RU2733238C1 - Bracket for well conductor suspension in cellar - Google Patents
Bracket for well conductor suspension in cellar Download PDFInfo
- Publication number
- RU2733238C1 RU2733238C1 RU2020115209A RU2020115209A RU2733238C1 RU 2733238 C1 RU2733238 C1 RU 2733238C1 RU 2020115209 A RU2020115209 A RU 2020115209A RU 2020115209 A RU2020115209 A RU 2020115209A RU 2733238 C1 RU2733238 C1 RU 2733238C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bracket
- conductor
- axial
- pins
- central hole
- Prior art date
Links
- 239000004020 conductor Substances 0.000 title claims abstract description 25
- 239000000725 suspension Substances 0.000 title abstract description 5
- 239000003351 stiffener Substances 0.000 claims abstract description 13
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 11
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 abstract 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 11
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 6
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 231100000817 safety factor Toxicity 0.000 description 2
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect 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
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 промышленности, в частности к оборудованию для подвешивания кондуктора скважины под цементирование в случае применения забурочной ямы, и может быть использовано при строительстве наклонно-направленных скважин.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to equipment for hanging a conductor of a well for cementing in the case of using a back-hole, and can be used in the construction of directional wells.
Известен патрубок разгрузочный, устанавливаемый на колонне труб, содержащий трубу, на которую навернута разгрузочная муфта, последняя выполнена с уступом во внутренней полости, на котором закреплен подвесной центратор с уступом на наружной поверхности и цементировочными отверстиями (патент на полезную модель RU № 193562, опубл. 05.112019г.).Known unloading pipe, installed on a pipe string, containing a pipe on which the unloading sleeve is screwed, the latter is made with a ledge in the inner cavity, on which a suspended centralizer with a ledge on the outer surface and cementing holes is fixed (utility model patent RU No. 193562, publ. 05.112019).
Наиболее близким техническим решением, принятым за прототип, является устьевое оборудование, которое содержит последовательно размещенные колонную головку, нижний фланец, корпус с боковыми отводами, верхний фланец, катушку, тройник, при этом в верхнем и нижнем фланцах установлены устройства для подвешивания технологических колонн, а боковые отводы корпуса и тройник соединены с запорно-измерительными устройствами. Устройство для подвешивания технологической колонны выполнено в виде переводника, соединенного через муфту с технологической колонной. Между колонной головкой, нижним фланцем, корпусом, верхним фланцем, катушкой и тройником установлены уплотнительные кольца. В известном устройстве имеется корпус с центральным отверстием, в корпусе выполнены соосные отверстия под шпильки (патент на полезную модель RU № 141765, опубл. 10.06.2014г.).The closest technical solution adopted for the prototype is the wellhead equipment, which contains sequentially placed column head, bottom flange, body with side outlets, upper flange, coil, tee, while devices for suspension of technological strings are installed in the upper and lower flanges, and the side outlets of the body and the tee are connected with locking and measuring devices. The device for suspending the process column is made in the form of a sub connected through a coupling with the process column. O-rings are installed between the column head, bottom flange, body, top flange, coil and tee. The known device has a housing with a central hole, in the housing there are coaxial holes for pins (patent for a useful model RU No. 141765, publ. 10.06.2014).
Несмотря на множество известных решений для подвешивания устьевого оборудования, ни одно из них не может быть эффективно использовано для подвешивания кондуктора в забурочной яме при строительстве наклонно-направленных скважин. Это существенно увеличивает время строительства наклонно-направленных скважин, т.к. требует дополнительных операций на скважине и повышенного времени на ожидание застывания цемента для высвобождения подъемного устройства буровой вышки или буровой установки.Despite the many known solutions for suspending wellhead equipment, none of them can be effectively used to suspend a surface conductor in a borehole during the construction of directional wells. This significantly increases the construction time of directional wells, because requires additional downhole operations and increased waiting time for cement to set to release the derrick or rig lifting device.
Технической задачей заявляемого изобретения является создание надежного устройства для подвеса кондуктора скважины в забурочной яме, который обеспечивает сокращение времени строительства наклонно-направленных скважин за счет сокращения операций и обеспечения возможности высвобождения подъемного устройства буровой вышки и/или буровой установки для ее перемещения до окончания цементирования.The technical objective of the claimed invention is to create a reliable device for suspending a wellbore conductor in a borehole, which reduces the construction time of directional wells by reducing operations and providing the possibility of releasing the lifting device of the derrick and / or drilling rig to move it until the end of cementing.
