RU2702776C1 - Circulating head - Google Patents
Circulating head Download PDFInfo
- Publication number
- RU2702776C1 RU2702776C1 RU2019119997A RU2019119997A RU2702776C1 RU 2702776 C1 RU2702776 C1 RU 2702776C1 RU 2019119997 A RU2019119997 A RU 2019119997A RU 2019119997 A RU2019119997 A RU 2019119997A RU 2702776 C1 RU2702776 C1 RU 2702776C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- line
- valve
- needle valve
- throttling
- needle
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 22
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000030279 gene silencing Effects 0.000 claims description 17
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 claims description 5
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 4
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 abstract description 11
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 abstract description 9
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 8
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 16
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- 229910000851 Alloy steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000746 Structural steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/12—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor using drilling pipes with plural fluid passages, e.g. closed circulation systems
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/035—Well heads; Setting-up thereof specially adapted for underwater installations
-
- 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
- E21B34/04—Valve arrangements for boreholes or wells in well heads in underwater well heads
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (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)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Description
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕFIELD OF APPLICATION OF THE INVENTION
Циркуляционная головка применяется для подводной добычи углеводородов в системе доступа в скважину, операций сервисного обслуживания скважин с применением самоподъемной плавучей буровой установки, полупогружной буровой установки, буровых судов или стационарных платформ.The circulation head is used for underwater hydrocarbon production in a well access system, well service operations using a self-elevating floating drilling rig, a semi-submersible drilling rig, drilling ships or fixed platforms.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND
Из уровня техники известны системы заканчивания скважины, системы промывки скважины. Обычно такие операции осуществляют с использованием фонтанной арматуры. В частности, из источника ЕР 1276955, опубл. 22.01.2003, известна система заканчивания скважин, включает в себя фонтанную арматуру, установленную на корпусе устье скважины, трубную подвеску, установленную в корпусе фонтанной арматуры или устья скважины, причем корпус устья скважины установлен на обсадной колонне колонны насосно-компрессорных труб; причем при использовании кольцевое пространство, образованное между насосно-компрессорными трубами и обсадной колонной, служит в качестве эксплуатационного канала. Обслуживание скважины осуществляется через колонну насосно-компрессорных труб, то есть центральная колонна насосно-компрессорных труб, подвешенная к подвеске, выполняет функцию, которую традиционно выполняет кольцевое пространство.The prior art well completion systems, well flushing systems. Typically, such operations are carried out using fountain fittings. In particular, from the source EP 1276955, publ. 01/22/2003, a well-known well completion system includes a fountain fitting installed on a wellhead body, a pipe suspension installed in a fountain fitting body or wellhead, the wellhead body being mounted on a casing string of tubing; moreover, when used, the annular space formed between the tubing and the casing, serves as a production channel. Well maintenance is carried out through the tubing string, that is, the central tubing string suspended from the suspension carries out the function that the annular space traditionally performs.
К недостатку технического решения согласно ЕР 1276955 можно отнести сложность конструкции фонтанной арматуры, задействованной в предлагаемой системе и возможность повреждения оборудования фонтанной арматуры при прохождении твердых частиц в случае промывки.The disadvantage of the technical solution according to EP 1276955 can be attributed to the complexity of the design of the fountain fittings involved in the proposed system and the possibility of damage to the equipment of the fountain fittings when passing solid particles in the event of washing.
Источник ЕР 1276955 можно считать ближайшим аналогом.Source EP 1276955 can be considered the closest analogue.
Кроме того, из источника US 2657016, опубл. 27.10.1953, известна система бурения, благодаря которой становится возможным формировать и перемещать к поверхности земли непрерывную последовательность образцов керна, постепенно и непрерывно, а также бурить, поддерживая при этом поток циркулирующей жидкости.In addition, from the source US 2657016, publ. 10.27.1953, a drilling system is known, due to which it becomes possible to form and move to the surface of the earth a continuous sequence of core samples, gradually and continuously, as well as to drill, while maintaining a flow of circulating fluid.
