RU2763284C2 - Устройство и способ для компоновки зоны устья скважины - Google Patents
Устройство и способ для компоновки зоны устья скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2763284C2 RU2763284C2 RU2019136071A RU2019136071A RU2763284C2 RU 2763284 C2 RU2763284 C2 RU 2763284C2 RU 2019136071 A RU2019136071 A RU 2019136071A RU 2019136071 A RU2019136071 A RU 2019136071A RU 2763284 C2 RU2763284 C2 RU 2763284C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wellhead
- seal
- channel
- internal
- seal holder
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 8
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 claims description 11
- 235000004507 Abies alba Nutrition 0.000 claims description 11
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 abstract 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 abstract 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 abstract 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 7
- 229910001069 Ti alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 2
- 229910000851 Alloy steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000906 Bronze Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920000459 Nitrile rubber Polymers 0.000 description 1
- 239000004696 Poly ether ether ketone Substances 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- JUPQTSLXMOCDHR-UHFFFAOYSA-N benzene-1,4-diol;bis(4-fluorophenyl)methanone Chemical compound OC1=CC=C(O)C=C1.C1=CC(F)=CC=C1C(=O)C1=CC=C(F)C=C1 JUPQTSLXMOCDHR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 229920002530 polyetherether ketone Polymers 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
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/124—Units with longitudinally-spaced plugs for isolating the intermediate space
-
- 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
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/04—Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads
- E21B33/043—Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads specially adapted for underwater well heads
-
- 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
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
- Thermal Insulation (AREA)
- Details Of Valves (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к компоновке зоны устья скважины и к способу установки фонтанной арматуры на устьевое оборудование скважины. Компоновка зоны устья скважины содержит фонтанную арматуру с изолирующей муфтой, держатель уплотнения по меньшей мере с одним уплотнением. Держатель уплотнения поддерживается устьевым оборудованием скважины и расположен между устьевым оборудованием скважины и изолирующей муфтой, так что уплотнение располагается в уплотнительной взаимосвязи с внутренним сквозным каналом устьевого оборудования скважины и боковой поверхностью стенки изолирующей муфты. Технический результат заключается в обеспечении герметичности и эксплуатационной безопасности компоновки, а также минимизации риска ее отказа. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Настоящее изобретение относится к компоновке зоны устья скважины, и конкретнее к системе и способу, относящимся к устройству фонтанной арматуры на устьевом оборудовании скважины.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Устьевое оборудование скважины и фонтанная арматура (так называемые фонтанное устьевое оборудование или АФК) широко применяют в добыче нефти. Указанные узлы являются определяющими безопасность компонентами, которые работают с текучими средами под очень высокими давлениями в тяжелых условиях. Их надежность и эксплуатационная безопасность являются основополагающими, поскольку любое повреждение или отказ может иметь весьма серьезные последствия для окружающей среды, здоровья и безопасность, а также экономические последствия.
Существует конкретная проблема во время монтажа или демонтажа, где очень важным является достижение правильного позиционирования компонентов, стыковки соединителей и скрепления частей друг с другом. Во многих случаях, отсутствует прямой доступ к таким компонентам или соединителям для проверки или вмешательства оператора, например при монтаже подводных АФК. По указанной причине требуются улучшенные способы и системы для устьевого оборудования скважины и фонтанной арматуры, для обеспечения их герметичности и эксплуатационной безопасности, а также минимизации риска отказа.
Документы, которые могут быть полезными для понимания уровня техники, включают в себя патентные публикации US6039120A; US2002/0062964A1; AU199735509A; US9464497B; US8286717B; US8851194B; US8997883B; US7559366B; US8746352B; US8393400B; и US3800869A.
Настоящее изобретение, таким образом, решает задачу обеспечения компоновки зоны устья скважины, дающей преимущества относительно известных решений и методик в вышеупомянутой или других областях.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В варианте осуществления обеспечена компоновка зоны устья скважины, содержащая фонтанную арматуру расположенную на устьевом оборудовании скважины, причем фонтанная арматура имеет изолирующую муфту, компоновка зоны устья скважины дополнительно содержит держатель уплотнения по меньшей мере с одним уплотнением, причем держатель уплотнения расположен между устьевым оборудованием скважины и изолирующей муфтой.
