RU2663757C1 - Скважинный комплекс защиты пласта - Google Patents
Скважинный комплекс защиты пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2663757C1 RU2663757C1 RU2017130107A RU2017130107A RU2663757C1 RU 2663757 C1 RU2663757 C1 RU 2663757C1 RU 2017130107 A RU2017130107 A RU 2017130107A RU 2017130107 A RU2017130107 A RU 2017130107A RU 2663757 C1 RU2663757 C1 RU 2663757C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- ball
- spring
- bellows
- valve
- locking
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 10
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title 1
- 210000000056 organ Anatomy 0.000 claims abstract 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 6
- 244000273618 Sphenoclea zeylanica Species 0.000 claims description 4
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 230000009172 bursting Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 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
- E21B34/12—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of casings or tubings
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Actuator (AREA)
Abstract
Изобретение относится к устройствам для эксплуатации нефтяных и газовых скважин и может быть применено для герметичного перекрытия ствола скважины при проведении ремонтных работ. В комплексе применены два шаровых запорных органа, рабочие поверхности которых защищены сильфонными протекторами-компенсаторами, заполненными маслом под избыточным давлением. Операции переключения верхнего клапана осуществляются гибкими элементами дистанционного управления, связанными с шаром запорного органом и пружинами под действием толкателя с поверхности. Второй нижний клапан выполняет функцию аварийного клапана. Аварийный клапан имеет проходной канал переменного сечения и срабатывает при превышении дебита скважины выше расчетного под действием перепада давления между сечениями проходного канала. В запорном органе имеются предварительно нагруженные пружины, стремящиеся закрыть его. Шар запорного органа замыкается с корпусом затвором, соединенным с поршнем, размещенным в цилиндре, на который действует перепад давлений. При превышении давления перепада поршень сдвигается в сторону меньшего давления, и затвор освобождает шар запорного органа, а пружины переводят его в положение «ЗАКРЫТО». Наличие масла во внутренних полостях запорного органа обеспечивает его длительную работоспособность, а аварийный клапан - безаварийную работу скважины. 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к устройствам для эксплуатации нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано для герметичного перекрытия ствола скважины при проведении ремонтных работ.
Известен механический комплекс защиты пласта (1), содержащий пакер, клапан отсекатель шарового типа, нажимной полый шток.
Недостатком известного клапана является то, что рабочие поверхности шарового клапана не защищены от воздействия флюида и при операциях управления могут возникать значительные усилия. В результате клапан может заклинивать, срок его службы будет меньше. Также недостатком конструкции является отсутствие возможности аварийного перекрытия скважины в случае разгерметизации устьевого оборудования.
Цель изобретения - защитить рабочие поверхности клапана-отсекателя, снизить коэффициент трения и тем самым увеличить срок службы, а также обеспечить безопасную эксплуатацию скважины,
Указанная цель достигается за счет того, что скважинный комплекс защиты пласта может иметь два шаровых клапана с установленными на них протекторами-компенсаторами в виде сильфонов, заполненными маслом с избыточным давлением. Наличие избыточного давления масла в протекторах-компенсаторах предотвращает проникновение абразивных частиц к рабочим поверхностям запорных органов. Верхний клапан, управляемый с поверхности скважины с помощью толкателя, закрепленного на канате или полой штанге, соединенной с хвостовиком насосной установки, или размещенного на ГНКТ. Протекторы-компенсаторы гидравлически связаны с рабочими поверхностями клапана при помощи каналов в корпусе и шаре. Система привода запорного органа состоит из сильфонов, размещенных в них пружин и гибких элементов дистанционного управления шаров, в виде лент или тросов. Причем пружина, выполняющая операцию закрытия клапана, имеет рабочее усилие больше, чем пружина, выполняющая операцию открытия. Пружины действуют разнонаправленно на шар клапана. Пружина открытия клапана может быть размещена в шаре. На верхнем клапане установлен ограничительный упор. Толкатель имеет возможность воздействия на элементы привода шара. Сочленение полой штанги с хвостовиком насосной установки может быть выполнено телескопическим, и в хвостовике может быть размещен клиновой захват. В корпусе клапана может быть выполнена проточка ограничителя поворота шара, а в шаре установлен штифт ограничителя поворота. В комплексе может устанавливаться второй аварийный шаровой клапан одноразового действия, который срабатывает при превышении расхода пластовой жидкости выше расчетной. Система привода положением шара аварийного клапана состоит из сильфона протектора-компенсатора, заполненного маслом с избыточным давлением, гидравлически связанного с рабочей поверхностью клапана. В сильфоне размещена предварительно нагруженная пружина и гибкий элемент привода дистанционного управления положением шара в виде ленты или троса, или в шаре может быть установлена предварительно нагруженная пружина управления операцией перевода запорного органа в положение «ЗАКРЫТО».
