RU2665844C1 - Wellhead equipment - Google Patents
Wellhead equipment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2665844C1 RU2665844C1 RU2018104848A RU2018104848A RU2665844C1 RU 2665844 C1 RU2665844 C1 RU 2665844C1 RU 2018104848 A RU2018104848 A RU 2018104848A RU 2018104848 A RU2018104848 A RU 2018104848A RU 2665844 C1 RU2665844 C1 RU 2665844C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- casing
- column head
- pipe
- locking device
- head
- Prior art date
Links
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 27
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 claims abstract description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 5
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 claims description 6
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 abstract description 5
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 abstract 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000011112 process operation Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16K—VALVES; TAPS; COCKS; ACTUATING-FLOATS; DEVICES FOR VENTING OR AERATING
- F16K3/00—Gate valves or sliding valves, i.e. cut-off apparatus with closing members having a sliding movement along the seat for opening and closing
-
- 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
- E21B34/02—Valve arrangements for boreholes or wells in well heads
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к запорно-регулирующей арматуре, а именно к арматуре, которую устанавливают на устье скважины для герметизации межколонного кольцевого пространства обсадных колонн, кольцевого пространства между обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и для направления движения пластового флюида из скважины в выкидную линию.The invention relates to shut-off and control valves, namely, valves that are installed at the wellhead to seal the annular annular space of the casing strings, the annular space between the casing and the tubing string and for directing the movement of formation fluid from the well to the flow line.
Известно оборудование устья скважины, содержащее колонную головку с подвешенными на ней несколькими колоннами обсадных труб, образующих между собой межколонное пространство, контролируемое запорными устройствами и фонтанную арматуру со стволовым запорным устройством, а обсадные трубы соединены с корпусом колонной головки посредством резьбового соединения (см. патент US №8505636, опубл. 13.08.2013).The wellhead equipment is known, comprising a casing head with several casing pipes suspended on it, forming an annular space between them, controlled by shut-off devices and fountain fittings with a barrel shut-off device, and casing pipes are connected to the casing of the head by means of a threaded connection (see US patent No. 8505636, publ. 08.13.2013).
Недостатками известного по аналогу оборудования являются его большие габариты, большая металлоемкость и необходимость переобвязки скважины при переводе ее с одного способа эксплуатации на другой.The disadvantages of the equipment known by analogy are its large dimensions, large metal consumption and the need for re-dressing the well when transferring it from one method of operation to another.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является оборудование устья скважины, содержащее колонную головку с подвешенными на ней несколькими колоннами обсадных труб, образующих между собой межколонное пространство, контролируемое запорными устройствами, и фонтанную арматуру со стволовым и буферным запорными устройствами, а обсадная труба соединена с корпусом колонной головки посредством резьбового соединения (см. патент RU №2315852, опубл. 27.01.2008).The closest to the invention in terms of technical essence and the achieved result is wellhead equipment containing a casing head with several casing pipes suspended on it, forming an annular space controlled by shut-off devices, and flowing fittings with stem and buffer shut-off devices, and a casing pipe connected to the housing of the column head by means of a threaded connection (see patent RU No. 2315852, publ. 01.27.2008).
Расположение колонной головки вместе с фонтанной арматурой ниже уровня поверхности в углублении позволило снизить высоту колонной головки над поверхностью. Однако фонтанное оборудование и колонная головка по-прежнему имеют большие габариты, прежнюю большую металлоемкость.The location of the column head together with the fountain fittings below the surface level in the recess allowed to reduce the height of the column head above the surface. However, the fountain equipment and the column head still have large dimensions, the previous large metal consumption.
Технической проблемой, решаемой изобретением, является устранение выявленных недостатков.The technical problem solved by the invention is the elimination of identified deficiencies.
Технический результат заключается в том, что достигается возможность уменьшить высоту и металлоемкость арматуры устья скважины при одновременном обеспечении возможности замены стволовой части фонтанной арматуры без глушения скважины.The technical result consists in the fact that it is possible to reduce the height and metal consumption of the reinforcement of the wellhead while ensuring the possibility of replacing the stem of the fountain reinforcement without killing the well.