Техническая задача достигается тем, что кронштейн для подвеса кондуктора скважины в забурочной яме, выполненный в виде корпуса с центральным отверстием под муфту для кондуктора, в корпусе выполнены соосные отверстия под шпильки, отличающийся тем, что корпус выполнен из двух смежных симметричных частей, разъемно соединяемых друг с другом, каждая симметричная часть состоит из нижней и верхней пластины, которые неразъемно соединены между собой осевыми и промежуточными ребрами жесткости, осевые ребра жесткости расположены в плоскости разъемного соединения симметричных частей друг с другом и имеют проушины для установки крепежных элементов, а промежуточные ребра жесткости выполнены сходящимися к образующей центрального отверстия, причем соосные отверстия под шпильки размещены по краям верхней и нижней пластин симметричных частей.The technical problem is achieved by the fact that the bracket for suspending the conductor of the well in the borehole, made in the form of a body with a central hole for the coupling for the conductor, in the body there are coaxial holes for the pins, characterized in that the body is made of two adjacent symmetrical parts that are detachably connected to each other. with the other, each symmetrical part consists of a lower and an upper plate, which are permanently connected to each other by axial and intermediate stiffeners, the axial stiffeners are located in the plane of the detachable connection of symmetrical parts to each other and have lugs for installing fasteners, and intermediate stiffeners are made converging to the generatrix of the central hole, and the coaxial holes for the pins are located at the edges of the upper and lower plates of the symmetrical parts.
Дополнительно соосные отверстия под шпильки снабжены трубными вставками.In addition, the coaxial holes for the studs are equipped with pipe inserts.
Крепежные элементы, обеспечивающие разъемное соединение симметричных частей друг с другом предпочтительно представлены стяжными шпильками.Fasteners that provide a detachable connection of symmetrical parts with each other are preferably tie rods.
Сравнение заявляемого технического решения с прототипом показывает, что оно отличается следующими признаками:Comparison of the proposed technical solution with the prototype shows that it differs in the following features:
- корпус выполнен из двух симметричных частей, которые разъемно соединены друг с другом;- the body is made of two symmetrical parts, which are detachably connected to each other;
- каждая часть состоит из нижней и верхней пластины;- each part consists of a bottom and top plate;
- пластины неразъемно соединены между собой осевыми и промежуточными ребрами жесткости;- plates are permanently connected to each other by axial and intermediate stiffeners;
- промежуточные ребра жесткости сходятся к образующей центрального отверстия;- intermediate stiffeners converge to the generatrix of the central hole;
- осевые ребра жесткости, расположенные в плоскости разъемного соединения симметричных частей, имеют проушины для установки крепежных элементов;- axial stiffeners, located in the plane of the detachable connection of symmetrical parts, have lugs for installing fasteners;
- соосные отверстия под шпильки расположены по краям верхней и нижней пластин.- coaxial holes for pins are located at the edges of the upper and lower plates.
Поэтому можно предположить, что заявляемое техническое решение соответствует критерию «новизна».Therefore, we can assume that the proposed technical solution meets the criterion of "novelty".
Изобретение может быть реализовано с использованием известных технологических процессов, поэтому оно соответствует критерию «промышленная применимость».The invention can be implemented using known technological processes, therefore, it meets the criterion of "industrial applicability".
