhead coat adapter | |
| US20130092397A1 (en) | Scalloped landing ring | |
| CN202500540U (en) | Three-channel injection-production well entrance apparatus | |
| RU2485281C1 (en) | Equipment of well head with parallel pipe suspension | |
| RU2485280C1 (en) | Equipment of well head with parallel pipe suspension | |
| NO316708B1 (en) | Two-lop rises | |
| CN106223888B (en) | Sealing liquid rope coring drill | |
| RU100800U1 (en) | RIVER HOLE FITTINGS | |
| RU76964U1 (en) | EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION ON A SINGLE-LIFT COLUMN OF PIPES OF TWO LAYERS IN ONE WELL | |
| NO20170308A1 (en) | Control line connection technique | |
| CN105156061B (en) | A kind of underground washing well water filling intubation seal device | |
| CN201045290Y (en) | Large hollow stem oil pumping system | |
| CN110685616B (en) | Well repairing operation method for low-permeability water-sensitive oil well | |
| RU141765U1 (en) | Wellhead Equipment | |
| RU79616U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE WATER INJECTION IN TWO LAYERS | |
| RU2481464C1 (en) | Method for well operation at simultaneous separate pumping of working medium | |
| RU96167U1 (en) | WELL WASHING DEVICE | |
| RU2376460C1 (en) | Equipment for multiple production of multilayer field wells | |
| RU2335626C1 (en) | Facility of well for simultaneous-separate operation of two beds | |
| NO20100470A1 (en) | Method and apparatus for determining test load in a well in the ground | |
| RU2614998C1 (en) | Method of deep gas well equipment with tubing string composition | |
| RU2445443C1 (en) | Well head fittings |