Техническая проблема решается, а технический результат достигается за счет того, что устьевая арматура скважины содержит колонную головку с подвешенными на ней несколькими колоннами обсадных труб с образованием между ними межколонного пространства с задвижками для перекрытия межколонного пространства и фонтанную арматуру с коренным и буферным запорными устройствами, а наружная обсадная труба соединена с корпусом колонной головки посредством резьбового соединения, промежуточная и внутренняя обсадные трубы каждая посредством своей стандартной клиновой подвески подвешены на своем патрубке, причем патрубок промежуточной обсадной трубы снабжен на верхнем конце буртом, опирающимся на выступ в корпусе колонной головки, патрубок внутренней обсадной трубы опирается выполненным в его верхней части буртом на бурт патрубка промежуточной обсадной трубы через кольцо, размещенное в межтрубном пространстве, сообщенном с нижним боковым отводом колонной головки, при этом пространство между каждым патрубком и подвешенной на нем обсадной трубой в месте их сопряжения герметизировано посредством уплотнения, на внутренней обсадной трубе над клиньевой подвеской смонтирован съемный узел подвески колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), на котором смонтирована вся стволовая часть фонтанной арматуры, включающая коренное запорное устройство, снабженное шаровым затвором, и крестовик с центральным каналом и боковыми отводами, причем центральный канал крестовика сообщен с буферным запорным устройством, снабженным шаровым затвором, а его боковые отводы сообщены через кольцевое пространство, образованное патрубками, с боковым отводом фонтанной арматуры, смонтированным во фланце, размещенном на колонной головке, причем вся стволовая часть фонтанной арматуры размещена в патрубке, герметично соединенном верхним его концом с установленным на колонной головке фланцем, а нижней частью герметично опирающемся через конический переходник на съемный узел подвески НКТ, стволовое шаровое запорное устройство сообщено с крестовиком, межколонные пространства обсадных труб скважины сообщены с боковыми отводами, выполненными в колонной головке, во фланце выполнен дополнительный боковой отвод, сообщенный с кольцевым пространством, образованным патрубком, опирающимся на съемный узел подвески НКТ, и патрубком, на котором подвешена внутренняя обсадная труба, а на боковых отводах фланца и боковых отводах колонной головки установлены задвижки и дроссели, при этом буферное шаровое запорное устройство расположено в колонной головке, а стволовое шаровое запорное устройство, съемный узел подвески НКТ и установленные соосно друг под другом клиновые подвески последовательно расположены в скважине под корпусом колонной головки.The technical problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that the wellhead reinforcement comprises a column head with several casing pipes suspended on it with the formation of an annular space between them with valves to overlap the annular space and fountain fittings with root and buffer locking devices, and the outer casing pipe is connected to the casing of the head by means of a threaded connection, the intermediate and inner casing pipes each through its the standard wedge suspension is suspended on its nozzle, and the intermediate casing pipe is provided with a shoulder at its upper end resting on a protrusion in the casing of the casing head, the inner casing pipe is supported in its upper part by a shoulder on the shoulder of the intermediate casing pipe through the ring placed in the annulus the space communicated with the lower lateral branch of the column head, while the space between each nozzle and the casing pipe suspended on it at the place of their interface ovano by means of a seal, on the inner casing above the wedge suspension a removable suspension unit of the tubing string string is mounted on which the entire barrel part of the fountain fittings is mounted, including a radical locking device equipped with a ball valve, and a cross with a central channel and side outlets moreover, the central channel of the crosspiece is in communication with a buffer locking device equipped with a ball valve, and its lateral branches are communicated through the annular space formed by the pipes , with a lateral branch of the fountain fittings mounted in a flange placed on the column head, the entire barrel part of the fountain fittings being placed in a nozzle sealed by its upper end with a flange mounted on the column head, and the lower part sealed through a conical adapter on a removable suspension unit Tubing, barrel spherical locking device communicated with the cross, the annular space of the casing of the well communicated with side bends made in the column head, in the flange there is no additional lateral outlet connected with an annular space formed by a pipe resting on a removable tubing suspension assembly and a pipe on which the inner casing is suspended, and valves and throttles are installed on the lateral outlets of the flange and the lateral outlets of the column head, while the buffer ball shut-off the device is located in the column head, and the barrel ball locking device, a removable tubing suspension assembly and wedge suspensions mounted coaxially under each other are sequentially located in the well beneath column head housing.