Проходной канал аварийного клапана имеет переменное сечение. В корпусе аварийного клапана выполнена проточка ограничителя поворота шара, а в шаре установлен затвор, замыкающий корпус и шар между собой и предотвращающий поворот шара относительно корпуса, также имеется система управления затвором, включающая цилиндр, размещенный в нем поршень, соединенный с затвором, и настроечная пружина. Цилиндр связан каналами с областями переменного сечения проходного канала. В каналах или в цилиндре могут размещаться умножители перепада давления в виде сосуда высокого давления или пиропатрон с устройством инициализации. В каналах, соединяющих области переменного сечения проходного канала, могут устанавливаться предохранительные мембраны.
Принцип действия аварийного клапана заключается в следующем.
Во время работы скважины от действия потока жидкости в цилиндре и каналах, соединяющих переменные сечения проходного канала клапана, создается перепад давления, действующий на поршень системы управления положением затвора. При достижении величины давления выше расчетной поршень перемещается в сторону низкого давления, сжимая настроечную пружину. Связанный с поршнем затвор выходит из зацепления с корпусом запорного органа, а предварительно нагруженные пружины переводят шар в положение «ЗАКРЫТО».
Толкатель управления запорным органом комплекса может размещаться на ГНКТ на ловителе. ГНКТ имеет возможность проходить через толкатель и через клапаны на забой в положениях клапанов «ОТКРЫТО».
На Рис. 1 изображен общий вид скважинного комплекса в закрытом состоянии с применением толкателя, закрепленного на полом штоке. На Рис. 2 изображен верхний шаровой клапан в положении отрыто с применением толкателя управления, размещенного на ГТН.
Скважинный комплекс защиты пласта (Рис. 1) состоит из корпуса 1, запорного органа, состоящего из корпуса 2 и шара 3, с проходным каналом 4, ограничительного упора 5. Над ограничительным упором 5 размещен толкатель управления 6, установленный на полом штоке управления 7, связанным с насосной установкой хвостовиком 8 или на ГНКТ 9 (Рис. 2). В хвостовике 8 может устанавливаться клиновой захват 10. На корпусе 2 установлен сильфон 11 с пружиной 12 и гибким элементом дистанционного привода 13, управляющим операцией закрытия клапана, и сильфон 14 с пружиной 15 и гибким элементом дистанционного привода 16, управляющим операцией открытия клапана. Вместо пружины 15 может применяться размещенная в шаре 3 предварительно нагруженная пружина 17, концы которой закреплены в корпусе 2 и шаре 3. В корпусе клапана 2 может быть выполнена проточка 18, в которой перемещается штифт 19 ограничителя поворота шара, закрепленный в шаре 3. Сильфоны 11 и 14 заполнены маслом и гидравлически связаны с рабочими поверхностями корпуса 2 и шара 3 каналами 20. На конце ГНКТ 9 закреплен ловитель 21 (Рис. 2). В корпусе 1 комплекса защиты пласта также может устанавливаться аварийный шаровой запорный клапан, состоящий из корпуса 22 и шара 23. Шар 23 имеет проходной канал 24, выполненный с переменным сечением. На корпусе 22 может устанавливаться сильфон 25 с предварительно нагруженной пружиной 26 и гибким элементом дистанционного привода 27. Вместо пружины 26 и гибкого элемента дистанционного привода 27 в шаре 23 может устанавливаться предварительно нагруженная пружина 28, закрепленная концами в корпусе 22 и в шаре 23. В шаре 23 размещен затвор 29, замыкающий корпус 22 и шар 23 между собой, а также имеется цилиндр 30, поршень 31, настроечная пружина 32. Поршень 31 жестко связан с затвором 29. В шаре 23 выполнены канал 33 и канал 34, соединяющие области переменного сечения проходного канала 24 и цилиндр 30. В канале 33 или в цилиндре 30 могут быть установлены сосуд высокого давления 35 со сжатым газом с устройствами инициализации или пиропатрон 36 с устройствами инициализации. В корпусе 22 может быть выполнена проточка 37, по которой может двигаться затвор 29. В каналах 33 и 34 могут быть установлены предохранительные мембраны 38. Корпус 1 комплекса защиты пласта устанавливается на пакер 39.
