RU2726656C1 - Shutoff hydraulic-controlled device for sealing of flow well mouth - Google Patents
Shutoff hydraulic-controlled device for sealing of flow well mouth Download PDFInfo
- Publication number
- RU2726656C1 RU2726656C1 RU2019131698A RU2019131698A RU2726656C1 RU 2726656 C1 RU2726656 C1 RU 2726656C1 RU 2019131698 A RU2019131698 A RU 2019131698A RU 2019131698 A RU2019131698 A RU 2019131698A RU 2726656 C1 RU2726656 C1 RU 2726656C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sealing
- ball
- ball valves
- annular
- seats
- Prior art date
Links
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 9
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 3
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/06—Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers
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)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей и геологоразведочной отраслям промышленности и предназначено для герметизации устья скважины с фонтанирующей колонной диаметром более 273 мм при большом дебите и аномально высоком давлении скважинной среды более 35 МПа.The invention relates to the oil and gas production and exploration industries and is intended to seal the wellhead with a gushing string with a diameter of more than 273 mm at high flow rates and abnormally high pressure of the wellbore environment of more than 35 MPa.
Для герметизации устья открыто фонтанирующей скважины и последующего прекращения истечения скважинной среды путем ее перекрытия с целью выполнения дальнейших аварийных работ по глушению скважины, в составе наводимой запорно-устьевой сборке (ЗУС) наиболее часто применяют, в качестве запорного органа, сдвоенный плашечный превентор.To seal the wellhead of an open-flowing well and then stop the outflow of the wellbore environment by shutting it off in order to perform further emergency work to kill the well, a dual ram preventer is most often used as a shutoff element as a shutoff element as part of a guided shut-off-wellhead assembly (ZUS).
Известен «Превентор плашечный гидравлический двойной с технологическим конусом» (1) предназначенный для герметизации устья скважины со спущенной колонной труб трубными плашками и для герметизации скважины без спущенной колонны труб глухими плашками.Known "Preventer hydraulic double ram with a technological cone" (1) designed to seal the wellhead with a lowered string of pipes with pipe dies and to seal the well without a lowered string of pipes with blind dies.
Известный превентор обладает следующими недостатками:The known preventer has the following disadvantages:
- отсутствует дополнительный барьер безопасности, так как перекрытие канала для прекращения истечения скважинной среды осуществляется только одним комплектом плашек, тем сам снижается надежность превентора;- there is no additional safety barrier, since the closure of the channel to stop the outflow of the wellbore fluid is carried out with only one set of rams, thereby reducing the reliability of the preventer;
- плашки и уплотнительные элементы при большом дебите фонтанирующей струи и аномально высоком давлении устья скважины более 35 МПа могут быть повреждены и вырваны из посадочных мест, что приведет к выходу из строя превентора.- dies and sealing elements with a large flow rate of the gushing jet and an abnormally high wellhead pressure of more than 35 MPa can be damaged and pulled out of the seats, which will lead to the failure of the preventer.
Известен «Кран устьевой двухшаровый» (2) предназначенный для перекрытия канала с целью прекращения фонтанирования потока рабочей среды из скважины.Known "Double-ball wellhead valve" (2) is designed to close the channel in order to stop the flow of the working medium from the well.
Известный кран устьевой двухшаровый обладает следующими недостатками:The well-known two-ball wellhead valve has the following disadvantages:
- конструкция крана чрезмерно сложна и трудоемка в изготовлении и сборке;- the design of the crane is excessively complex and laborious to manufacture and assemble;
- не оснащен органами управления для возможности дистанционного закрытия шаровых затворов, что снижает уровень безопасности для оперативного состава.- is not equipped with controls for the possibility of remote closing of ball valves, which reduces the level of safety for the operational staff.
Известна также трубная головка (3), которая может быть использована в составе ЗУС при герметизации устья фонтанирующей скважины.There is also known a pipe head (3), which can be used as part of the ZUS when sealing the mouth of a gushing well.