РАСКРЫТИЕDISCLOSURE
Предлагается циркуляционная головка, содержащая систему трубопроводной обвязки циркуляционной головки, включающая вертикальный эксплуатационный ствол, линию глушения и дросселирования, направленную перпендикулярно вертикальному эксплуатационному стволу, с установленной в ней задвижкой линии глушения и дросселирования и датчиком давления; линию открытия задвижки, соединенную с линией глушения и дросселирования через задвижку линии глушения и дросселирования; сдвоенную запорную арматуру, установленную также в линии глушения и дросселирования и включающую первый игольчатый кран, второй игольчатый кран, и третий игольчатый кран, причем первый и второй игольчатые краны установлены последовательно, а третий игольчатый кран установлен перпендикулярно первому игольчатому крану и второму игольчатому крану между ними; манометр; линию передачи сигнала от датчика давления, отходящую от сдвоенной запорной арматуры; при этом манометр с одной стороны соединен со сдвоенной запорной арматурой, а с другой стороны - с линией передачи сигнала от датчика давления; фильтр; при этом фильтр соединен со сдвоенной запорной арматурой через третий игольчатый кран; стыковочную плиту, объединяющую линию открытия задвижки линии глушения и дросселирования и линию передачи сигнала от датчика давления;A circulation head is proposed comprising a piping system for the circulation head including a vertical production barrel, a silencing and throttling line directed perpendicularly to a vertical production barrel, with a silencing and throttling line valve installed therein and a pressure sensor; a valve opening line connected to a jamming and throttling line through a valve of a silencing and throttling line; double shut-off valves also installed in the jamming and throttling line and including a first needle valve, a second needle valve, and a third needle valve, the first and second needle valves being installed in series, and the third needle valve installed perpendicular to the first needle valve and the second needle valve between them ; pressure gauge; a signal transmission line from a pressure sensor extending from the dual stop valves; at the same time, the manometer is connected on one side to the double shutoff valves, and on the other hand, to the signal transmission line from the pressure sensor; filter; wherein the filter is connected to the dual stop valves through a third needle valve; a docking plate that combines the opening line of the gate valve of the silencing and throttling line and the signal transmission line from the pressure sensor;
четвертый игольчатый кран и обратный клапан, последовательно установленные в линии открытия задвижки линии глушения в направлении от задвижки линии глушения к стыковочной плите.the fourth needle valve and check valve, sequentially installed in the opening line of the shutter of the silencing line in the direction from the shutter of the silencing line to the docking plate.
В предлагаемой циркуляционной головке вертикальный ствол соединен с одной стороны через верхний адаптер с эксплуатационной линией, соединенной со стационарной платформой или судном, а с другой стороны - через нижний адаптер для соединения со скользящей трубной секцией райзера.In the proposed circulation head, the vertical barrel is connected on one side through the upper adapter with a production line connected to a stationary platform or vessel, and on the other hand, through the lower adapter for connection with the sliding tube section of the riser.
Верхний адаптер 14 и нижний адаптер 15 выполнены из низколегированной стали. Циркуляционную головку размещают в защитной раме, выполненной из конструкционной стали.The
Поверхности циркуляционной головки, контактирующие с морской водой, имеют антикоррозионные покрытия.The surface of the circulating head in contact with seawater has anti-corrosion coatings.
Рабочее давление в линиях системы трубопроводной обвязки циркуляционной головки составляет 69 МПа.The working pressure in the lines of the piping system of the circulating head is 69 MPa.
Максимальная рабочая температура составляет 121°С, а минимальная рабочая температура составляет -18°С.The maximum working temperature is 121 ° C and the minimum working temperature is -18 ° C.
Рабочая гидравлическая жидкость представляет собой жидкость на водной основе.Hydraulic fluid is a water-based fluid.