В варианте осуществления уплотнение выполнено в уплотнительной взаимосвязи с внутренним сквозным каналом устьевого оборудования скважины и боковой поверхностью стенки изолирующей муфты.
В варианте осуществления изолирующая муфта содержит коническую секцию.
В варианте осуществления несущая поверхность обеспечена в устьевом оборудовании скважины, причем несущая поверхность выполнена с возможностью предотвращать перемещение держателя уплотнения в продольном направлении внутреннего сквозного канала. Несущая поверхность может быть частью устройства подвески обсадной колонны, выполненного в устьевом оборудовании скважины.
В варианте осуществления компоновка зоны устья скважины дополнительно содержит замковый узел, причем замковый узел закреплен в сквозном канале и выполнен с возможностью предотвращать перемещение держателя уплотнения в продольном направлении внутреннего сквозного канала.
В варианте осуществления устьевое оборудование скважины является подводным устьевым оборудованием скважины.
В варианте осуществления обеспечен способ установки фонтанной арматуры на устьевое оборудование скважины, содержащий этапы, на которых: устанавливают держатель уплотнения во внутреннем сквозном канале устьевого оборудования скважины и позиционируют фонтанную арматуру на устьевое оборудование скважины так, чтобы привести изолирующую муфту в уплотнительное взаимодействие с держателем уплотнения, при этом
этап, на котором устанавливают держатель уплотнения во внутреннем сквозном канале, выполняют до этапа, на котором позиционируют фонтанную арматуру на устьевое оборудование скважины.
В варианте осуществления способ содержит этап, на котором приводят в действие уплотнение в держателе уплотнения.
В варианте осуществления этап, на котором приводят в действие уплотнение, содержит приведение уплотнения в зацепление с конической секцией изолирующей муфты.
В варианте осуществления этап, на котором устанавливают держатель уплотнения во внутреннем сквозном канале, содержит позиционирование держателя уплотнения в упор с несущей поверхностью в устьевом оборудовании скважины, причем несущая поверхность выполнена с возможностью предотвращать перемещение держателя уплотнения в продольном направлении внутреннего сквозного канала. Несущая поверхность может быть частью устройства подвески обсадной колонны, выполненного в устьевом оборудовании скважины.
В варианте осуществления способ дополнительно содержит этап, на котором устанавливают замковый узел в устьевом оборудовании скважины, при этом замковый узел закрепляют во внутреннем сквозном канале и выполняют с возможностью предотвращать перемещение держателя уплотнения в продольном направлении внутреннего сквозного канала.
В варианте осуществления устьевое оборудование скважины является подводным устьевым оборудованием скважины.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Иллюстративные варианты осуществления настоящего изобретения описаны ниже со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых показано следующее.
На фиг. 1 показаны части компоновки зоны устья скважины варианта осуществления.
На фиг. 2 показаны детали некоторых компонентов вариантов осуществления фиг. 1.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
При монтаже фонтанной арматуры (АФК) на устьевое оборудование скважины фонтанную арматуру обычно обеспечивают изолирующей муфтой, прикрепленной к АФК, которая зацепляет канал устьевого оборудования скважины при соединении. Изолирующая муфта или сквозной канал устьевого оборудования скважины (проходное отверстие), имеет уплотнения для создания уплотнения между изолирующей муфтой и устьевым оборудованием скважины при соединении. В указанных процессах, любые неточности во время установки или неправильная стыковка частей могут создавать проблемы, например, повреждение уплотнения или далекое от оптимального активирование уплотнения, когда фонтанную арматуру устанавливают на устьевое оборудование скважины.