Работа скважинного комплекса защиты пласта заключается в следующем.
Комплекс защиты пласта устанавливается в скважине на пакере 39 в закрытом состоянии запорного органа, состоящего из корпуса 2 и шара 3, обычным способом. При спуске насосной установки толкатель 6, размещенный на полом штоке 7, связанном с насосной установкой хвостовиком 8, своим весом сжимает сильфон 11, пружину 12 и снимает нагрузку с гибкого элемента дистанционного привода 13 до установки на ограничительный упор 5. Одновременно происходит закрепление полого штока 7 в хвостовике 8 клиновым захватом 10. Так как действие элементов дистанционного привода 13 и 16 на шар 3 разнонаправленно, то предварительно нагруженная пружина 15 через гибкий элемент дистанционного привода 16 переводит шар 3 в положение «ОТКРЫТО». Скважина вводится в эксплуатацию. Система привода изготовлена и настроена таким образом, что угол поворота шара 3 составляет 90°. Проточка 18 и штифт 19 устанавливают величину хода и взаимное расположение корпуса 2 и шара 3. В системе привода поддерживается давление масла за счет предварительно созданного избыточного давления в сильфонах компенсаторах-протекторах 11 и 14, что улучшает работу запорных органов. В случае применения ГНКТ 9 (Рис. 2) операция перевода клапана в открытое состояние проходит аналогично операции с применением полого штока 7. Толкатель 6, установленный на ловителе 21, взаимодействуя с пружиной 12, гибким элементом дистанционного привода 13 до установки на ограничительный упор 5 переводит шар 3 в положение «ОТКРЫТО». При дальнейшем движении ГНКТ 9 проходит чрез толкатель 6 и шар 3 до места проведения ремонтных работ в скважине. После окончания ремонтных ГНКТ 9 поднимается вверх, ловителем 21 поднимает толкатель 6, и в дальнейшем операция перевода клапана в положение «ЗАКРЫТО» проходит аналогично применению полого штока 7.
Перед установкой аварийного клапана в комплекс производят расчет и настройку его срабатывания. Затвором 29 замыкают корпус 22 и шар 23 от перемещения относительно друг друга в положении проходного канала 24, когда кран открыт. Затем нагружают и фиксируют пружину 26 или пружину 28. Пружина 26 через гибкий элемент дистанционного управления 26 действует на шар 23 и стремится повернуть его в положение «ЗАКРЫТО». В случае применения пружины 28 она стремится повернуть шар 23 в положение «ЗАКРЫТО». Настроечной пружиной 32 производят регулировку давления срабатывания системы управления затвором 29. Для усиления действия поршня 31 на затвор 29 в канале 33 или непосредственно в цилиндре 30 могут устанавливаться умножители давления на сосуд высокого давления 35 или пиропатрон 36 с устройствами инициализации. Затем кран устанавливают в корпус 1 комплекса защиты пласта.
Срабатывание аварийного клапана происходит при нарушении режима эксплуатации скважины. При превышении допустимого для данной скважины расхода жидкости или газа увеличивается также перепад давления в проходном канале 24, также увеличивается действие перепада давлений на поршень 31 цилиндра 30, связанного каналами 33 и 34 с областями переменного сечения проходного канала 24. Поршень 31, сжимая настроечную пружину 32, перемещается в цилиндре 30 в зону меньшего давления и выводит затвор 29 из зацепления с корпусом 22. Пружина 26 и гибкий элемент дистанционного привода 27 переводят шар 23 в положение «ЗАКРЫТО». Вместо пружины 26 перевод в положение «ЗАКРЫТО» может выполнять предварительно нагруженная пружина 28. Величина хода шара 22 может устанавливаться проточкой 36 в корпусе 22, в которой перемещается затвор 29. При применении в цилиндре 30 или в канале 33 умножителей давления управления сосуда 35 или пиропатрона 36 производят настройку срабатывания их устройств инициализации на расчетный перепад давления в проходном канале 24. При срабатывании устройств инициализации происходит освобождение энергии, заключенной в сосуде высокого давления 34 или пиропатроне 35, давление в цилиндре повышается, соответственно, повышается усилие воздействия на поршень 31 и затвор 29. Запорный аварийный клапан переходит в положение «ЗАКРЫТО».
