RU2684299C1 - Wellhead tree equipment - Google Patents
Wellhead tree equipment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2684299C1 RU2684299C1 RU2018104849A RU2018104849A RU2684299C1 RU 2684299 C1 RU2684299 C1 RU 2684299C1 RU 2018104849 A RU2018104849 A RU 2018104849A RU 2018104849 A RU2018104849 A RU 2018104849A RU 2684299 C1 RU2684299 C1 RU 2684299C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- casing
- column head
- locking device
- christmas tree
- head
- Prior art date
Links
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 22
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 claims abstract description 11
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 4
- 241001157788 Araneus Species 0.000 claims 3
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 claims 2
- MGADZUXDNSDTHW-UHFFFAOYSA-N 2H-pyran Chemical compound C1OC=CC=C1 MGADZUXDNSDTHW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 abstract description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 3
- 238000012856 packing Methods 0.000 abstract 4
- 238000013016 damping Methods 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 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
- 239000007787 solid Substances 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)
- Special Spraying Apparatus (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 фонтанное 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).Known for wellhead equipment containing 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 patent US 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 фонтанное 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 technical essence and the achieved result is a wellhead equipment that includes 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 stem and buffer shut-off devices, and a casing 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 фонтанной 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 fountain 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 фонтанное оборудование устья скважины содержит колонную головку с подвешенными на ней несколькими колоннами обсадных труб, образующих между собой межколонное пространство, контролируемое запорными устройствами 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 клиновой подвески подвешена 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 с выполненным в его стенке по крайней мере одним отверстием, размещенное в межтрубном пространстве, сообщенном со средним боковым отводом колонной головки, при этом пространство между каждым патрубком и подвешенной на нем обсадной трубой вместе их сопряжения герметизировано посредством уплотнения, на внутренней обсадной трубе над клиньевой подвеской смонтирован съемный узел подвески колоны 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 с боковым отводом фонтанной арматуры, смонтированном во фланце, размещенном на колонной головке, при этом съемный узел подвески НКТ снабжен обратными клапанами, которые открыты под действием нижней торцевой части стволовой части фонтанной арматуры, контактирующей с торцом корпуса съемного узла подвески НКТ, а верхняя часть стволовой части фонтанной арматуры разъемно соединена с установленном на корпусе колонной головки фланцем, внутри корпуса съемного узла подвески НКТ выполнен резьбовой участок для установки пробки, предназначенной для перекрытия НКТ при замене стволовой части фонтанной арматуры без глушения скважины, приводы коренного и буферного запорных устройств выполнены с рычажно-поршневым гидравлическим приводом, управляемыми посредством гидравлического насоса установленного на фланце над колонной головкой и снабженного обратным клапаном, причем последний и рычажно-поршневой привод выполнены автоматическими и дистанционно управляемыми, нижние седла каждого запорного устройства с шаровым затвором подпружинены витой цилиндрической пружиной, причем пружина буферного запорного устройства опирается в корпус крестовика, а стволовая часть фонтанной арматуры, содержащая коренное и буферное запорные устройства и крестовик, образует единый съемный узел, крестовик которого соединен с патрубком, верхний конец которого соединен с заглушкой фланца, установленного на колонную головку.The technical problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that the fountain equipment of the wellhead contains a column head with several casing pipes suspended on it, forming an annular space between them, controlled by shut-off devices and fountain fittings with root and buffer shut-off devices, and the external the casing pipe is connected to the casing of the head by means of a threaded connection, the intermediate and internal casing pipes, each through its own wedges the suspension is suspended on its nozzle, and the intermediate casing pipe is provided at the upper end with a collar resting on a protrusion in the casing of the head, the inner casing pipe is supported by a collar made in its upper part on the collar of the intermediate casing pipe through the ring with at least one hole located in the annular space in communication with the middle lateral outlet of the column head, while the space between each pipe and the casing suspended on it together with their pipe, their interfaces are sealed 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 stem 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 bends, the central channel of the cross being in communication with a buffer locking device equipped with a ball valve, and its side bends communicated through the rings e space with a lateral branch of the fountain fittings mounted in a flange placed on the column head, while the removable tubing suspension unit is equipped with check valves that are open under the action of the lower end part of the stem part of the fountain fittings in contact with the end face of the housing of the removable tubing suspension assembly, and the upper part of the stem part of the fountain fittings is detachably connected to a flange mounted on the column head housing, a threaded section for installing a plug is made inside the housing of the removable tubing suspension assembly, designed to shut off the tubing when replacing the stem of the fountain fittings without killing the well, the main and buffer locking devices have a lever-piston hydraulic drive controlled by a hydraulic pump mounted on a flange above the column head and equipped with a check valve, the latter and lever-piston drive made automatic and remotely controlled, the lower saddles of each locking device with a ball valve are spring-loaded with a twisted cylindrical rod solid, and the spring of the buffer locking device rests in the body of the cross, and the stem part of the fountain fittings, containing the main and buffer locking devices and the cross, forms a single removable assembly, the cross of which is connected to the pipe, the upper end of which is connected to the plug of the flange mounted on the column head .