Известная трубная головка обладает следующими недостатками:The known pipe head has the following disadvantages:
- не оснащена органами управления для возможности дистанционного закрытия шарового затвора, что снижает уровень безопасности для оперативного состава;- not equipped with controls for the possibility of remote closing of the ball valve, which reduces the level of safety for the operational staff;
- конструкция трубной головки чрезмерно сложна и трудоемка в изготовлении и сборке;- the design of the pipe head is excessively complex and laborious to manufacture and assemble;
- отсутствует дополнительный барьер безопасности, так как перекрытие канала для прекращения истечения скважинной среды осуществляется только одним шаровым затвором, тем самым снижается надежность герметизации устья скважины.- there is no additional safety barrier, since the closure of the channel to stop the outflow of the wellbore fluid is carried out with only one ball valve, thereby reducing the reliability of sealing the wellhead.
Целью изобретения является выполнение надежной герметизации устья скважины, с фонтанирующей колонной диаметром более 273 мм при большом дебите и аномально высоком давлении скважинной среды более 35 МПа, посредством дистанционного, для обеспечения безопасности оперативного персонала, наведения на устье устройства запорного гидроуправляемого, обладающего минимальными массогабаритными характеристиками, и имеющего возможность дистанционно осуществить прекращение истечения скважинной среды путем ее перекрытия запорными органами устройства с целью выполнения дальнейших аварийных работ по глушению скважины.The purpose of the invention is to perform reliable sealing of the wellhead, with a gushing string with a diameter of more than 273 mm at a high flow rate and an abnormally high pressure of the wellbore medium of more than 35 MPa, by means of a remote, to ensure the safety of operating personnel, guidance at the wellhead of a hydraulic shut-off device with minimum weight and size characteristics, and having the ability to remotely terminate the outflow of the borehole medium by closing it with the shut-off devices of the device in order to perform further emergency work to kill the well.
Поставленная цель достигается устройством запорным гидроуправляемым для герметизации устья фонтанирующей скважины, включающим блок, состоящий из крестовины, адаптера, корпуса и крышки, оснащенный верхним и нижним присоединительными фланцами и вертикальным проходным каналом, с двумя боковыми отводами, оснащенными через угольники дистанционно управляемыми гидроприводными моноблочными задвижками с двумя запорными органами каждая, с размещенными внутри корпуса двух шаровых затворов, со сквозными осевыми рабочими каналами, поджатых к седлам подпружиненными опорами и оснащенных двумя поворотными, дистанционно управляемыми гидроприводными узлами, размещенными на корпусе, имеющим в крестовине проходной канал, с целью применения на скважинах с большим дебитом и аномально высоких давлениях скважинной среды, выполненный ступенчатым, а боковые отводы размещены в ее увеличенной части под углом к вертикальной оси и обеспечивают отвод части скважинной среды из крестовины через открытые моноблочные задвижки позволяя, тем самым, существенно снизить давление скважинной среды на шаровые затворы при их закрытии, а седла, размещенные в корпусе и крышке, включают в себя металлические и уплотнительные упруго-деформируемые вставки, кольцевые выступы которых размещены между металлическими втулками и контактируют с шаровыми затворами, а нижние торцы втулок выполнены со сферическими поверхностями, ответными наружным диаметрам шаровых затворов, причем на сферических поверхностях наружных металлических вставок выполнены радиальные и кольцевые каналы, обеспечивающие проникновение скважинной среды внутрь наружной металлической вставки, уменьшая, тем самым, площадь воздействия аномально высокого давления на шаровые затворы с соответственным снижением удельного давления в местах уплотнения, сохраняя при этом необходимую площадь контакта для равномерного распределения усилий, передаваемых шаровыми затворами на седла при закрытии проходного канала.The set goal is achieved by a hydraulically controlled shut-off device for sealing the wellhead of a gushing well, including a block consisting of a cross, an adapter, a body and a cover, equipped with upper and lower connecting flanges and a vertical passageway, with two side branches equipped with remotely controlled hydraulic monoblock valves with two shut-off bodies each, with two ball valves placed inside the body, with through axial working channels, pressed against the seats by spring-loaded supports and equipped with two rotary, remotely controlled hydraulic units located on the body, which has a passage channel in the cross, for use in wells with large flow rate and abnormally high pressures of the wellbore medium, made stepwise, and side branches are located in its enlarged part at an angle to the vertical axis and provide a part of the wellbore fluid from the crosspiece through open monoblock sliders allowing, thereby, to significantly reduce the pressure of the wellbore fluid on the ball valves when they are closed, and the seats located in the body and the cover include metal and elastic-deformable sealing inserts, the annular protrusions of which are located between the metal bushings and contact the ball valves , and the lower ends of the bushings are made with spherical surfaces corresponding to the outer diameters of the ball valves, moreover, radial and annular channels are made on the spherical surfaces of the outer metal inserts, which ensure the penetration of the borehole medium into the outer metal insert, thereby reducing the area of effect of abnormally high pressure on the ball valves with a corresponding decrease in the specific pressure at the sealing points, while maintaining the necessary contact area for uniform distribution of the forces transmitted by the ball valves to the seats when the passage channel is closed.