Как показано на фиг. 1 и 2, в варианте осуществления обеспечена компоновка 100 зоны устья скважины, содержащая устьевое оборудование 1 скважины с фонтанной арматурой 2, расположенной не нем. Фонтанная арматура 2 имеет изолирующую муфту 3. Компоновка 100 зоны устья скважины дополнительно имеет независимый держатель 10 уплотнения по меньшей мере с одним уплотнением 11. Держатель 10 уплотнения может быть установлен на устьевое оборудование 1 скважины до посадки фонтанной арматуры 2 и изолирующей муфты 3. После посадки фонтанной арматуры 2, по меньшей мере часть держателя 10 уплотнения должна занимать позицию между внутренним сквозным каналом 4 устьевого оборудования 1 скважины и изолирующей муфтой 3 в уплотнительной взаимосвязи с обеими позициями, внутренним сквозным каналом 4 и боковой поверхностью стенки 12 изолирующей муфты 3.
Как лучше всего видно на фиг. 2, изолирующая муфта 3 может быть выполнена с конической секцией 3a на своем переднем (нижнем) конце. Данное уменьшает риск неправильной установки, и может применятьcя для содействия активированию уплотнения 11.
Держатель 10 уплотнения на его нижней части 14 поддерживает несущая поверхность 5a в устьевом оборудовании 1 скважины. Несущая поверхность 5a может быть перпендикулярной к продольному направлению внутреннего сквозного канала 4 или проходить под углом к данному направлению. Сквозной канал 4 является в общем вертикальным, когда устьевое оборудование 1 скважины смонтировано в нужном положении. Несущая поверхность 5a выполнена с возможностью предотвращать перемещение вниз держателя 10 уплотнения в продольном (аксиальном) направлении внутреннего сквозного канала 4. В показанном варианте осуществления, несущая поверхность 5a является частью устройства 5 подвески обсадной колонны, выполненного в устьевом оборудовании 1 скважины, т.е. расположена на нем. Несущая поверхность 5a может, вместе с тем, быть расположена на другом компоненте устьевого оборудования скважины, или на самом устьевом оборудовании 1 скважины.
Над уплотнением 11 может применятьcя поддерживающее кольцо 13 для удержания уплотнения 11 на месте и равномерного распределения аксиальной нагрузки на уплотнение 11.
На своей верхней стороне держатель 10 уплотнения можно фиксировать замковым узлом 6, таким как клиновой фиксатор. Замковый узел 6 закреплен в сквозном канале 4 для предотвращения перемещения вверх держателя 10 уплотнения в продольном (аксиальном) направлении внутреннего сквозного канала 4. Альтернативно, держатель 10 уплотнения может быть закреплен напрямую к устьевому оборудованию 1 скважины для исключения аксиального перемещения в обоих направлениях, например, посредством подходящего соединения между поддерживающим кольцом 13 и замковым узлом 6.
В варианте осуществления обеспечен способ установки фонтанной арматуры 2 на устьевое оборудование 1 скважины, содержащий этапы, на которых устанавливают держатель 10 уплотнения во внутреннем сквозном канале 4 устьевого оборудования 1 скважины и затем позиционируют фонтанную арматуру 2 на устьевое оборудование 1 скважины так, чтобы привести изолирующую муфту 3 в уплотнительное взаимодействие с держателем 10 уплотнения.
Держатель 10 уплотнения и уплотнение 11 могут быть сконструированы такими, что уплотнение 11 приводится в действие после сцепления с изолирующей муфтой 3. Коническая секция 3a изолирующей муфты 3 может быть выполнена с возможностью содействия приведению в действие уплотнения 11 и, таким образом, улучшения показателей работы уплотнения и уменьшению риска контакта между уплотнением 11 и внутренним профилем устьевого оборудования 1 скважины в процессе установки. Коническая секция 3a при этом обеспечивает переходный профиль, который должен расширять уплотнение 11 постепенно, без повреждения уплотнения 11 во время расширения. Расширение обеспечивает более прочное сцепление уплотнения (более высокую контактную силу).