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 фонтанного оборудования устья скважины позволила одновременно добиться также возможности замены стволовой части фонтанной 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 surface of the earth, and the above-described design feature of the wellhead flowing equipment also made it possible to replacement of the stem part of the fountain fittings and side gate valves of the casing head without killing the well, increasing stability 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 фонтанного оборудования устья скважины.In FIG. 1 is a schematic longitudinal sectional view of fountain equipment of a wellhead.
На фиг. 2 представлен увеличено продольный разрез съемного узла подвески колонны насосно-компрессорных труб.In FIG. 2 shows an enlarged longitudinal section of a removable suspension unit of a tubing string string.
Фонтанное оборудование устья скважины содержит колонную головку 1 с подвешенными на ней несколькими колоннами обсадных труб 2, 3 и 4, образующих между собой межколонные пространства, контролируемые запорным устройством 5 и запорными устройствами на боковых отводах 33 и 34 колонной головки 1, и фонтанную арматуру с коренным 7 и буферным 8 запорными устройствами, а также запорным устройством 6 на боковом отводе 25 фонтанной арматуры, расположенном на фланце 26 над колонной головкой 1.The fountain equipment of the wellhead 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 опирающемся 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 с выполненным в его стенке по крайней мере одним отверстием, размещенное в межтрубном пространстве, сообщенном со средним боковым отводом 17 колонной головки 1.The
Пространство между каждым патрубком 12, 13 и подвешенной на нем обсадной трубой, соответственно, 3 и 4 вместе 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 колоны 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, сообщенным с буферным запорным устройством 8, снабженным шаровым затвором, и боковыми отводами 23, сообщенными через кольцевое пространство 24 с боковым отводом 25 фонтанной арматуры смонтированном во фланце 26, размещенном на колонной головке 1.On the inner casing 4 above the
Приводы коренного 7 и буферного 8 запорных устройств выполнены с рычажно-поршневым гидравлическим приводом, 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 нижними концами патрубков 31 и 39, образующих указанное выше кольцевое пространство 24, посредством которого боковые отводы 23 крестовика 22 сообщены с боковым отводом 25 фланца 26, причем верхний конец патрубка 31 соединен с фланцем 26, а патрубок 39 верхним концом 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 действием нижней торцевой части стволовой части фонтанной арматуры, контактирующей с торцом корпуса съемного узла 20 подвески НКТ 21 и упирающейся в штоки обратных клапанов, приводя их в отрытое положение, а верхняя часть стволовой части фонтанной арматуры разъемно соединена, например посредством разрезной кольцевой пластинчатой пружины, с установленным на корпусе 9 колонной головки 1 фланцем 26. Внутри корпуса съемного узла 20 подвески НКТ 21 выполнен резьбовой участок 36 для установки пробки, предназначенной для перекрытия НКТ 21 при замене стволовой части фонтанной арматуры без глушения скважины.The
Нижняя часть стволовой части фонтанной арматуры снабжена патрубком 37, нижний фланец 38 которого герметично соединен с корпусом съемного узла 20 подвески НКТ 21, а верхней частью этот патрубок 37 герметично соединен с корпусом коренного запорного устройства 7.The lower part of the stem part of the fountain armature is equipped with a