В ходе проведенного исследования было установлено, что представляется возможность резко снизить металлоемкость и высоту устьевого оборудования скважины за счет размещения части запорной арматуры и подвески колонны обсадных труб в скважине ниже поверхности земли, причем описанная выше конструктивная особенность выполнения оборудования устья скважины позволила одновременно добиться также возможности замены стволовой части запорно-регулирующей арматуры и боковых задвижек колонной головки без глушения скважины, увеличения устойчивости в особых случаях, а именно в случае установки в сейсмозонах или в случаях появления ударной волны, возможности установки на скважине с подводным расположением устья на небольшой глубине водоема, в районе возможного лова рыбы или судоходного района и добиться уменьшенной опасности загрязнения окружающей среды продукцией скважины в случае разгерметизации уплотнительных узлов оборудования.In the course of the study, it was found that it is possible to sharply reduce the metal consumption and the height of the wellhead equipment by placing part of the shutoff valves and suspension of the casing string in the well below the earth’s surface, and the design feature of the wellhead equipment described above also made it possible to replace the stem of the shut-off and control valves and lateral latches of the column head without killing the well, the increase is stable in special cases, namely in the case of installation in seismic zones or in cases of the appearance of a shock wave, the possibility of installation in a well with an underwater location of the mouth at a shallow depth of the reservoir, in the area of possible fishing or shipping area and to reduce the risk of environmental pollution by well products in in case of depressurization of the sealing components of the equipment.
На фиг. 1 представлен схематически продольный разрез оборудования устья скважины.In FIG. 1 is a schematic longitudinal section of wellhead equipment.
На фиг. 2 представлен увеличенно съемный узел подвески колонны насосно-компрессорных труб.In FIG. 2 shows an enlarged removable suspension unit of the tubing string string.
Устьевая арматура скважины содержит колонную головку 1 с подвешенными на ней несколькими колоннами обсадных труб 2, 3 и 4 с задвижками 5 для перекрытия межколонного пространства, запорными устройствами на боковых отводах 33 и 34 и фонтанную арматуру с коренным 7 и буферным 8 запорными устройствами.Wellhead reinforcement comprises a casing head 1 with
Наружная обсадная труба 2 соединена с корпусом 9 колонной головки 1 посредством резьбового соединения.The
Промежуточная 3 и внутренняя 4 обсадные трубы, каждая посредством своей стандартной клиновой подвески, соответственно 10 и 11, подвешена на своем патрубке, соответственно 12 и 13.Intermediate 3 and inner 4 casing pipes, each by means of its standard wedge suspension, respectively 10 and 11, are suspended on its pipe, respectively 12 and 13.
Патрубок 12 промежуточной обсадной трубы 3 снабжен на верхнем конце буртом 14, опирающимся на выступ в корпусе 9 колонной головки 1.The
Патрубок 13 внутренней обсадной трубы 4 опирается выполненным в его верхней части буртом 15 на бурт 14 патрубка 12 промежуточной обсадной трубы 3 через кольцо 16, размещенное в межтрубном пространстве, сообщенном со средним боковым отводом 17 колонной головки 1.The
Пространство между каждым патрубком 12 и 13 и подвешенной на нем обсадной трубой, соответственно, 3 и 4 в месте их сопряжения герметизировано посредством уплотнения, соответственно 18 и 19.The space between each
На внутренней обсадной трубе 4 над клиньевой подвеской 11 смонтирован съемный узел 20 подвески колонны насосно-компрессорных труб 21 (НКТ), на котором смонтирована вся стволовая часть фонтанной арматуры, включающая коренное запорное устройство 7, снабженное шаровым затвором, крестовик 22 с центральным каналом и боковыми отводами 23, причем центральный канал крестовика 22 сообщен с буферным запорным устройством 8, снабженным шаровым затвором, а его боковые отводы 23 сообщены через кольцевое пространство 24 с боковым отводом 25 фонтанной арматуры, смонтированным во фланце 26, размещенном на колонной головке 1.On the
Приводы коренного 7 и буферного 8 запорных устройств выполнены с рычажно-поршневыми гидравлическими приводами, соответственно 27 и 28, управляемыми посредством гидравлического насоса (не показан на чертеже), установленного на фланце 26 над колонной головкой 1 и снабженного обратным клапаном, при этом последний и рычажно-поршневой привод выполнены автоматическими и дистанционно управляемыми.The