В контексте настоящего описания слова «первый», «второй», «третий» и т.д. используются в виде прилагательных исключительно для того, чтобы отличать существительные, к которым они относятся, друг от друга, а не для целей описания какой-либо конкретной связи между этими существительными. Так, например, следует понимать, что использование терминов «первый кран» и «третий кран» не подразумевает какого-либо порядка или последовательности между кранами, равно как и их использование (само по себе) не предполагает, что некий «второй кран» обязательно должен существовать в той или иной ситуации.In the context of the present description, the words “first”, “second”, “third”, etc. used in the form of adjectives solely to distinguish the nouns to which they relate from each other, and not for the purpose of describing any specific relationship between these nouns. So, for example, it should be understood that the use of the terms “first crane” and “third crane” does not imply any order or sequence between the cranes, nor does their use (by itself) imply that a certain “second crane” is necessary must exist in a given situation.
Техническим результатом является упрощение конструкции оборудования для процедур промывки скважины, заканчивания скважины и проведения испытаний. Дополнительно благодаря упрощению конструкции обеспечено снижение рисков возникновения аварийных ситуаций и снижение утечек скважинного флюида в морскую воду.The technical result is to simplify the design of equipment for flushing, completion, and testing. Additionally, due to the simplification of the design, the risk of emergencies and the leakage of well fluid into the sea water are reduced.
ЧЕРТЕЖИBLUEPRINTS
Далее следует подробное описание предлагаемого изобретения со ссылками на Фиг. 1, на которой проиллюстрирована упрощенная гидравлическая система трубопроводной обвязки циркуляционной головки.The following is a detailed description of the invention with reference to FIG. 1, which illustrates a simplified hydraulic piping system of a circulation head.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Циркуляционная головка является частью системы доступа в скважину. Циркуляционная головка обеспечивает спуск и извлечение внутрискважинных инструментов через эксплуатационный ствол, контроль подачи жидкостей, подаваемых в скважину при проведении операций по сервисному обслуживанию подводных скважин, перекрытие линии глушения и дросселирования в случае возникновения экстренных ситуаций.The circulation head is part of the well access system. The circulation head provides the descent and removal of downhole tools through the production hole, control the flow of fluids supplied to the well during operations for servicing subsea wells, closing the silencing and throttling lines in case of emergency.
Применение циркуляционной головки достаточно узкое. В системе доступа в скважину данное оборудование применяется вместо надводной фонтанной арматуры с целью оптимизации использования оборудования при строительстве подводных скважин. Применение циркуляционной головки может осуществляться для промывки (выводе скважины на режим) при поступлении в скважинном флюиде большого количества шлама и иных компонентов, способных повредить запорную арматуру надводной фонтанной арматуры; для заканчивания скважины; для проведения сдаточно-приемочных испытаний системы подводной добычи.The use of the circulation head is rather narrow. In the access system to the well, this equipment is used instead of surface fountain fittings in order to optimize the use of equipment in the construction of subsea wells. The use of the circulation head can be carried out for flushing (putting the well into operation) when a large amount of sludge and other components that can damage the shutoff valves of the surface fountain fittings enter the wellbore fluid; for well completion; for acceptance tests of the subsea production system.
Циркуляционная головка имеет систему трубопроводной обвязки, включающую в себя промысловые линии, по которым подается в подводную скважину раствор для заканчивания скважины и другие технологические жидкости, и через которые на поверхность поступает пластовый флюид во время испытаний скважин. Система включает в себя линии управления циркуляционной головкой и обеспечивает возможность дистанционного управления циркуляционной головкой, которое осуществляют за счет подачи гидравлического сигнала посредством гидравлической рабочей жидкости, а также возможность испытания циркуляционной головки во время предварительных, приемо-сдаточных, комплексных испытаний, пуско-наладочных работах и техническом обслуживании циркуляционной головки.The circulation head has a piping system, including production lines, through which a solution for completion of the well and other process fluids are supplied to the underwater well, and through which formation fluid flows to the surface during well testing. The system includes control lines for the circulation head and allows remote control of the circulation head, which is carried out by applying a hydraulic signal through a hydraulic working fluid, as well as the ability to test the circulation head during preliminary, acceptance, complex tests, commissioning and maintenance of the circulation head.