Для предотвращения засорения каналов 33 и 34 в них могут быть установлены предохранительные мембраны 38. Предохранительные мембраны 38 могут быть изготовлены разрывными при заданной величине перепада давления в проходном канале 24. В каналах 33 и 34 помещается нейтральная жидкость. В случае увеличения расхода жидкости или газа в скважине выше допустимого и увеличения перепада давления целостность мембран 38 нарушается и в дальнейшем происходит срабатывание аварийного клапана и перекрытие ствола скважины, как описано выше. Таким образом, скважинный комплекс защиты пласта обеспечивает надежную и безопасную эксплуатацию нефтяной и газовой скважин.
Источники информации
1. Пепеляев И.Л., Коробков Д.В., Пепеляев A.M., Насыров С.В., Галкин В.В МЕХАНИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ЗАЩИТЫ ПЛАСТА И ТЕХНОЛОГИЯ ЕГО ПРИМЕНЕНИЯ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ КОЛЬМАТАЦИИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА В ИРОДЕССЕ ПРОВЕДЕНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ.
Claims (1)
- Скважинный комплекс защиты пласта, содержащий пакер, клапан шарового типа с осями вращения, полый шток управления, отличающийся тем, что скважинный комплекс защиты пласта содержит корпус с размещенными в нем одним или двумя, верхним и нижним, запорными органами шарового типа с установленными на них сильфонными протекторами-компенсаторами, заполненными маслом под избыточным давлением; в сильфонах размещены пружины; в шаре или в корпусе верхнего запорного органа имеются проточки; в сильфонах и проточках размещены и связаны с пружинами и шаром гибкие элементы привода дистанционного управления положением шара, причем пружина, выполняющая функцию перевода клапана в положение «ЗАКРЫТО», развивает усилие больше, чем пружина, выполняющая функцию перевода клапана в положение «ОТКРЫТО»; в шаре может быть установлена пружина, закрепленная своими концами в шаре и корпусе запорного органа; сильфоны гидравлически связаны с рабочими поверхностями запорных органов; на верхнем запорном органе установлен ограничительный упор; над упором размещен толкатель управления, который закреплен на канате или на полом штоке, связанном с хвостовиком насосной установки, или на ГНКТ с возможностью перемещения относительно ГНКТ; сочленение полой штанги с хвостовиком может быть выполнено телескопическим, а в хвостовике может быть установлен клиновой захват; полый шток имеет возможность перемещаться и закрепляться в хвостовике; в скважинном комплексе ниже первого запорного органа может размещаться второй аварийный запорный орган; на корпусе нижнего запорного органа установлен сильфонный протектор-компенсатор, заполненный маслом под избыточным давлением; в сильфоне может быть размещена пружина; в корпусе и шаре могут быть выполнены проточки; в сильфоне и проточках размещены и связаны с пружиной и шаром гибкие элементы привода дистанционного управления положением шара; в шаре может быть установлена пружина, закрепленная своими концами в шаре и корпусе запорного органа; проходной канал шара имеет переменное сечение; в корпусе запорного органа выполнена проточка ограничителя поворота шара, в шаре установлен затвор ограничителя поворота, размещен цилиндр, поршень, жестко связанный с затвором, и нагрузочная пружина; в шаре запорного органа выполнены каналы, соединяющие области низкого и высокого давления переменного сечения проходного канала и цилиндр управления затвором; в канале или цилиндре могут быть размещены сосуд высокого давления с сжатым газом и устройством инициализации или пиротехнический патрон с устройствами инициализации; каналы могут быть заполнены маслом и закрыты предохранительными мембранами; на конце ГНКТ установлен ловитель толкателя, а ГНКТ имеет возможность перемещаться через толкатель и проходные каналы верхнего и нижнего запорного органов.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017130107A RU2663757C1 (ru) | 2017-08-24 | 2017-08-24 | Скважинный комплекс защиты пласта |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017130107A RU2663757C1 (ru) | 2017-08-24 | 2017-08-24 | Скважинный комплекс защиты пласта |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2663757C1 true RU2663757C1 (ru) | 2018-08-09 |
Family
ID=63142531
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017130107A RU2663757C1 (ru) | 2017-08-24 | 2017-08-24 | Скважинный комплекс защиты пласта |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2663757C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110748327A (zh) * | 2019-11-15 | 2020-02-04 | 中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司工程技术研究院 | 一种固定式井下节流器 |