Нижние седла каждого запорного устройства 7 и 8 с шаровым затвором подпружинены витой цилиндрической пружиной, соответственно 29 и 30, причем пружина 30 буферного запорного устройства 8 опирается в корпус крестовика 22, а стволовая часть фонтанной арматуры, содержащая коренное 7 и буферное 8 запорные устройства и крестовик 22, образует единый съемный узел, крестовик 22 которого соединен с патрубком 31, верхний конец которого соединен с заглушкой 32 фланца 26, установленного на колонную головку 1.The lower saddles of each
Съемный узел 20 подвески НКТ 21 снабжен обратными клапанами 35 (фиг. 2), которые открыты под весом установленной на нем стволовой части фонтанной арматуры, контактирующей с торцом корпуса съемного узла 20 подвески НКТ 21. Внутри корпуса съемного узла 20 подвески НКТ 21 выполнен резьбовой участок 39 для установки пробки, предназначенной для перекрытия НКТ 21 при замене стволовой части фонтанной арматуры без глушения скважины.The
Вся стволовая часть фонтанной арматуры размещена в патрубке 36, герметично соединенном верхним его концом с установленным на колонной головке 1 фланцем 26, а нижней частью герметично опирающемся через конический переходник 37 на съемный узел 20 подвески НКТ 21, стволовое шаровое запорное устройство 7 через крестовик 22 и образованное патрубками 31 и 38 кольцевое пространство сообщено с боковым отводом 25, выполненным во фланце 26, размещенном на колонной головке 1, а межколонные пространства обсадных труб 2, 3 и 4 скважины сообщены с боковыми отводами 34 и 17, выполненными в колонной головке 1, во фланце выполнен дополнительный боковой отвод 33, сообщенный с кольцевым пространством, образованным патрубками 13 и 38, а на боковых отводах 33 и 25 фланца и боковых отводах 34 и 17 колонной головки 1 установлены задвижки и дроссели, при этом буферное шаровое запорное устройство 8 расположено в колонной головке 1, а стволовое шаровое запорное устройство 7, съемный узел 20 подвески НКТ 21 и установленные соосно друг под другом клиновые подвески 10 и 11 последовательно расположены в скважине под корпусом 9 колонной головки 1.The entire barrel part of the fountain fittings is placed in the
В процессе работы добываемая из продуктивного пласта среда движется по НКТ 21 и далее через коренное запорное устройство 7 и крестовик 22 поступает в боковой отвод 25 фонтанной арматуры и далее выкидную линию скважины. Одновременно через буферное запорное устройство 8 давление добываемой из скважины среды передается на установленное на фланце 26 контрольное измерительное устройство. Запорные устройства на боковых отводах 33, 34 и запорное устройство 5 на боковом отводе 17 колонной головки 1 для контроля давления и проведения технологических операций закрыты.In the process, the medium extracted from the productive formation moves along the
В процессе эксплуатации скважины осуществляется периодический или постоянный контроль за величиной давления в межколонных пространствах, образованных НКТ 21 и обсадными трубами 2, 3 и 4 при помощи устройств для замера давлений (не показаны), для чего запорные устройства на боковых отводах 33, 34 и 17 открывают.During the operation of the well, periodic or constant monitoring of the pressure in the annular spaces formed by
При появлении в процессе эксплуатации скважины каких-либо отклонений, например при газопроявлениях в указанных выше межколонных пространствах выше предельно-допустимых величин открывается предохранительный клапан (не показан), газ поступает из межколонных пространств к боковым отводам колонной головки 1 и далее сжигается нафакельном устройстве, например горелке (не показана), при этом открываются запорные устройства 5 и 6 на колонной головке 1.If there are any deviations during the operation of the well, for example, when gas shows in the above annular spaces above the maximum permissible values, a safety valve (not shown) opens, gas flows from the annular spaces to the lateral outlets of the column head 1 and then burns on a torch device, for example burner (not shown), while opening the
Управление приводом коренного запорного устройства 7 и буферного запорного устройства 8 осуществляют с помощью гидравлического насоса, установленного на фланце 26, что позволяет дистанционно управлять коренным 7 и буферным 8 запорными устройствами, что важно и является необходимой функцией, когда приближение к устью скважины связано с риском для жизни обслуживающего персонала. При разрушении ствола, например в случае пожара на устье, происходит автоматическое перекрытие коренного запорного устройства 7 и, если необходимо, и буферного запорного устройства 8 скважины.The drive control of the