Бурение и крепление интервала под направление осуществляется для предотвращения поглощений бурового раствора и размыва устья скважины в процессе бурения под кондуктором. Направление является традиционным решением по обеспечению устойчивости устья. Однако согласно требованиям нормативной документации, допускается бурение скважин по существующим проектам без учета направлений. Современная технология позволяет значительно повысить рейсовую скорость бурения интервала под кондуктором, а, следовательно, и сократить риск размыва устья. В заявляемом техническом решении из цикла строительства скважин исключаются операции бурения и крепления направления, что значительно сокращает сроки строительства скважины. Для этого заявителем предложена заявляемая конструкция кронштейна, который может быть применен при использовании забурочной ямы при цементировании кондуктора.Drilling and casing the interval under the direction is carried out to prevent losses of drilling fluid and washout of the wellhead during drilling under the surface. Direction is the traditional solution for wellhead stability. However, according to the requirements of regulatory documents, it is allowed to drill wells for existing projects without taking into account directions. Modern technology can significantly increase the running speed of drilling the interval under the surface, and, consequently, reduce the risk of wellhead washout. In the claimed technical solution, drilling and fixing operations are excluded from the well construction cycle, which significantly reduces the time for well construction. To this end, the applicant has proposed the claimed bracket design, which can be used when using a back-hole when cementing a surface conductor.
Заявляемое устройство иллюстрируется следующими чертежами и рисунками.The claimed device is illustrated by the following drawings and figures.
На Фиг.1 показано установленное заявляемое устройство в сборе без стяжных шпилек и без трубных вставок.Figure 1 shows the installed claimed device assembled without tie rods and without tube inserts.
На Фиг. 2 показана одна симметричная часть устройства - общий вид слева в изометрии.FIG. 2 shows one symmetrical part of the device - general view from the left in isometric.
На Фиг. 3 показана одна симметричная часть устройства - общий вид справа.FIG. 3 shows one symmetrical part of the device - a general view on the right.
На Фиг. 4 показана одна симметричная часть устройства в разрезе без верхней пластины.FIG. 4 shows one symmetrical section of the device without the top plate.
На Фиг. 5 показано положение заявляемого устройства относительно кондуктора и двутавровых балок (основной вид).FIG. 5 shows the position of the claimed device relative to the conductor and I-beams (main view).
На Фиг. 6 показано положение заявляемого устройства относительно кондуктора и двутавровых балок (разрез в изометрии).FIG. 6 shows the position of the claimed device relative to the conductor and I-beams (section in isometric view).
На Фиг. 7 показан вид снизу на установленный кронштейн (изометрия).FIG. 7 shows a bottom view of the installed bracket (isometric).
На Фиг. 8 показаны результаты расчета напряжения по Мизесу конструкции с заявляемым кронштейном.FIG. 8 shows the results of calculating the von Mises stress of the structure with the inventive bracket.
Заявляемое устройство представляет собой корпус с центральным отверстием, причем корпус выполнен из двух смежных симметричных частей А и Б (Фиг, 1,2,3,4). Каждая часть состоит из нижней 1 и верхней пластины 2, которые посредством сварки соединены между собой осевыми 3 и промежуточными ребрами жесткости 4, последние сходятся к образующей 6 центрального отверстия. Осевые ребра жесткости 3, расположенные в плоскости соединения частей А и Б, имеют проушины 5, в которые устанавливаются стяжные шпильки 7 с гайками. Соосные отверстия под шпильки 12 расположены по краям верхней 1 и нижней 2 пластин и снабжены трубными вставками 16.The claimed device is a housing with a central hole, and the housing is made of two adjacent symmetrical parts A and B (Figs, 1,2,3,4). Each part consists of a lower 1 and an
Работы по установке кронштейна для подвеса кондуктора скважины осуществляются в следующим порядке (Фиг. 5,6): с помощью вспомогательной лебедки буровой установки (на рисунке не показана) металлическое основание 8 укладывается на отсыпку кустовой площадки 9. На металлическом основании 8 располагают опорные двутавровые балки 10 и 11 с предустановленным кронштейном. Для этого симметричные части А и Б кронштейна при помощи крепежных пластин 13 и шпилек 12 подвешиваются на двутавровые балки 10, 11 с возможностью свободного перемещения по ним. После углубления интервала под кондуктор и спуска кондуктора, под муфту 14 кондуктора 15 заводятся с двух сторон симметричные части А и Б кронштейна, которые стягиваются между собой стяжными шпильками 7 через проушины 5. Затем все шпильки 12 равномерно затягиваются гайками. Двутавровые балки 10,11 центрируются и фиксируются на металлическом основании 8, окончательно протягиваются все шпилечные соединения. Таким образом, кондуктор 15 медленно, с контролем просадки, разгружается на двутавровые балки 10,11, далее производится цементирование кондуктора в обычном режиме. По окончании цементирования приступают к монтажу колонной головки и ПВО, продолжают дальнейшие работы по строительству скважины.Work on the installation of the bracket for suspending the well conductor is carried out in the following order (Fig. 5.6): using the auxiliary winch of the drilling rig (not shown in the figure), the
Демонтаж подвешивающего устройства производится при ОЗЦ эксплуатационной колонны, либо при передвижке на следующую скважину. Ослабляются шпилечные соединения, кронштейн снимается с кондуктора. Далее, с помощью вспомогательной лебедки, демонтируются двутавровые балки и металлическое основание, вся конструкция передвигается на следующую скважину.Dismantling of the suspension device is carried out at the OZTs of the production string, or when moving to the next well. Stud connections are loosened, the bracket is removed from the jig. Further, with the help of an auxiliary winch, the I-beams and the metal base are dismantled, the whole structure is moved to the next well.