В вариантах осуществления, описанных выше, держатель 10 уплотнения может, таким образом, быть заранее установлен оснасткой на устьевое оборудование 1 скважины с нижним стыком, обращенным к устройству 5 подвески обсадной колонны (или другому компоненту в устьевом оборудовании 1 скважины) и верхним стыком, блокированным на профиле внутреннего диаметра устьевого оборудования 1 скважины (в сквозном канале 4) с помощью например, клинового фиксатора. Для подводного устьевого оборудования скважины такую установку можно, например, выполнять, применяя подводный аппарат дистанционного управления (ROV) с подходящей оснасткой. Уплотнение 11 может при этом быть надежно установлено без столкновения с профилем внутреннего диаметра устьевого оборудования скважины и с меньшим риском для повреждения уплотнения 11. Когда изолирующую муфту 3 устанавливают, уплотнение 11 должно расширяться давлением от наружной стенки 12 изолирующей муфты 3, и уплотнение 11 должно быть приведено в действие до нужного контактного давления, обеспечивающего прочное уплотнительное устройство между фонтанной арматурой 2 и устьевым оборудованием 1 скважины.
В вариантах осуществления, описанных в данном документе, ограничения и риск, связанные с посадочными операциями, могут, таким образом, быть уменьшены. Указанное может содействовать уменьшению операционных расходов и времени монтажа, а также улучшить герметичность и безопасность устьевого оборудования скважины.
В показанном варианте осуществления, держатель 10 уплотнения состоит из четырех частей: нижняя часть 14, уплотнение 11, поддерживающее кольцо 13 и замковый узел 6. Данные индивидуальные части могут быть установлены вместе (например, предварительно собранными до установки) или, альтернативно, одна или несколько частей могут быть установлены одна за другой в сквозном канале 4 устьевого оборудования 1 скважины. Замковый узел 6 может быть или не быть частью держателя 10 уплотнения; данный узел может быть отдельной частью и/или может быть интегральной частью изолирующей муфты 3, выполняющей функцию удержания держателя 10 уплотнения.
Уплотнение 11 может быть выполнено, например, из металла или полимерного материала. Подходящими материалами могут, например, являться гидрированный бутадиен–нитрильный каучук (HNBR), ПЭЭК, бронзовый сплав, титан, титановый сплав или комбинация указанного. Другие части держателя 10 уплотнения могут быть выполнены, например, из низколегированной стали, титанового сплава или титана.
В некоторых приложениях варианты осуществления настоящего изобретения дают возможность заменить уплотнение 11 между устьевым оборудованием 1 скважины и фонтанной арматурой 2 (изолирующей муфтой 3) без обязательного подъема из скважины фонтанной арматуры 2. Данное может, например, являться преимуществом в подводном устройстве, т.e. подводном устьевом оборудовании 1 скважины, поскольку может не требоваться подъем на поверхность фонтанной арматуры 2 для выполнения данной операции. В таком случае можно освободить фонтанную арматуру 2 от устьевого оборудования 1 скважины, переместить фонтанную арматуру 2 на небольшое расстояние (подняв вверх и/или убрав вбок) и заменить держатель 10 уплотнения, например, применяя ROV. Затем фонтанную арматуру 2 можно повторно установить на устьевое оборудование 1 скважины. При этом значительно уменьшается время, требуемое для данной операции, и можно также обеспечить более частую замену уплотнения 11 для улучшения системы безопасности и герметичности.
При применении в данном описании и формуле изобретения термины "содержит" и "содержащий" и их вариации означают, что указанные элементы, этапы или целые числа включены в состав. Термины не следует интерпретировать, как исключающие присутствие других элементов, этапов или компонентов.
Признаки, раскрытые в приведенном выше описании, или следующей формуле изобретения или прилагаемых чертежах, представляют в конкретных формах или терминах средство для выполнения раскрытой функции, или способ, или процесс для достижения раскрытого результата, надлежащим образом, отдельный признак или любую комбинацию таких признаков можно использовать для реализации изобретения в его разных формах.
Настоящее изобретение не ограничено вариантами осуществления, описанными в данном документе, определяющей является прилагаемая формула изобретения.