Компоненты системы трубопроводной обвязки проиллюстрированы на Фиг. 1.The piping system components are illustrated in FIG. one.
Система трубопроводной обвязки циркуляционной головки включает вертикальный эксплуатационный ствол 1, направленную перпендикулярно, то есть под углом 90°, к стволу 1 линию 2 глушения и дросселирования, в которой установлена задвижка 3 линии 2 глушения и дросселирования и датчик давления (на чертежах не показан); линию 4 открытия задвижки 3, соединенную с линией 2 глушения и дросселирования через задвижку 3; установленную также в линии 2 глушения и дросселирования сдвоенную запорную арматуру 5, включающую первый игольчатый кран 6, второй игольчатый кран 7, и третий игольчатый кран 8. Со сдвоенной запорной арматурой 5 соединен манометр 9, соединенный также с линией 10 передачи сигнала от датчика давления. Стыковочная плита 11 объединяет линию 4 открытия задвижки линии глушения и дросселирования и линию 10 передачи сигнала от датчика давления; в линии 4 открытия задвижки 3 установлен четвертый игольчатый кран 12; со сдвоенной запорной арматурой 5 соединен фильтр 13.The piping system of the circulation head includes a
Вертикальный эксплуатационный ствол соединен с одной стороны через верхний адаптер 14 с эксплуатационной линией, соединенной со стационарной платформой или судном, а с другой стороны - через нижний адаптер 15 для соединения со скользящей трубной секцией райзера. Верхний адаптер 14 используется только для спуска инструментов.The vertical production barrel is connected on one side through the
Линия 2 глушения и дросселирования выходит к установкам буровой стационарной платформы.The jamming and
Согласно неограничивающему варианту осуществления предлагаемого технического решения диаметр эксплуатационного ствола клапанного блока составляет 179 мм.According to a non-limiting embodiment of the proposed technical solution, the diameter of the operational barrel of the valve block is 179 mm.
Задвижка 3 линии 2 глушения и дросселирования представляет собой шиберную задвижку. Манометр 9, установленный в линии 2 глушения и дросселирования, предназначен для визуального контроля давления в линии 2. Дополнительно, манометр 9 может быть выполнен с возможностью передачи данных о давлении в линии 2 на пульт системы управления, установленный на стационарной платформе или судне (на чертежах не показаны). Кроме того, в линии 2 предусмотрено соединение, обеспечивающее возможность подключения линии 2 к стационарной платформе или судну для выпуска раствора для глушения или рабочей промывочной жидкости. В частности, на Фиг. 1 стрелками показано направление 16 подачи солевого раствора для заканчивания со стационарной платформы и направление 17 подачи раствора для промывки скважины, а также направление 18 для подачи добычного флюида из скважины.The
Четвертый игольчатый кран 12 и обратный клапан 19 последовательно установлены в линии 4 открытия задвижки линии глушения в направлении от задвижки линии глушения к стыковочной плите 11.The
Задвижка 3 имеет ответную часть, обеспечивающую возможность механического управления ее открытием и закрытием с использованием инструментов, а также имеет индикаторы для визуального контроля положения запорного элемента задвижки 3.The
Сдвоенная запорная арматура 5 со спускным клапаном (на чертежах не показан) используется для проведения испытаний циркуляционной головки.Double shut-off
Циркуляционная головка рассчитана на удержание веса колонны райзера, включая подвеску насосно-компрессорной трубы и обеспечивает дополнительный натяг для правильности позиционирования оборудования.The circulation head is designed to support the weight of the riser column, including the suspension of the tubing and provides an additional interference fit for the correct positioning of the equipment.