На фиг. 1 показано устройство в сборе; на фиг. 2 - то же, вид по разрезу А-А фиг. 1; на фиг. 3 - то же, вид сверху Б фиг. 1; на фиг. 4 - уплотнения шаровых затворов вид по выноске В фиг. 2.In FIG. 1 shows the assembled device; in fig. 2 - the same, view along the section A-A of FIG. 1; in fig. 3 - the same, top view B of Fig. 1; in fig. 4 is a view of the seals of the ball valves along the callout B of FIG. 2.
Устройство (фиг. 1) включает блок 1, состоящий из крестовины 1.1, адаптера 1.2, корпуса 1.3 и крышки 1.4. Проходной канал в крестовине выполнен ступенчатым - увеличенного диаметра в нижней ее части и уменьшенного в верхней. Боковые отводы крестовины 1.1 выполнены в ее проходном канале увеличенного диаметра, расположены под углом к вертикальной оси и обеспечивают отвод части скважинной среды из увеличенного проходного канала крестовины, а ее канал уменьшенного диаметра уменьшает выталкивающую силу скважинной среды, действующую на шаровые затворы. При этом уменьшенный диаметр в проходном канале крестовины обеспечивает уменьшенные массогабаритные характеристики устройства за счет уменьшения диаметра шаровых затворов и соответственно наружного диаметра корпуса. Присоединительные фланцы боковых отводов оборудованы, через угольники 2, гидроуправляемыми моноблочными задвижками 3 с двумя запорными органами на каждом. На наружной боковой поверхности корпуса 1.3, вдоль вертикальной оси, диаметрально размещены два поворотных гидроприводных узла 4, состоящих из кронштейнов 4.1, гидроцилиндров 4.2 и механизмов регулировки 4.3. Гидроцилиндры 4.2 обеспечивают поворот шаровых затворов 9 (фиг. 2) на угол 90°, с помощью рычагов 6 (фиг. 1), соединенных со штоками гидроцилиндров 4.2 пальцами 5 и шпинделями 7, размещенными в радиальных каналах корпуса и сочлененными прямоугольными выступами с ответными прямоугольными выборками шаровых затворов. На рычагах 6 выполнены риски «О» и «З», указывающие «открытые» и «закрытые» положения шаровых затворов при их совмещении с рисками нанесенными на корпусе. Соосность проходных каналов шаровых затворов с проходным каналом корпуса, обеспечивается регулировкой ходов штоков гидроцилиндров механизмами 4.3, оснащенными вилками с резьбовыми шпильками, размещенными в проушинах кронштейнов 4.1, и регулировочными гайками, опирающимися на проушины кронштейнов. Поршневые и штоковые полости гидроцилиндров 4.2 и моноблочных задвижек 3 оснащены быстроразъемными соединениями для подключения к ним гидравлических линий управления. В нижней и верхней расточках корпуса размещены, поджатые к седлам 10 опорами 11, с помощью пружин 13, размещенных в обойме 12, два шаровых затвора 9 (фиг. 2), со сквозными осевыми каналами, обеспечивающие перекрытие проходного канала с целью прекращения истечения фонтанирующей среды. Седла 10 (фиг. 2), для уплотнения шаровых затворов 9, состоят из наружных 10.1 и внутренних 10.2 металлических втулок (фиг. 5), опирающиеся верхними торцами на уплотнительные упруго деформируемые вставки 10.3, кольцевые выступы которых размещены между металлическими втулками и контактируют с шаровыми затворами, а нижние торцы втулок выполнены со сферическими поверхностями, ответными наружным диаметрам шаровых затворов. При этом на сферических поверхностях наружных металлических вставок выполнены радиальные и кольцевые каналы, которые обеспечивают проникновение скважинной среды в зоны контактов наружных металлических вставок и шаровых затворов, ограниченных кольцевыми каналами, уменьшая, тем самым, площадь воздействия аномально высокого давления на шаровые затворы с соответственным снижением удельного давления в местах уплотнения, сохраняя при этом необходимую площадь контакта для равномерного распределения усилий, передаваемых шаровыми затворами на седла при закрытии проходного канала.The device (Fig. 1) includes a block 1 consisting of a cross 1.1, an adapter 1.2, a body 1.3 and a cover 1.4. The passage channel in the crosspiece is made stepped - with an increased diameter in the lower part and a reduced diameter in the upper part. The lateral branches of the crosspiece 1.1 are made in its passage channel of increased diameter, are located at an angle to the vertical axis and provide a part of the borehole medium from the enlarged passageway of the crosspiece, and its channel of reduced diameter reduces the buoyancy force of the borehole medium acting on the ball valves. At the same time, the reduced diameter in the crosspiece passage channel provides reduced weight and size characteristics of the device by reducing the diameter of the ball valves and, accordingly, the outer diameter of the body. The connecting flanges of the side outlets are equipped, through the
Нижняя часть крестовины представлена присоединительным фланцем для крепления к нему при герметизации устья фонтанирующей скважины, представленной устьевым фланцем, переходной катушки с нижним фланцем, соответствующим устьевому, либо при герметизации устья фонтанирующей скважины, представленной оголовком колонны, головкой в различных вариантах исполнения, например фланцем колонным неразъемным типа ФКН или ЗГТ (4, стр. 171…174), головкой колонной клиновой самоуплотняющейся (5). Верхние части крышки и моноблочных задвижек также представлены присоединительными фланцами для крепления к ним отводных труб.The lower part of the cross is represented by a connecting flange for attaching to it when sealing the wellhead of a gushing well, represented by a wellhead flange, a transition coil with a lower flange corresponding to the wellhead, or when sealing the wellhead of a gushing well, represented by a column head, a head in various versions, for example, a one-piece column flange type FKN or ZGT (4, p. 171 ... 174), self-sealing wedge column head (5). The upper parts of the cover and monoblock valves are also represented by connecting flanges for attaching branch pipes to them.
При необходимости открытия шаровых затворов, находящихся под давлением скважинной среды, в корпусе имеются штуцеры 8, оснащенные быстроразъемными соединениями, для подключения гидравлических линий и подачи рабочей жидкости в надшаровые полости затворов для создания в них противодавления.If it is necessary to open the ball valves under the pressure of the borehole environment, there are
Работа с устройством при герметизации устья фонтанирующей скважины выполняется в следующем порядке.Working with the device when sealing the wellhead of a gushing well is performed in the following order.
Устройство встраивается в состав ЗУС, которая либо с помощью дистанционно-управляемого гидроприводного устройства наведения координатного типа, смонтированного на устье, либо с помощью самоходного дистанционно-управляемого роботизированного комплекса, дистанционно на безопасном расстоянии с пульта управления наводится на устье фонтанирующей скважины, представленное либо фланцем устьевого оборудования, либо оголовком колонны. Наведение осуществляется при открытых шаровых затворах и моноблочных задвижках, установленных на боковых отводах крестовины. При открытых моноблочных задвижках часть потока скважинного флюида направляется в боковые отводы крестовины, тем самым снижая поток скважинного флюида, проходящего через шаровые затворы.The device is built into the ZUS, which either with the help of a remote-controlled hydraulic-driven coordinate-type guidance device mounted at the wellhead, or with the help of a self-propelled remote-controlled robotic complex, remotely at a safe distance from the control panel is directed to the mouth of a gushing well, represented either by a wellhead flange. equipment, or column head. Guidance is carried out with open ball valves and monoblock valves installed on the side branches of the cross. With open monoblock valves, part of the well fluid flow is directed to the side branches of the cross, thereby reducing the flow of well fluid passing through the ball valves.