Claims (16)
1. Компоновка (100) зоны устья скважины, содержащая фонтанную арматуру (2), расположенную на устьевом оборудовании (1) скважины, причем фонтанная арматура (2) имеет изолирующую муфту (3), причем компоновка (100) зоны устья скважины дополнительно содержит держатель (10) уплотнения по меньшей мере с одним уплотнением (11), причем держатель (10) уплотнения поддерживается устьевым оборудованием (1) скважины и расположен между устьевым оборудованием (1) скважины и изолирующей муфтой (3), так что уплотнение (11) располагается в уплотнительной взаимосвязи с внутренним сквозным каналом (4) устьевого оборудования (1) скважины и боковой поверхностью стенки (12) изолирующей муфты (3).
2. Компоновка (100) зоны устья скважины по п. 1, в которой изолирующая муфта (3) содержит коническую секцию (3a).
3. Компоновка (100) зоны устья скважины по любому из предыдущих пунктов, содержащая несущую поверхность (5a) в устьевом оборудовании (1) скважины, причем несущая поверхность (5a) выполнена с возможностью предотвращать перемещение держателя (10) уплотнения в продольном направлении внутреннего сквозного канала (4).
4. Компоновка (100) зоны устья скважины по предыдущему пункту, в которой несущая поверхность (5a) является частью устройства (5) подвески обсадной колонны, выполненного в устьевом оборудовании (1) скважины.
5. Компоновка (100) зоны устья скважины по любому из предыдущих пунктов, дополнительно содержащая замковый узел (6), причем замковый узел (6) закреплен в сквозном канале (4) и выполнен с возможностью предотвращать перемещение держателя (10) уплотнения в продольном направлении внутреннего сквозного канала (4).
6. Компоновка (100) зоны устья скважины по любому из предыдущих пунктов, причем устьевое оборудование (1) скважины является подводным устьевым оборудованием скважины.
7. Способ установки фонтанной арматуры (2) на устьевое оборудование (1) скважины, содержащий этапы, на которых:
устанавливают держатель (10) уплотнения во внутреннем сквозном канале (4) устьевого оборудования (1) скважины, так что уплотнение (11) зацеплено с внутренним сквозным каналом (4) устьевого оборудования (1) скважины, и
позиционируют фонтанную арматуру (2) на устьевом оборудовании (1) скважины так, чтобы привести изолирующую муфту (3) в уплотнительное взаимодействие с уплотнением (11) держателя (10) уплотнения,
при этом этап, на котором устанавливают держатель (10) уплотнения во внутреннем сквозном канале (4), выполняют до этапа, на котором позиционируют фонтанную арматуру (2) на устьевом оборудовании (1) скважины.
8. Способ по предыдущему пункту, способ содержит этап, на котором приводят в действие уплотнение (11) в держателе (10) уплотнения.
9. Способ по предыдущему пункту, в котором на этапе, на котором приводят в действие уплотнение (11), приводят уплотнение (11) в зацепление с конической секцией (3a) изолирующей муфты (3).
10. Способ по любому из пп. 7–9, в котором на этапе, на котором устанавливают держатель (10) уплотнения во внутреннем сквозном канале (4), позиционируют держатель (10) уплотнения в упор с несущей поверхностью (5a) в устьевом оборудовании (1) скважины, причем несущая поверхность (5a) выполнена с возможностью предотвращать перемещение держателя (10) уплотнения в продольном направлении внутреннего сквозного канала (4).
11. Способ по предыдущему пункту, в котором несущая поверхность (5a) является частью устройства (5) подвески обсадной колонны, выполненного в устьевом оборудовании (1) скважины.
12. Способ по любому из пп. 7–11, дополнительно содержащий этап, на котором устанавливают замковый узел (6) в устьевом оборудовании (1) скважины, при этом замковый узел (6) закрепляют во внутреннем сквозном канале (4) и выполняют с возможностью предотвращать перемещение держателя (10) уплотнения в продольном направлении внутреннего сквозного канала (4).