Верхний адаптер 14 и нижний адаптер 15 выполнены из низколегированной стали. Циркуляционную головку размещают в защитной раме, выполненной из конструкционной стали.The
На поверхности циркуляционной головки, контактирующие с морской водой, должны быть нанесены антикоррозионные покрытия.Anticorrosion coatings must be applied to the surface of the circulation head in contact with seawater.
Рабочее давление в линиях системы трубопроводной обвязки циркуляционной головки составляет 69 МПа.The working pressure in the lines of the piping system of the circulating head is 69 MPa.
Максимальная рабочая температура составляет 121°С, а минимальная рабочая температура составляет -18°С.The maximum working temperature is 121 ° C and the minimum working temperature is -18 ° C.
Рабочая гидравлическая жидкость представляет собой жидкость на водной основе.Hydraulic fluid is a water-based fluid.
Управление задвижкой 3 осуществляют как ручным способом путем активации приводов непосредственно на самой циркуляционной головке, так и дистанционно с панели управления, установленной на стационарной платформе или судне.The control of the
Задвижкой 3 линии глушения управляет оператор через линию 4 открытия задвижки 3 линии глушения, для управления которой используют рабочую гидравлическую жидкость.The
Сдвоенная запорная арматура 5 используется только в случае осуществления сдаточно-приемных испытаний, а также в случае стравливания давления после промывки скважины. В этих случаях сдвоенная запорная арматура 5 используется для сброса давления в линии 2 глушения и дросселирования. Фильтр 13 используется как часть сдвоенной запорной арматуры 5 для задержания маслянистых паров, твердых частиц и других загрязнений, оставшихся после промывки или испытаний, и сброса воздуха.Double shut-off
При осуществлении промывки скважины или испытаний системы подводной добычи жидкость поступает в циркуляционную головку из скважины через нижний адаптер 15 и затем эксплуатационный ствол 1 в линию 2 глушения и дросселирования. Оператор управляет положением задвижки 3, исходя из параметров давления и других параметров функционирования системы подводной добычи. Аналогично управление происходит при подаче добычного флюида со скважины в ходе приемосдаточных испытаний.When flushing the well or testing the underwater production system, the fluid enters the circulating head from the well through the
При осуществлении глушения скважины раствор подают со стационарной платформы или судна, и он так же проходит через линию 2.When killing a well, the solution is supplied from a stationary platform or vessel, and it also passes through
Следует понимать, что настоящее описание не предназначено для определения объема охраны предлагаемого технического решения, целью описания является обеспечение понимания предлагаемого технического решения. Описанный вариант осуществления не является исчерпывающим, и специалистам в данной области техники очевидно, что возможны и другие варианты осуществления предлагаемого технического решения.It should be understood that the present description is not intended to determine the scope of protection of the proposed technical solution, the purpose of the description is to provide an understanding of the proposed technical solution. The described embodiment is not exhaustive, and it will be apparent to those skilled in the art that other embodiments of the proposed technical solution are possible.