После закрепления ЗУС на устье скважины подсоединяют к гидроприводным рабочим органам устройства напорные рукава высокого давления от гидростанции, размещенной вне опасной зоны. Подачей рабочей жидкости в штоковую полость гидроцилиндра узла поворота нижнего шарового затвора поворачивают его, закрывая проходной канал.After fixing the ZUS at the wellhead, high-pressure pressure hoses from the hydraulic station located outside the hazardous zone are connected to the hydraulic operating elements of the device. By supplying the working fluid to the rod cavity of the hydraulic cylinder of the turning unit of the lower ball valve, it is turned, closing the passage channel.
Под действием скважинного давления шаровой затвор прижимается к седлу, при этом металлические вставки вдавливаются в упругодеформируемую неметаллическую вставку, заставляя ее кольцевым выступом, размещенным между металлическими вставками, плотно охватить шаровой затвор и надежно герметизировать проходной канал корпуса. После чего поочередно закрываются верхний шаровой затвор и моноблочные задвижки боковых отводов, надежно герметизируя устье скважины.Under the action of the borehole pressure, the ball valve is pressed against the seat, while the metal inserts are pressed into the elastically deformable non-metallic insert, forcing it with an annular protrusion located between the metal inserts to tightly cover the ball valve and reliably seal the bore of the body. After that, the upper ball valve and monoblock side branch valves are closed in turn, reliably sealing the wellhead.
При необходимости открытия шаровых затворов, находящихся под давлением скважинной среды, через штуцеры 8 (фиг. 1), оснащенные быстроразъемными соединениями, подается рабочая жидкость в надшаровые полости затворов для создания в них противодавления, равного скважинному давлению.If it is necessary to open the ball valves under the pressure of the wellbore medium, through the fittings 8 (Fig. 1) equipped with quick-release couplings, the working fluid is supplied to the overball cavities of the valves to create a back pressure in them equal to the wellbore pressure.
Устройство может быть использовано при герметизации фонтанирующей скважины с подводным расположением устья.The device can be used for sealing a flowing well with an underwater wellhead.
Источники информацииSources of information
1. Патент на изобретение №167756. «Превентор плашечный гидравлический двойной с технологическим конусом» от 03.03.2016 г.1. Patent for invention No. 167756. "Double ram hydraulic ram blower with technological cone" dated 03.03.2016
2. Патент на изобретение №2204073. «Кран устьевой двухшаровый» от 19.02.2001 г.2. Patent for invention No. 2204073. "Two-ball wellhead crane" dated 19.02.2001
3. Патент на изобретение №2182218. «Трубная головка» от 07.06.2001 г.3. Patent for invention No. 2182218. "Pipe head" dated 07.06.2001
4. Оборудование и инструмент для предупреждения и ликвидации фонтанов. Справочник. Москва, «Недра», 1966.4. Equipment and tools for the prevention and elimination of fountains. Directory. Moscow, "Nedra", 1966.