Наличие гидропривода также позволяет использовать для управления серийную гидравлическую станцию управления приустьевым клапаном-отсекателем.The presence of a hydraulic actuator also allows the use of a serial hydraulic control station for the estuary shutoff valve for control.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018104848A RU2665844C1 (en) | 2018-02-08 | 2018-02-08 | Wellhead equipment |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018104848A RU2665844C1 (en) | 2018-02-08 | 2018-02-08 | Wellhead equipment |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2665844C1 true RU2665844C1 (en) | 2018-09-04 |
Family
ID=63460180
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018104848A RU2665844C1 (en) | 2018-02-08 | 2018-02-08 | Wellhead equipment |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2665844C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2731435C1 (en) * | 2020-01-24 | 2020-09-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" | Above-water circulating head |
RU2740837C1 (en) * | 2020-01-28 | 2021-01-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" | System of pipeline connection of surface x-mas tree fittings |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1604987A1 (en) * | 1988-12-06 | 1990-11-07 | Украинская военизированная часть по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов | Fountain reiforcement on mouth of operating hole |
RU2259465C1 (en) * | 2004-02-24 | 2005-08-27 | Закрытое акционерное общество "Нефтемашвнедрение" | Choke and gate valve |
RU2315852C1 (en) * | 2006-04-07 | 2008-01-27 | Валерий Михайлович Толкач | Wellhead equipment for deep gas-condensate well operation |
US8505636B2 (en) * | 2011-07-29 | 2013-08-13 | Douglas Wade Schepp | Wellhead assembly having a nested tubing head |
RU2571701C2 (en) * | 2010-04-01 | 2015-12-20 | Роберт Бош Гмбх | Valves for fossil fuel production and transport with safety unit |
-
2018
- 2018-02-08 RU RU2018104848A patent/RU2665844C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1604987A1 (en) * | 1988-12-06 | 1990-11-07 | Украинская военизированная часть по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов | Fountain reiforcement on mouth of operating hole |
RU2259465C1 (en) * | 2004-02-24 | 2005-08-27 | Закрытое акционерное общество "Нефтемашвнедрение" | Choke and gate valve |
RU2315852C1 (en) * | 2006-04-07 | 2008-01-27 | Валерий Михайлович Толкач | Wellhead equipment for deep gas-condensate well operation |
RU2571701C2 (en) * | 2010-04-01 | 2015-12-20 | Роберт Бош Гмбх | Valves for fossil fuel production and transport with safety unit |
US8505636B2 (en) * | 2011-07-29 | 2013-08-13 | Douglas Wade Schepp | Wellhead assembly having a nested tubing head |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2731435C1 (en) * | 2020-01-24 | 2020-09-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" | Above-water circulating head |
RU2740837C1 (en) * | 2020-01-28 | 2021-01-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" | System of pipeline connection of surface x-mas tree fittings |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
USRE44520E1 (en) | Tubing hanger with annulus bore | |
RU2516708C2 (en) | Subsurface safety valve | |
AU2016395455B2 (en) | Subsea tree and methods of using the same | |
AU2011216607B2 (en) | Valve system | |
US4923372A (en) | Gas lift type casing pump | |
US4325431A (en) | Flow controlling apparatus | |
NO20101580A1 (en) | Regulation in annulus between feeding tubes | |
RU2665844C1 (en) | Wellhead equipment | |
AU2013201288B2 (en) | Bottomhole assembly for capillary injection system | |
CN204738799U (en) | Double -barrelled water injection tubular column in pit | |
US3294174A (en) | Fluid operated valve device | |
EP2744973B1 (en) | Valve for a hydrocarbon well, hydrocarbon well provided with such valve and use of such valve | |
AU2014388394A1 (en) | Method and apparatus for managing annular fluid expansion and pressure within a wellbore | |
NO332086B1 (en) | Wellhead installation and method of injecting fluid and cuttings into the annulus of a well | |
US3094170A (en) | Subsurface well tubing safety valve | |
RU2533394C1 (en) | Cut-off valve | |
RU2684299C1 (en) | Wellhead tree equipment | |
US4444267A (en) | Ball valve housing | |
US3168337A (en) | Wellhead assembly | |
US20190309601A1 (en) | Sliding sleeve having a flow inhibitor for well equalization | |
CN110761748B (en) | Ball-throwing type pump-free exploitation device for oil field | |
RU2339788C1 (en) | Horizontal well control equipment | |
NO20111228A1 (en) | Device for side pocket almond | |
RU2511064C1 (en) | Packer for selective closure of pipe string or casing string inner cavity | |
SU651120A1 (en) | Well closure device |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200209 |