Claims (13)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019119997A RU2702776C1 (en) | 2019-06-27 | 2019-06-27 | Circulating head |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019119997A RU2702776C1 (en) | 2019-06-27 | 2019-06-27 | Circulating head |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2702776C1 true RU2702776C1 (en) | 2019-10-11 |
Family
ID=68280126
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019119997A RU2702776C1 (en) | 2019-06-27 | 2019-06-27 | Circulating head |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2702776C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2657016A (en) * | 1950-01-20 | 1953-10-27 | Donovan B Grable | Fluid circulation head for drill strings |
EP1276955B1 (en) * | 2000-04-27 | 2004-12-22 | FMC Technologies, Inc. | Central circulation completion system |
RU119053U1 (en) * | 2012-03-13 | 2012-08-10 | Рафик Хасанович Арифулин | FOUNTAIN FITTINGS |
RU143017U1 (en) * | 2014-02-11 | 2014-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | BINDING OF AN INTER-COLUMN SPACE OF A LOW-OIL AND GAS-CONDENSATE WELL WITH INTER-COLUMN GAS MANIFESTATIONS |
RU2596175C1 (en) * | 2015-04-24 | 2016-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | X-tree control method and device therefor |
RU188422U1 (en) * | 2018-11-09 | 2019-04-11 | Акционерное общество "Научно-исследовательский институт резиновых покрытий и изделий" | COVERING OF FOUNTAIN ARMATURE |
-
2019
- 2019-06-27 RU RU2019119997A patent/RU2702776C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2657016A (en) * | 1950-01-20 | 1953-10-27 | Donovan B Grable | Fluid circulation head for drill strings |
EP1276955B1 (en) * | 2000-04-27 | 2004-12-22 | FMC Technologies, Inc. | Central circulation completion system |
RU119053U1 (en) * | 2012-03-13 | 2012-08-10 | Рафик Хасанович Арифулин | FOUNTAIN FITTINGS |
RU143017U1 (en) * | 2014-02-11 | 2014-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | BINDING OF AN INTER-COLUMN SPACE OF A LOW-OIL AND GAS-CONDENSATE WELL WITH INTER-COLUMN GAS MANIFESTATIONS |
RU2596175C1 (en) * | 2015-04-24 | 2016-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | X-tree control method and device therefor |
RU188422U1 (en) * | 2018-11-09 | 2019-04-11 | Акционерное общество "Научно-исследовательский институт резиновых покрытий и изделий" | COVERING OF FOUNTAIN ARMATURE |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
---|---|---|
US4709900A (en) | Choke valve especially used in oil and gas wells | |
RU2362005C2 (en) | Method of conservation, completion and repair of well | |
NO339578B1 (en) | Method and system for conducting drilling fluid using a structure floating in a surface of an ocean | |
US7464751B1 (en) | High pressure adapter assembly for use on blow out preventers | |
US20190093445A1 (en) | Systems and methods for controlling flow from a wellbore annulus | |
US10006262B2 (en) | Continuous flow system for drilling oil and gas wells | |
EP3423670B1 (en) | Subsea tree and methods of using the same | |
BR102012009708B1 (en) | APPARATUS AND METHOD TO PROVIDE AUTOMATIC DETECTION AND CONTROL | |
NO330473B1 (en) | Riser system with angular deviation devices | |
CN102132002A (en) | Subsea well intervention systems and methods | |
US9810336B2 (en) | Subsea BOP control system with dual-action check valve | |
US9038728B1 (en) | System and method for diverting fluids from a wellhead by using a modified horizontal christmas tree | |
BR112014004116B1 (en) | SUBMARINE INSTALLATION | |
US6390194B1 (en) | Method and apparatus for multi-diameter testing of blowout preventer assemblies | |
RU2702776C1 (en) | Circulating head | |
US20160168940A1 (en) | Emergency Wellbore Intervention System | |
EA024929B1 (en) | Check valve | |
NO328294B1 (en) | Method and apparatus for cleaning and sealing wells | |
NO343228B1 (en) | Method and device for enabling removal of a Christmas tree from a wellhead and method and device installation of a Christmas tree on a wellhead | |
WO2017137622A1 (en) | Device and method for enabling removal or installation of a horizontal christmas tree | |
US8997872B1 (en) | Cap assembly for use with a tubing spool of a wellhead | |
RU2731435C1 (en) | Above-water circulating head | |
US9074449B1 (en) | Vertical tree production apparatus for use with a tubing head spool | |
RU2740837C1 (en) | System of pipeline connection of surface x-mas tree fittings | |
KR102263349B1 (en) | Hydraulic monitoring system of high pressure diverter and diverter monitoring method using the same |