Испытания кронштейна показали, что расположение осевых 3 и промежуточных 4 ребер жесткости в кронштейне обеспечивает прочность кронштейна и сохраняет его геометрию (не выявлено изгибание пластин). Дополнительно неизменность геометрии корпуса кронштейна обеспечивается трубными вставками 16.Tests of the bracket showed that the arrangement of axial 3 and intermediate 4 stiffeners in the bracket ensures the strength of the bracket and maintains its geometry (no bending of the plates was detected). Additionally, the unchanged geometry of the bracket body is provided by
Исходными данные для расчета на прочность были приняты уже обозначенные значения: длина обсадной колонны кондуктора – 1300 м; удельный вес обсадной колонны кондуктора – 47,2 кг/м; расчетная осевая нагрузка Fw – 615,0 кН.The initial data for the strength calculation were the already indicated values: the length of the casing of the casing string - 1300 m; the specific weight of the casing string of the surface conductor - 47.2 kg / m; calculated axial load Fw - 615.0 kN.
Расчет резьбовых соединений показал, что минимальное допустимое количество шпилек 12 для подвешивания кронштейна составило 8 шт. М32х2, Класс прочности шпилек не ниже 5.8, класс прочности гаек не ниже 4.6. The calculation of threaded connections showed that the minimum allowable number of
При заданных параметрах значения коэффициентов запаса прочности составляют: на растяжение k – 1,78; на срез резьбы k – 2,03; на кручение k – 1,59; на срез гайки k – 1,54. Момент на ключе для обеспечения усилия со смазкой Fw составляет 65,2 кгс*м.With the given parameters, the values of the safety factors are: tensile k - 1.78; for thread cut k - 2.03; torsion k - 1.59; for the nut cut k - 1.54. The torque on the key to provide the force with lubrication Fw is 65.2 kgf * m.
Также, был произведен расчет стяжных шпилечных соединений при поперечной нагрузке Fw – 615,0 кН. Расчет показал, что минимальное допустимое количество стяжных шпилек 7 для соединения симметричных частей кронштейна друг с другом составило 4 шт. М44х4.5, Класс прочности стяжных шпилек 7 не ниже 8.8, класс прочности гаек не ниже 4.6. При заданных параметрах коэффициент запаса прочности на срез болта составляет k – 1,41.Also, the calculation of tie-down studs was made with a transverse load Fw - 615.0 kN. The calculation showed that the minimum permissible number of tie rods 7 for connecting symmetrical parts of the bracket to each other was 4 pcs. М44х4.5, Strength class of tie rods 7 not less than 8.8, strength class of nuts not less than 4.6. With the given parameters, the safety factor for the bolt shear is k - 1.41.