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 в 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 reservoir 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 газопроявлений 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 на факельном устройстве, например горелке (не показана), при этом открываются запорное устройство 5, и запорные устройства на боковых отводах 33, 34 на колонной головке 1.If any deviations appear during the operation of the well, for example, gas manifestations 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 flare device, for example a burner (not shown), when this opens 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 буферного запорного устройства 8 скважины.The drive control of the
Наличие гидропривода также позволяет использовать для управления серийную гидравлическую станцию управления приустьевым клапаном-отсекателем. Применение данного оборудования может позволить упразднить применение приустьевого клапана-отсекателя, т.к. коренное запорное устройство фонтанной арматуры расположено в самой скважине.The presence of a hydraulic actuator also allows the use of a serial hydraulic control station for the estuary shutoff valve for control. The use of this equipment may eliminate the use of the estuarine shutoff valve, as the main locking device of the fountain valves is located in the well itself.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018104849A RU2684299C1 (en) | 2018-02-08 | 2018-02-08 | Wellhead tree equipment |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018104849A RU2684299C1 (en) | 2018-02-08 | 2018-02-08 | Wellhead tree equipment |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2684299C1 true RU2684299C1 (en) | 2019-04-05 |
Family
ID=66089850
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018104849A RU2684299C1 (en) | 2018-02-08 | 2018-02-08 | Wellhead tree equipment |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2684299C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2723792C1 (en) * | 2019-08-21 | 2020-06-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" | Device for connection of hydraulic channels |
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 RU2018104849A patent/RU2684299C1/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 (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2723792C1 (en) * | 2019-08-21 | 2020-06-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" | Device for connection of hydraulic channels |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2947572C (en) | Wellhead safety valve assembly | |
US6659181B2 (en) | Tubing hanger with annulus bore | |
RU2516708C2 (en) | Subsurface safety valve | |
AU2001249391B2 (en) | Tubing hanger system with gate valve | |
AU2011216607B2 (en) | Valve system | |
NO20101580A1 (en) | Regulation in annulus between feeding tubes | |
NO20121224A1 (en) | Underwater wellhead with segmented fatigue reduction sleeve | |
AU2013201288B2 (en) | Bottomhole assembly for capillary injection system | |
CN204738799U (en) | Double -barrelled water injection tubular column in pit | |
EP2744973B1 (en) | Valve for a hydrocarbon well, hydrocarbon well provided with such valve and use of such valve | |
US3294174A (en) | Fluid operated valve device | |
US6050338A (en) | Subsea wellhead apparatus | |
US20120193101A1 (en) | Subsurface safety valve including safe additive injection | |
US2187839A (en) | Casing head | |
RU2665844C1 (en) | Wellhead equipment | |
NO312477B1 (en) | Ring compartment access valve system with both hydraulic and mechanical actuation system | |
US4860826A (en) | Apparatus for sealing a tubing string in a high pressure wellbore | |
RU2684299C1 (en) | Wellhead tree equipment | |
US20140000907A1 (en) | Apparatus and method for backseating a gate valve | |
RU2293839C1 (en) | Cutoff valve | |
RU176624U1 (en) | CIRCULATION VALVE | |
US4444267A (en) | Ball valve housing | |
US3726341A (en) | Petroleum well tubing safety valve | |
RU126362U1 (en) | PACKER FOR SELECTIVE OVERLAPPING OF THE INNER CAVITY OF A PIPE OR CASE COLUMN | |
US20160258247A1 (en) | Vertical Subsea Tree Annulus and Controls Access |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200209 |