5. Патент на изобретение №2138614. «Головка колонная клиновая самоуплотняющаяся» от 27.09.1999 г.5. Patent for invention №2138614. "Self-sealing wedge column head" dated 09/27/1999
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019131698A RU2726656C1 (en) | 2019-10-08 | 2019-10-08 | Shutoff hydraulic-controlled device for sealing of flow well mouth |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019131698A RU2726656C1 (en) | 2019-10-08 | 2019-10-08 | Shutoff hydraulic-controlled device for sealing of flow well mouth |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2726656C1 true RU2726656C1 (en) | 2020-07-15 |
Family
ID=71616800
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019131698A RU2726656C1 (en) | 2019-10-08 | 2019-10-08 | Shutoff hydraulic-controlled device for sealing of flow well mouth |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2726656C1 (en) |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU973203A1 (en) * | 1981-01-05 | 1982-11-15 | Нефтегазодобывающее Управление Им.26-Ти Бакинских Комиссаров Объединения "Азнефть" | Apparatus for sealing-away gushing well head |
SU1557312A1 (en) * | 1987-06-22 | 1990-04-15 | Особое конструкторское бюро по проектированию нефтегазодобывающих машин и оборудования | Fittings for gushing wells |
RU2182218C1 (en) * | 2001-06-07 | 2002-05-10 | Тугушев Расим Шахимарданович | Tubing head |
RU2204073C2 (en) * | 2001-02-19 | 2003-05-10 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Воронежский механический завод" | Wellhead double-ball cock |
CN2690575Y (en) * | 2003-12-18 | 2005-04-06 | 田金鹏 | Automatic anti-blowing anti-theft wellhead device |
RU2359105C1 (en) * | 2007-10-23 | 2009-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Подземнефтегазсервис" | Casing head |
RU88380U1 (en) * | 2009-03-24 | 2009-11-10 | Виктор Тимофеевич Кушин | FITTING FITTINGS |
-
2019
- 2019-10-08 RU RU2019131698A patent/RU2726656C1/en active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU973203A1 (en) * | 1981-01-05 | 1982-11-15 | Нефтегазодобывающее Управление Им.26-Ти Бакинских Комиссаров Объединения "Азнефть" | Apparatus for sealing-away gushing well head |
SU1557312A1 (en) * | 1987-06-22 | 1990-04-15 | Особое конструкторское бюро по проектированию нефтегазодобывающих машин и оборудования | Fittings for gushing wells |
RU2204073C2 (en) * | 2001-02-19 | 2003-05-10 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Воронежский механический завод" | Wellhead double-ball cock |
RU2182218C1 (en) * | 2001-06-07 | 2002-05-10 | Тугушев Расим Шахимарданович | Tubing head |
CN2690575Y (en) * | 2003-12-18 | 2005-04-06 | 田金鹏 | Automatic anti-blowing anti-theft wellhead device |
RU2359105C1 (en) * | 2007-10-23 | 2009-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Подземнефтегазсервис" | Casing head |
RU88380U1 (en) * | 2009-03-24 | 2009-11-10 | Виктор Тимофеевич Кушин | FITTING FITTINGS |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8397742B2 (en) | Shuttle valve | |
US6497277B2 (en) | Internal gate valve for flow completion systems | |
US8522865B2 (en) | Automated flowback and information system | |
US20170058628A1 (en) | Blowout Preventer Including Blind Seal Assembly | |
CA2524336C (en) | Modular actuator for valves and chokes | |
RU2632721C1 (en) | Die preventer | |
EP0124601A1 (en) | Safety valve apparatus and method | |
DK2536917T3 (en) | valve Plant | |
AU2012214911B2 (en) | Device for a valve | |
AU2001249385A1 (en) | Internal gate valve for flow completion systems | |
US11441698B1 (en) | Method and apparatus for a choke valve and operation of a choke valve | |
US3589667A (en) | Combination well blowout preventer | |
US20140251472A1 (en) | Overpressurization Bypass for Fluid Valve | |
US4458903A (en) | Control line sealing connection | |
US4470430A (en) | Drilling choke | |
US3881516A (en) | Hydraulically operated diverter | |
RU2726656C1 (en) | Shutoff hydraulic-controlled device for sealing of flow well mouth | |
US4795128A (en) | Gate type kelly cock valve | |
US4444267A (en) | Ball valve housing | |
RU2637681C1 (en) | Tube head | |
US8132777B2 (en) | Blowout preventer having modified hydraulic operator | |
RU2542005C1 (en) | Coiled tubing preventer | |
RU2650000C1 (en) | Pipe head | |
RU2411342C1 (en) | Procedure for killing open well flowing | |
NO303240B1 (en) | The annulus safety valve |