Для оценки прочности и металлоёмкости конструкции был проведен анализ напряжений методом конечных элементов по теории Губера-Мизеса-Генки в программном продукте Inventor Professional. Результаты анализа конструкции со специальным хомутом представлены на Фиг.8 To assess the strength and metal content of the structure, a finite element analysis of stresses was carried out using the Huber-Mises-Genki theory in the Inventor Professional software product. The results of the analysis of the structure with a special clamp are presented in Fig. 8
По результатам проведения расчетов с различными граничными условиями были определены следующие предварительные значения: при длине пролета до 2,5 м профиль двутавровой балки необходимо принять по ГОСТ 26020-83 не менее 30Ш1, при длине пролета до 3,5 м – 35Ш1; толщина пластин 1, 2 кронштейна – 20мм. Based on the results of calculations with various boundary conditions, the following preliminary values were determined: with a span length of up to 2.5 m, the I-beam profile must be taken according to GOST 26020-83 at least 30SH1, with a span length of up to 3.5 m - 35SH1; thickness of
Как видно из Фиг. 8 в заявляемом кронштейне отсутствуют области размытых концентраций напряжений, отмечаются только незначительные локальные концентраторы напряжения в местах соприкосновения отдельных элементов (гайки, верхние пластины и двутавровые балки, металлическое основание и двутавровые балки).As seen in FIG. 8 in the claimed bracket there are no areas of diffuse stress concentrations, only minor local stress concentrators are noted at the points of contact of individual elements (nuts, top plates and I-beams, metal base and I-beams).
В результате патентно-информационных исследований заявляемой совокупности признаков выявлено не было, при этом заявляемый кронштейн позволяет избежать трудоемких по временным затратам работ в забурочной яме, а также дает возможность передвинуть буровую установку на время цементирования кондуктора для бурения следующей скважины, поэтому заявляемое техническое решение соответствует критерию «изобретательский уровень».As a result of patent information studies of the claimed set of signs, no signs were identified, while the claimed bracket avoids time-consuming work in the back-hole, and also makes it possible to move the drilling rig during the cementing of the conductor for drilling the next well, therefore the claimed technical solution meets the criterion "Inventive step".
Заявляемая конструкция прошла испытания в ООО «РН-Юганскнефтегаз» (скважина № 102ВЗ/К10 Имилорского месторождения). Конструкция наклонно-направленной скважины 102ВЗ: кондуктор 245 мм спущен на глубину 610 м и зацементирован до устья, эксплуатационная колонна 146 мм спущена на глубину 2070 м. Время, затраченное на бурение и спуск кондуктора, составило 28 часов. При бурении под кондуктором без направления осложнений не зафиксировано.The claimed design has been tested at LLC RN-Yuganskneftegaz (well No. 102VZ / K10 of the Imilorskoye field). Design of directional well 102VZ: a 245 mm casing was run to a depth of 610 m and cemented to the wellhead, a 146 mm production casing was run to a depth of 2070 m. The time spent on drilling and lowering of the casing was 28 hours. No complications were recorded during drilling under a surface conductor without direction.
Использование заявляемого кронштейна позволяет размещать опорные двутавровые балки, на которые подвешивается кондуктор, без погружения в забурочную яму. Это исключает необходимость выполнения традиционных и трудоемких операций в забурочной яме, сокращая дополнительно время технологического цикла строительства скважины без направления. Конструкция кронштейна позволяет освободить от нагрузки только ослаблением затяжки шпилечных соединений. Эти особенности позволят значительно сократить время монтажных (демонтажных) работ. При этом прочностные характеристики кронштейна обеспечивают работу с обсадной колонной кондуктора длиной – 1300 м; удельным весом – 47,2 кг/м; расчетной осевой нагрузкой Fw – 615,0 кН. The use of the inventive bracket allows you to place the supporting I-beams, on which the conductor is suspended, without immersion in the borehole. This eliminates the need to perform traditional and time-consuming operations in the borehole, further reducing the time of the technological cycle of well construction without direction. The design of the bracket allows you to release from the load only by loosening the tightening of the stud connections. These features will significantly reduce the time of assembly (dismantling) work. At the same time, the strength characteristics of the bracket ensure operation with the casing string of the surface casing with a length of 1300 m; specific gravity - 47.2 kg / m; calculated axial load F w - 615.0 kN.
Заявляемая конструкция позволяет отказаться от направления и сократить нормативный срок строительства скважины на 0,6 суток, что приводит к уменьшению затрат в размере 649,8 тыс. рублей на одну скважину (при суточной ставке 1038 тыс. рублей для БУ 3000 ЭУК). Ожидаемый рост коммерческой скорости для наклонно-направленных и горизонтальных скважин составит 470 и 115 м/ст.мес. соответственно.The proposed design allows you to abandon the direction and reduce the standard well construction period by 0.6 days, which leads to a decrease in costs in the amount of 649.8 thousand rubles per well (at a daily rate of 1038 thousand rubles for BU 3000 EUK). The expected increase in commercial speed for directional and horizontal wells is 470 and 115 m / stm. respectively.