RU2807098C1 (ru) * | 2020-05-05 | 2023-11-09 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Шаровой клапан и способ закрытия шарового клапана |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU989047A1 (ru) * | 1981-06-26 | 1983-01-15 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Отсекатель ствола скважины |
RU2041352C1 (ru) * | 1991-09-27 | 1995-08-09 | Северо-Кавказский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Испытатель пластов |
RU72719U1 (ru) * | 2007-12-14 | 2008-04-27 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Устройство для защиты призабойной зоны пласта |
US20120273221A1 (en) * | 2011-04-27 | 2012-11-01 | Robayo Byron Raul Lopez | Smart Hydraulic Pumping Device for Recovery of Oil and Obtaining of Information from the Bottom of the Reservoir |
RU2598256C1 (ru) * | 2015-07-07 | 2016-09-20 | Андрей Сергеевич Казанцев | Способ гидродинамического исследования пласта добывающей скважины (варианты) |
RU170983U1 (ru) * | 2016-10-26 | 2017-05-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Пермское конструкторско-технологическое бюро технического проектирования и организации производства" | Механическое устройство защиты пласта |
-
2017
- 2017-08-24 RU RU2017130107A patent/RU2663757C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU989047A1 (ru) * | 1981-06-26 | 1983-01-15 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Отсекатель ствола скважины |
RU2041352C1 (ru) * | 1991-09-27 | 1995-08-09 | Северо-Кавказский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Испытатель пластов |
RU72719U1 (ru) * | 2007-12-14 | 2008-04-27 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Устройство для защиты призабойной зоны пласта |
US20120273221A1 (en) * | 2011-04-27 | 2012-11-01 | Robayo Byron Raul Lopez | Smart Hydraulic Pumping Device for Recovery of Oil and Obtaining of Information from the Bottom of the Reservoir |
RU2598256C1 (ru) * | 2015-07-07 | 2016-09-20 | Андрей Сергеевич Казанцев | Способ гидродинамического исследования пласта добывающей скважины (варианты) |
RU170983U1 (ru) * | 2016-10-26 | 2017-05-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Пермское конструкторско-технологическое бюро технического проектирования и организации производства" | Механическое устройство защиты пласта |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110748327A (zh) * | 2019-11-15 | 2020-02-04 | 中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司工程技术研究院 | 一种固定式井下节流器 |
RU2807098C1 (ru) * | 2020-05-05 | 2023-11-09 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Шаровой клапан и способ закрытия шарового клапана |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4252197A (en) | Piston actuated well safety valve | |
US6619388B2 (en) | Fail safe surface controlled subsurface safety valve for use in a well | |
US4119146A (en) | Surface controlled sub-surface safety valve | |
US6227299B1 (en) | Flapper valve with biasing flapper closure assembly | |
US7591317B2 (en) | Tubing pressure insensitive control system | |
US7118472B2 (en) | Control system for pneumatically-powered door installation | |
US4629002A (en) | Equalizing means for a subsurface well safety valve | |
US4444266A (en) | Deep set piston actuated well safety valve | |
US6116268A (en) | Wellhead safety valve control system | |
US20090065257A1 (en) | Apparatus and methods for utilizing a downhole deployment valve | |
US9631456B2 (en) | Multiple piston assembly for safety valve | |
ES2526072T3 (es) | Válvula pilotada ajustable y sistema hidráulico que comprende tal válvula | |
US10060213B2 (en) | Residual pressure differential removal mechanism for a setting device for a subterranean tool | |
RU2663757C1 (ru) | Скважинный комплекс защиты пласта | |
US4703805A (en) | Equalizing means for a subsurface well safety valve | |
US9528344B2 (en) | Safety valve with independent flow tube | |
US4598773A (en) | Fail-safe well safety valve and method | |
US9874072B2 (en) | Pipe valve control and method of use | |
RU164725U1 (ru) | Яс гидромеханический двустороннего действия | |
CN107002478B (zh) | 一种用于提取井的安全阀及用来关闭井的方法 | |
US20130062052A1 (en) | Pressure lock for jars | |
WO2019040060A1 (en) | BALANCING LINE SAFETY VALVE | |
US10954750B2 (en) | Subsurface safety valve with rotating disk | |
RU2099505C1 (ru) | Скважинный клапан-отсекатель | |
RU2135745C1 (ru) | Система защиты скважины и магистральных трубопроводов |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190825 |