13. Способ по любому из пп. 7–12, в котором устьевое оборудование (1) скважины является подводным устьевым оборудованием скважины.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20170625 | 2017-04-12 | ||
NO20170625A NO344391B1 (en) | 2017-04-12 | 2017-04-12 | A wellhead arrangement and installation method |
PCT/NO2018/050101 WO2018190727A1 (en) | 2017-04-12 | 2018-04-12 | A wellhead arrangement and method |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2019136071A RU2019136071A (ru) | 2021-05-12 |
RU2019136071A3 RU2019136071A3 (ru) | 2021-07-01 |
RU2763284C2 true RU2763284C2 (ru) | 2021-12-28 |
Family
ID=62116930
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019136071A RU2763284C2 (ru) | 2017-04-12 | 2018-04-12 | Устройство и способ для компоновки зоны устья скважины |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US11761291B2 (ru) |
CN (1) | CN110520594A (ru) |
GB (1) | GB2576276B (ru) |
NO (1) | NO344391B1 (ru) |
RU (1) | RU2763284C2 (ru) |
WO (1) | WO2018190727A1 (ru) |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
NO345339B1 (en) * | 2018-10-05 | 2020-12-14 | Aker Solutions As | Gate valve assembly for a subsea workover system |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6039120A (en) * | 1997-12-31 | 2000-03-21 | Kvaerner Oilfield Products | Adjustable isolation sleeve |
US6705401B2 (en) * | 2002-01-04 | 2004-03-16 | Abb Vetco Gray Inc. | Ported subsea wellhead |
RU2348791C2 (ru) * | 2007-04-28 | 2009-03-10 | Закрытое акционерное общество "Нефтемашвнедрение" | Колонная головка |
RU2352756C1 (ru) * | 2005-02-18 | 2009-04-20 | ЭфЭмСи ТЕКНОЛОДЖИЗ, ИНК. | Втулка изоляции гидроразрыва |
US7743824B2 (en) * | 2007-03-23 | 2010-06-29 | Stream-Flo Industries Ltd. | Method and apparatus for isolating a wellhead for fracturing |
US20120285676A1 (en) * | 2011-05-13 | 2012-11-15 | Vetco Gray Inc. | Pressure energized interference fit seal |
US8316946B2 (en) * | 2008-10-28 | 2012-11-27 | Cameron International Corporation | Subsea completion with a wellhead annulus access adapter |
Family Cites Families (17)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3800869A (en) | 1971-01-04 | 1974-04-02 | Rockwell International Corp | Underwater well completion method and apparatus |
US5201835A (en) * | 1991-12-19 | 1993-04-13 | Abb Vetco Gray Inc. | Wellhead seal with protective rib |
WO1999004137A1 (en) | 1997-07-14 | 1999-01-28 | Axtech Ltd. | Simultaneous production and water injection well system |
US6516861B2 (en) * | 2000-11-29 | 2003-02-11 | Cooper Cameron Corporation | Method and apparatus for injecting a fluid into a well |
US7559366B2 (en) | 2006-12-07 | 2009-07-14 | Vetco Gray Inc. | Flex-lock metal seal system for wellhead members |
BRPI0820569A2 (pt) | 2007-11-05 | 2012-12-18 | Cameron Int Corp | conjunto de vedação anular e método de formação de uma vedação anular |
US20090230632A1 (en) * | 2008-03-13 | 2009-09-17 | Vetco Gray Inc. | System, method and apparatus for sealing materials having a low glass transition temperature for high performance sealing applications |
US8286717B2 (en) | 2008-05-05 | 2012-10-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Tools and methods for hanging and/or expanding liner strings |
US8393400B2 (en) | 2009-11-25 | 2013-03-12 | Vetco Gray Inc. | Metal-to-metal seal with wiper element and wellhead system incorporating same |
NO331210B1 (no) * | 2010-01-07 | 2011-10-31 | Aker Subsea As | Tetningsholder samt fremgangsmåte for tetting av et løp |
US8640777B2 (en) | 2010-10-25 | 2014-02-04 | Vetco Gray Inc. | Expandable anchoring mechanism |