Claims (5)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020115209A RU2733238C1 (en) | 2020-04-30 | 2020-04-30 | Bracket for well conductor suspension in cellar |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020115209A RU2733238C1 (en) | 2020-04-30 | 2020-04-30 | Bracket for well conductor suspension in cellar |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2733238C1 true RU2733238C1 (en) | 2020-09-30 |
Family
ID=72926998
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2020115209A RU2733238C1 (en) | 2020-04-30 | 2020-04-30 | Bracket for well conductor suspension in cellar |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2733238C1 (en) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4279308A (en) * | 1979-04-25 | 1981-07-21 | Gray Charles E | Surface casing stabilizer and hanger and method of employing the same |
US4469182A (en) * | 1982-04-01 | 1984-09-04 | Petro-Drive, Inc. | Method of installing a casing hanger |
RU141765U1 (en) * | 2013-12-09 | 2014-06-10 | Открытое акционерное общество "Газпром трансгаз Беларусь" | Wellhead Equipment |
RU193562U1 (en) * | 2019-06-28 | 2019-11-05 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | UNLOADING TUBE |
US10513914B1 (en) * | 2015-02-02 | 2019-12-24 | James A. Rose | Casing hanger assembly |
-
2020
- 2020-04-30 RU RU2020115209A patent/RU2733238C1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4279308A (en) * | 1979-04-25 | 1981-07-21 | Gray Charles E | Surface casing stabilizer and hanger and method of employing the same |
US4469182A (en) * | 1982-04-01 | 1984-09-04 | Petro-Drive, Inc. | Method of installing a casing hanger |
RU141765U1 (en) * | 2013-12-09 | 2014-06-10 | Открытое акционерное общество "Газпром трансгаз Беларусь" | Wellhead Equipment |
US10513914B1 (en) * | 2015-02-02 | 2019-12-24 | James A. Rose | Casing hanger assembly |
RU193562U1 (en) * | 2019-06-28 | 2019-11-05 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | UNLOADING TUBE |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9388648B2 (en) | Drill pipe system and method for using same | |
US8657013B2 (en) | Riser system | |
US20060102337A1 (en) | Heavy-load landing string system | |
US11187053B2 (en) | Casing hanger assembly | |
KR101164086B1 (en) | Drilling working method in a seabed drilling facility | |
US9033034B2 (en) | Wear sensor for a pipe guide | |
US3307624A (en) | Load-supporting structure, particularly for marine wells | |
RU2733238C1 (en) | Bracket for well conductor suspension in cellar | |
NO326191B1 (en) | Wellhead System | |
US20100307766A1 (en) | Rigless well intervention apparatus and method | |
CA2055437C (en) | Device for protecting wells from corrosion or deposits caused by the nature of the fluid produced or located therein | |
US10364616B2 (en) | Anchor spool | |
US6736212B2 (en) | Drilling alignment system | |
RU2401382C1 (en) | Method of performing geophysical works through drilling string | |
RU199404U1 (en) | Elevator suspension link | |
RU2169251C1 (en) | Method of casing string hanging | |
Soloviov et al. | Conditions of a single intake descending of intermediate casing strings of an excessive weight compared to a derrick load capacity | |
Соловйов et al. | Conditions of a single intake descending of intermediate casing strigs of an excessive weight compared to a derrick load capacity= Умови спуску в один прийом проміжних колон з перевищеною вагою порівняно з вантажопідйомністю бурових установок | |
US20180030791A1 (en) | Lifting Apparatus for Subsea Equipment | |
RU2777859C1 (en) | Layout of a string of pipe for a well with a large deviation of the bottom from the vertical | |
KR20130138503A (en) | Fixing apparatus for elevating tubular | |
CN115618695B (en) | Load calculation model, establishing method, application, analysis method, equipment and medium | |
RU2789948C1 (en) | Downhole pipe template | |
CN110005354B (en) | Method for lowering pipes in vertical drilling holes through multiple pipelines | |
CN111042737B (en) | Device and method for casing running operation by using common faucet |