US8851194B2 (en) | 2011-03-29 | 2014-10-07 | David L. Ford | Seal with bellows style nose ring |
US9382771B2 (en) * | 2012-01-06 | 2016-07-05 | Onesubsea Ip Uk Limited | Sealing mechanism for subsea capping system |
US20130341051A1 (en) | 2012-06-22 | 2013-12-26 | Vetco Gray, Inc. | Metal to metal packoff for use in a wellhead assembly |
WO2014015050A2 (en) | 2012-07-17 | 2014-01-23 | Ge Oil & Gas Pressure Control Lp | Adjustable isolation sleeve assembly for well stimulation through production tubing |
US8997883B2 (en) | 2012-09-12 | 2015-04-07 | Vetco Gray Inc. | Annulus seal with stepped energizing ring |
US9057231B2 (en) | 2012-09-13 | 2015-06-16 | Vetco Gray Inc. | Energizing ring divot back-out lock |
-
2017
- 2017-04-12 NO NO20170625A patent/NO344391B1/en unknown
-
2018
- 2018-04-12 WO PCT/NO2018/050101 patent/WO2018190727A1/en active Application Filing
- 2018-04-12 RU RU2019136071A patent/RU2763284C2/ru active
- 2018-04-12 GB GB1916194.2A patent/GB2576276B/en active Active
- 2018-04-12 CN CN201880024357.XA patent/CN110520594A/zh active Pending
- 2018-04-12 US US16/604,184 patent/US11761291B2/en active Active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6039120A (en) * | 1997-12-31 | 2000-03-21 | Kvaerner Oilfield Products | Adjustable isolation sleeve |
US6705401B2 (en) * | 2002-01-04 | 2004-03-16 | Abb Vetco Gray Inc. | Ported subsea wellhead |
RU2352756C1 (ru) * | 2005-02-18 | 2009-04-20 | ЭфЭмСи ТЕКНОЛОДЖИЗ, ИНК. | Втулка изоляции гидроразрыва |
US7743824B2 (en) * | 2007-03-23 | 2010-06-29 | Stream-Flo Industries Ltd. | Method and apparatus for isolating a wellhead for fracturing |
RU2348791C2 (ru) * | 2007-04-28 | 2009-03-10 | Закрытое акционерное общество "Нефтемашвнедрение" | Колонная головка |
US8316946B2 (en) * | 2008-10-28 | 2012-11-27 | Cameron International Corporation | Subsea completion with a wellhead annulus access adapter |
US20120285676A1 (en) * | 2011-05-13 | 2012-11-15 | Vetco Gray Inc. | Pressure energized interference fit seal |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO344391B1 (en) | 2019-11-25 |
US11761291B2 (en) | 2023-09-19 |
NO20170625A1 (en) | 2018-10-15 |
CN110520594A (zh) | 2019-11-29 |
WO2018190727A1 (en) | 2018-10-18 |
GB2576276A (en) | 2020-02-12 |
GB2576276B (en) | 2022-06-15 |
US20200063520A1 (en) | 2020-02-27 |
GB201916194D0 (en) | 2019-12-25 |
RU2019136071A3 (ru) | 2021-07-01 |
RU2019136071A (ru) | 2021-05-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8376057B2 (en) | Tubing hanger seal | |
US10287838B2 (en) | Running tool | |
US11572968B2 (en) | High capacity universal connector | |
US10472914B2 (en) | Hanger, hanger tool, and method of hanger installation | |
US8544550B2 (en) | Subsea wellhead with segmented fatigue reduction sleeve | |
US7234528B2 (en) | Multi-purpose sleeve for tieback connector | |
NO335821B1 (no) | Havbunns-brønnhodesammenstilling som inkluderer et brønnhodehus og en rørstrenghenger samt en fremgangsmåte for å feste en tetningssammenstilling mellom et brønnhodehus og en rørstrenghenger" | |
US20140116720A1 (en) | High Temperature Back Pressure Valve | |
US10066457B2 (en) | Hydraulic tool | |
US20160010398A1 (en) | Method and system for setting a metal seal | |
NO345679B1 (no) | Metall til metall tetningsarrangement for styrelinje og fremgangsmåte for anvendelse av denne | |
RU2763284C2 (ru) | Устройство и способ для компоновки зоны устья скважины | |
AU2013206282B2 (en) | Tubing hanger seal | |
WO2024137672A1 (en) | One trip slim wellhead systems and methods | |
CN116761926A (zh) | 用于将同心采油树与偏心生产基部连接的适配器 | |
GB2557734A (en) | Assembly and method |